Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2199656, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №6 от 02.27.2003), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим.

Известный способ позволяет выполнить охват воздействием на большой площади залежи, однако при этом в межскважинном пространстве остаются невыработанные зоны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2334098, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Далее горизонтальные стволы двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого, горизонтальные стволы проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют выше концов горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 м и размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, параллельно линии горизонтальных стволов добывающих скважин, в залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины, формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Недостатками способа являются возможный прорыв теплоносителя по истечении небольшого промежутка времени с неизбежной потерей его энергии, а также неполная выработка пластовой продукции.

Техническими задачами являются перевод начала добычи нефти на более раннюю стадию разработки за счет строительства вертикальных нагнетательных скважин с забоем, приближенным к стволу добывающей горизонтальной скважины, с целью уменьшения расстояния между ними и увеличение нефтеизвлечения при помощи периодической изоляции перфорации от забоя в сторону устья вертикальных скважин во избежание прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Техническая задача решается способом, включающим строительство горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважин, низ которых располагается над горизонтальной скважиной, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающей.

Новым является то, что нагнетательные скважины располагают с сеткой 50-100 м выше горизонтальной добывающей скважины, причем крайние выше на 5-10 м, а средние расположены между крайними в верхней четверти продуктивного пласта, при этом вскрытие нагнетательных скважин производят по всему интервалу вскрытого ими продуктивного пласта, горизонтальную скважину оснащают датчиками температуры по всей длине, с анализом температуры по участкам, соответствующим крайним нагнетательным скважинам, при достижении на участке температуры, близкой к температуре прорыва, соответствующую данной зоне крайнюю нагнетательную скважину от забоя изолируют в интервале 5-15 м, в дальнейшем контроль температур в добывающей скважине и поинтервальное отсечение в крайних нагнетательных скважинах производят аналогично до уровня средних нагнетательных скважин, после чего равномерность прогрева пласта регулируют объемами закачки теплоносителя в нагнетательные скважины, соответственно уменьшая при повышении температуры на соответствующем участке добывающей скважины или увеличивая при снижении температуры.

На фиг.1 представлена схема размещения горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважин.

На фиг.2 представлен вид А фиг.1.

На фиг.3 представлены графики суточных дебитов нефти при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода при строительстве нагнетательных скважин с забоем в верхней части пласта (II-вариант).

На фиг.4 представлены графики накопленных дебитов нефти при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода при строительстве нагнетательных скважин с забоем в верхней части пласта (II-вариант).

Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов осуществляется следующим образом.

В подошве продуктивного пласта 1 (фиг.1) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор продукции, и нагнетательные вертикальные скважины 3 с сеткой 50-100 м, через которые будет производиться закачка теплоносителя, например пара. Строительство вертикальных нагнетательных скважин 3 идет перпендикулярно стволу добывающей скважины 2. От забоя нагнетательных скважин 3, которые находятся по краям сетки, расстояние h (фиг.2) должно быть не менее 5-10 м во избежание прорыва пара и неизбежной потери теплоносителя при его закачке. Забой нагнетательных скважин 3 может находиться в области продуктивного пласта 1 с наибольшей водонасыщенностью и проницаемостью для уменьшения времени прогрева продуктивного пласта 1. Забой средних нагнетательных скважин 3 находится в верхней части продуктивного пласта 1. По стволу добывающей скважины 2 расположены датчики 4 температуры, с помощью которых ведут непрерывный контроль температуры на участках, например, 5, 5′, соответствующих крайним нагнетательным скважинам 3. Участки 5, 5′ определяют, разбивая условно горизонтальный участок добывающей скважины 2 с датчиками 4 по расположению напротив них соответствующих крайних нагнетательных скважин 3.

Далее через вертикальные нагнетательные скважины 3 идет закачка теплоносителя, которым является пар температурой 180°С и сухостью 0,8 д. ед. При достижении дебита ведется непрерывный мониторинг за температурой датчиками 4 на участках 5, 5′ по стволу добывающей скважины 2, и при достижении температуры, близкой к критической (на практике - 90-110°С), например, на участке 5′ (фиг.2) от прорыва теплоносителя производят последовательную изоляцию забоя той нагнетательной скважины 3, которая расположена напротив соответствующего участка, например 5′, от забоя к устью с шагом L₁ (5-10 м). Закрытие перфорации производят, например, пакером или цементированием. Далее нагнетательная скважина 3, на которой произвели закрытие перфорации, вводится в обычный режим работы, и также ведется непрерывный контроль за температурой по соответствующему участку 5′ добывающей скважины 2 при помощи датчиков 4. Опять же при повторном повышении температуры на этом участке 5′ до близкой к критической от прорыва теплоносителя ведется повторное закрытие перфорации нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом L₂ (5-10 м).

Представленный способ был реализован на Ашальчинском месторождении, а также были пробурены контрольные скважины по прототипу. В нижеприведенной таблице приведены геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта.

Результаты показаны на фиг.3, где предложенный способ (I-вариант) и контрольные скважины (II-вариант) работают в том же пласте и взяты как контрольные, в которых забой для исключения прорыва теплоносителя и наибольшего охвата пласта 1 размещался в верхней подкровельной его части. Из фиг.3 видно, что дебит по предложенному способу начал расти на значительно более ранней стадии разработки, через 3 месяца после начала эксплуатации скважин, а не по истечении 2,5-3,5 лет, как в контрольных скважинах при перфорации нагнетательных вертикальных скважин 3 в верхней части продуктивного пласта 1 (II-вариант). В первые четыре года эксплуатации по предлагаемому способу было получено 5381 м³ продукции, по прототипу за тот же период времени - 1478 м³, что на 264% меньше предложенного способа.

На базе полученных данных и с учетом параметров месторождения (см. табл.) в программном комплексе CMG модуля STARS был смоделирован данный объект разработки, история которого полностью адаптирована с данными суточных дебитов продукции, полученных на практике до 2009 г. На фиг.4 показаны графики накопленной добычи нефти до 2037 г. по предложенному способу (I-вариант) и по прототипу (II-вариант), на которых суммарная добыча нефти по предложенному способу превышает накопленную добычу нефти по прототипу на 45,8%. Результаты исследований по предложению не публиковались в открытых источниках.

Применение данного метода позволяет вести добычу нефти на более ранней стадии разработки объекта при строительстве крайних вертикальных нагнетательных скважин с забоем на небольшом расстоянии от горизонтальной добывающей, а не по истечении 2,5-3,5 лет при забое скважин в верхней части пласта. Также накопленная добыча нефти выше на 60% в зависимости от свойств пласта за счет равномерного прогрева пласта при своевременном закрытии перфорации крайних нагнетательных скважин.