СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ БИТУМИНОЗНОЙ НЕФТИ ИЗ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором.

Известен (заявка РФ №2007122922/03, Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008) способ разработки и добычи высоковязкой нефти, включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через насосно-компрессорные трубы (НКТ) верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости - через НКТ нижнего горизонтального.

Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизотальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Необходимость бурения двух горизонтальных стволов скважины ограничивает выбор разрабатываемого участка по толщине продуктивного пласта. Недостатком этого способа также является невозможность исследований месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что ведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (Патент РФ №2626500, Е21В 43/24, Е21В 7/04 опубл. в бюл. №22 от 28.07.2017), включающий строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб-НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства скважины проводят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину. В качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ.

Недостатком этого способа является прорыв закачиваемого инертного газа к забою добывающей скважины, приводящий к снижению показателей добычи. Наличие газонасыщенного интервала над горизонтальной скважиной будет снижать эффективность распространения паровой камеры и прогрев продуктивного пласта за счет утечки пара в газовую шапку.

Техническими задачами предлагаемого способа разработки залежи битуминозной нефти являются снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет изоляции с двух сторон газовой шапки над горизонтальной скважиной наполнителем и исключения отвода тепла из пространства пласта над горизонтальной скважиной, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН), а также контроль распространения теплового воздействия по битуминозной залежи.

Технические задачи решаются способом разработки битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающим исследование месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, строительство горизонтальной скважины под газовой шапкой с вскрытием продуктивного пласта, бурение оценочных скважин над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, спуск в горизонтальную скважину насосно-компрессорных труб - НКТ, циклическую подачу водяного пара по НКТ с ожиданием термокапиллярной пропитки и отбор продукции скважины.

Новым является то, что предварительно определяют наличие куполообразных поднятий, в которых располагаются газовые шапки, горизонтальные скважины строят под этими поднятиями, пару оценочных скважин бурят по оси горизонтальной скважины за ее пределами на расстоянии, позволяющем изолировать пространство газовой шапки над горизонтальной скважиной, перед закачкой пара в горизонтальную скважину в оценочные скважины закачивают наполнитель для изоляции пространства газовой шапки над горизонтальной скважиной.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины.

На фиг. 2 изображено сечение А-А фиг. 1

Способ реализуется в следующей последовательности.

Исследуют пласт 1 (фиг. 1) для выделения участков с наличием газовых шапок 2 с применением промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Определяют наличие куполообразных поднятий 3 (фиг. 1 и 2), под которыми располагаются газовые шапки 2. Горизонтальную скважину 4 строят под одним куполообразном поднятием 3 с вскрытием продуктивного пласта 1. Пару оценочных скважин 5 и 6 (фиг. 1) бурят по оси горизонтальной скважины 4 за ее пределами на расстоянии, позволяющем изолировать пространство газовой шапки 2 над горизонтальной скважиной 4. После вскрытия оценочными скважинами 5 и 6 газовой шапки 2 перед закачкой пара в горизонтальную скважину 4 в скважины 5 и 6 закачивают наполнитель (например, набухающий гель, глинистый раствор, цементный раствор и т.п.) для изоляции пространства газовой шапки 2 над горизонтальной скважиной 4. Поскольку до прогрева залежи 1 проницаемость пласта 1 в нефтенасыщенной зоне гораздо меньше, чем в газовой шапке 2, то наполнитель будет заполнять пространство в газовой шапке 2, вытесняя газ из участка газовой шапки 2 в районе оценочных скважин 5 и 6 и изолируя пространство газовой шапки 2, расположенной над горизонтальной скважиной 4. В горизонтальную скважину 4 спускают колонну НКТ 7, по которой производят циклическую подачу водяного пара с ожиданием термокапиллярной пропитки (время термокапиллярной пропитки определяют эмпирическим путем), и отбирают продукцию пласта 1, например, глубинно-насосным оборудованием (на фигуре не показано). Закачивают по НКТ 7 пар в скважину 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 не больше давления гидроразрыва пласта 1, не допуская утечки закачиваемого пара через кровлю пласта 1 в газовую шапку 2 благодаря наличию наполнителя, отсекающего газовую шапку 2 над горизонтальной скважиной 4. Контроль за процессами закачки пара и отбора продукции пласта 1 через скважину 4 ведут при помощи устройств контроля давления и температуры 10 (фиг. 1 и 2), наблюдательных скважин (на фигурах не показаны) или аэрофотосъемки. Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторяются до максимального извлечения из пласта 1 высоковязкой нефти.

Пример конкретного выполнения.

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которого определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:

- глубина залегания - 148 м;

- средняя общая толщина пласта - 30 м;

- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;

- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°С;

- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м³;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 48140,5 мПа⋅с;

- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм²;

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.;

- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;

- давление в газовой шапке составляет - 0,9 Мпа.

Исследуют пласт 1 (фиг. 1) для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 65%. Определяют наличие куполообразных поднятий 3 (фиг. 1 и 2), под которыми располагаются газовые шапки 2. Под куполообразным поднятием 3 выше уровня водонефтяного контакта 11 (ВНК) на 7 м построили пароциклическую горизонтальную скважину 4 (фиг. 1) с длинной горизонтального участка 270 м. Оценочные скважины 5 и 6 расположили по оси горизонтальной скважины 4 за ее пределами на расстоянии 340 м с вскрытием у нижней границы газовой шапки 2 нефтяного пласта 1. Скважину 4 оборудовали устройствами контроля температуры и давления 10 и оснастили НКТ 7. В горизонтальные и вертикальные скважины 5 и 6 скважин 3 спустили НКТ 8 и 9. Через НКТ 8 и 9 в вертикальные скважины 5 и 6 произвели закачку глинистого раствора, в суммарном объеме 4 тыс.т, заполняя до кровли залежи 1 участки газовой шапки 2 в районе скважин 5 и 6 для изоляции пространства газовой шапки 2, расположенного над горизонтальной скважиной 4. После извлечения НКТ 8 и 9 из скважины 5 и 6 производили закачку по НКТ 7 теплоносителя в объеме 5 тыс.т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 доли ед. После прогрева пласта 1 закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта 1. В течение 1,5 мес. происходил процесс термокапиллярной пропитки залежи 1. По истечении полутора месяцев произвели отбор продукции по НКТ 7 из скважины 4, а контроль за состоянием отбираемого флюида осуществляли устройством контроля давления и температуры 10. Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 8 раз. Производили закачку теплоносителя по НКТ 7 в пароциклическую скважину 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 меньше на 10% (1,8 МПа), чем давление гидроразрыва пласта 2 (2,0 МПа), не допуская утечки закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1.

При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 2,5 раза, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 14%, увеличение накопленной добычи нефти более чем на 7,2%, отсутствие прорыва газа из газонасыщенного интервала.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,12 доли ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 25%.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его эффективность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья, для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.

Предлагаемый способ разработки залежи битуминозной нефти позволяет снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет заполнения газовой шапки над горизонтальной скважиной наполнителем и исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.