СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ С ТЕРМИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №35 от 20.11.2011), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину - с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукцией температуры 80 - 90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой к температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.

Недостатками способа являются сложность строительства двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия. Строительство скважин ведется без учета толщины пласта и изменения гипсометрических отметок, что влияет на эффективность проводки горизонтальных стволов в скважине. В процессе эксплуатации происходит ограничение интервалов горизонтального ствола, тем самым снижается приток нефти к забою добывающей скважины, что ведет к недостаточной выработке продуктивного пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов (патент RU №2494240, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2013), включающий бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, причем горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья к забою, а участок нагнетательной скважины - от забоя к устью, пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя, при последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя.

Недостатками способа являются низкая выработка продуктивного пласта, увеличение затрат на установку пакера при тепловом воздействии. Происходит неполный охват пласта добывающей скважиной за счет установки пакера в ней и расположения горизонтального ствола нагнетательной скважины только над средней частью добывающей скважины. При эксплуатации происходит неполная выработка продуктивного пласта. Строительство скважин ведется без учета толщины пласта и изменения гипсометрических отметок, что влияет на эффективность проводки горизонтальных стволов в скважине. В процессе эксплуатации происходит ограничение интервалов горизонтального ствола, тем самым снижается приток нефти к забою добывающей скважины.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются увеличение притока нефти к забою добывающей скважины и повышение нефтеотдачи пласта за счет учета толщины пласта и изменения гипсометрических отметок в процессе бурения.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающим бурение нагнетательной и добывающей наклонно направленных скважин навстречу друг другу с расположением нагнетательной скважины над добывающей скважиной, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины с контролем температуры.

Новым является то, что строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта более 6,5 м, со стороны падения гипсометрических отметок кровли в сторону его роста бурят горизонтальный участок добывающей скважины, а восходящий участок нагнетательной скважины располагают над горизонтальным участком добывающей скважины с углом восхождения до 7°.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На основе данных разведочных скважин строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта h>6,5 м, со стороны падения гипсометрических отметок кровли 2 в сторону его роста бурят горизонтальный участок 3 добывающей скважины 4, а восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 располагают над горизонтальным участком 3 добывающей скважины 4 с углом восхождения α<7°. Скважины 4 и 6 оборудуют устройствами контроля давления и температуры (на черт, не показаны).

Производят закачку расчетного объема пара в скважины 4 и 6 для возникновения гидродинамической связи между ними.

Толщина пласта h>6,5 м залежи 1 позволяет разместить в пласте друг над другом горизонтальный участок 3 добывающей скважины и восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6. Восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 с углом восхождения 0<α<7° позволяет добиться восходящего потока теплоносителя к забою скважины 6, при этом незначительно уменьшить площадь горизонтальной проекции восходящего участка 5 нагнетательный скважины 6, обеспечивающую оптимальный массообмен теплоносителя - пара - из скважины 6 в пласт залежи 1.

Далее в нагнетательную скважину 6 закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар. В процессе закачки теплоносителя в восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 образуется зона прогрева среды залежи 1, или «паровая камера» (на черт, не показана), которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева залежи 1. За счет восходящего ствола 5 теплоноситель интенсивно перемещается к забою нагнетательной скважины 6, откуда под действием силы Архимеда к кровле 2 пласта залежи 1, вдоль которой перемещается вверх, пар конденсируется, интенсивно передавая тепло продукции пласта. Сконденсированная горячая вода вместе продукцией залежи 1 движется к забою добывающей скважины. Так как циркуляция теплоносителя происходит как поперек восходящего участка 5 нагнетательной скважины 6, так и вдоль него, то теплообмен от теплоносителя в пласте залежи 1 происходит в более интенсивном режиме, ускоряя отбор из скважины 4 продукции пласта в промышленных масштабах, увеличивая охват пласта залежи 1 прогревом и обеспечивая увеличение выработки из единицы объема залежи 1 за счет снижения вязкости тяжелой нефти или битума, что способствует ее продвижению с применением гравитационного дренажа к горизонтальному участку 3 добывающей скважины 4, из которой производят отбор нефти.

Пример конкретного выполнения.

Предложенный способ разработки залежи 1 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 - 20 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 доли, ед.;

- пластовое давление - 0,44 МПа.

На основе данных исследования пробуренных разведочных скважин строят карту кровли продуктивного пласта залежи 1 и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта 25 м, в сторону его роста бурят горизонтальный участок 3 добывающей скважины 4, а восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 располагают над горизонтальным участком 3 добывающей скважины 4 длиной 1000 м с углом восхождения α≈3°. Скважины 4 и 6 оборудуют устройствами контроля давления и температуры.

Закачивают расчетный объем пара в скважины 4 и 6 - по 6500 м³ - пара для возникновения гидродинамической связи между ними.

Далее в восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 закачивают пар с температурой 195°С и сухостью 0,9 доли. ед. под давлением 1,3 Мпа, объем закачиваемого пара - 130 т/сут. Прогревают часть залежи 1 до 148°С по всей длине вскрытого участка продуктивной залежи 1. Из горизонтального участка 3 добывающей скважины 4 производят отбор жидкости 160 т/сут.

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием за счет учета толщины пласта и изменения гипсометрических отметок в процессе бурения 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%.