Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей вязких нефтей и битумов.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №32 от 20.11.2006 г.), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины. Параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают непревышающим давления раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта, большие затраты на начальном этапе разработки без получения продукции

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки высоковязких нефтей и битумов (патент RU №2431744, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №29 от 20.10.2010 г.), включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным и/или горизонтально-наклонным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным и/или горизонтально-наклонным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины. Забой нагнетательной скважины при строительстве направляют в сторону горизонтального и/или горизонтально-наклонного участка добывающей скважины так, чтобы расстояние от забоя нагнетательной скважины до этого участка было не менее 4 м, при закачке теплоносителя и добыче продукции контроль проводят по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят последовательно изоляцию забоя нагнетательной скважины с шагом 7-15 метров, после чего продолжают работу скважин в обычном режиме.

Основными недостатками известного способа являются сложность в строительстве горизонтальной нагнетательной скважины, возможность прорыва вытесняющего агента к стволу добывающей скважины, недостаточный прогрев пласта по всему стволу горизонтальной добывающей скважины.

Техническими задачами настоящего изобретения являются снижение затрат, упрощение строительства горизонтальных скважин и повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения вязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта, полный и равномерный прогрев участка по всему стволу нагнетательной скважины.

Технические задачи решаются способом разработки залежей вязких нефтей и битумов, включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте на расстоянии не менее 4 м, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, проведение контроля по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят изоляцию равными участками последовательно от забоя нагнетательной скважины, после чего проводят работу скважин в обычном режиме.

Новым является то, что горизонтальный участок нагнетательной скважины строят навстречу горизонтальному участку добывающей скважины, нагнетательную скважину разбивают на участки с шагом 20-50 м, закачку теплоносителя производят в каждый участок последовательно, начиная от забоя с последующей их изоляцией с выдерживанием расстояния, исключающего прорыв теплоносителя в предыдущий участок, после закачки теплоносителя в последний участок нагнетательной скважины производят нагнетание теплоносителя по всей длине нагнетательной скважины в объеме, равном суммарному объему закачки во все участки.

Новым также является то, что горизонтальный участок добывающей скважины располагают выше уровня водонефтяного контакта не расстоянии на 2 м и более.

В предложенном способе решается задача снижения затрат на строительство горизонтальных скважин, повышения эффективности вытеснения вязких нефтей и битумов, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора и прогрева пласта, увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади и вертикали, за счет равномерного прогрева пласта во всем интервале нагнетательной скважины.

На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей вязких нефтей и битумов, где

1 - продуктивный пласт вязкой нефти и битумов; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - горизонтальная нагнетательная скважина; 4, 5, 6 - интервалы перфорации; l₁ - длина горизонтального участка нагнетательной скважины; l₂ - расстояние между интервалами перфорации; h - расстояние от горизонтального ствола добывающей скважины 2 до уровня водонефтяного контакта (ВНК).

На фиг.2 представлены графики накопленной добычи нефти при реализации предлагаемого способа и при реализации прототипа.

На фиг.3 представлены графики средних дебитов нефти при реализации предлагаемого способа и прототипа.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи вязкой нефти и битумов 1 (фиг.1) в подошвенной части пласта бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 2 на расстоянии не менее 2 м выше уровня водонефтяного контакта (ВНК). Осуществляют строительство нагнетательной скважины 3 с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над участком горизонтальной добывающей скважины в этом же пласте на расстоянии не менее 4 м, при этом горизонтальный участок нагнетательной скважины 3 строят навстречу горизонтальному участку добывающей скважины 2. После чего нагнетательную скважину 3 разбивают на три участка (участки 4, 5, 6) с шагом 20-50 м. Далее через нагнетательную скважину 3 первоначально осуществляют закачку теплоносителя в участок 4, в качестве которого применяют горячую воду, пар и т.д. После закачки агента только в участок 4, а не по всему интервалу нагнетательной скважины 3, достигается результат, при котором разогрев пласта в зоне участка 4 происходит наиболее быстро, что дает возможность получения нефти на более раннем этапе разработки. При каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 производят изоляцию участка 4 с дальнейшей закачкой теплоносителя в следующий участок 5 с выдерживанием расстояния l₂, исключающего прорыв теплоносителя в предыдущий участок 4. При достижении того же результата переходят на следующий участок 6. Закрытие перфорации производят пакером. Закачка теплоносителя поинтервально от забоя к устью по участкам дает возможность прогреть всю зону, охватываемую нагнетательной скважиной 3, а в случае закачки его по всему интервалу приведет к прогреву одного наиболее проницаемого и слабонасыщенного углеводородами участка, что приведет в скором времени к прорыву теплоносителя и снижению дебита в добывающей скважине 2.

Далее после закачки теплоносителя в последний участок 6 нагнетательной скважины 3 производят нагнетание теплоносителя по всей длине нагнетательной скважины 3 в объеме, равном суммарному объему закачки во все участки. Ввиду того что на первоначальном этапе разработки участки 4 и 5 были достаточно разогреты, то при последующей закачке теплоносителя по всему интервалу нагнетательной скважины 3 будет образовываться равномерный и стабильный прогрев всего участка. Далее проводят контроль за температурой добываемой продукции и динамикой дебита добываемой продукции, при этом продолжают работу скважин в обычном режиме.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают залежь вязкой нефти и битума. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 30 м и с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,5 мкм², плотностью нефти 956 кг/м³ и вязкостью 12000 мПа·с.

Представленное предложение реализовано на участке Ашальчинского месторождения. На залежи вязкой нефти и битумов 1 (фиг.1) в подошвенной части пласта осуществляют строительство одной добывающей горизонтальную скважины 2 длиной 150 м на расстоянии 2 м выше уровня водонефтяного контакта (ВНК). Над ней на расстоянии 7 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной 120 м. Нагнетательную скважину перфорируют по всей длине горизонтального участка 3. Далее нагнетательную скважину 3 разбивают на три равных участка 4, 5, 6 с шагом 40 м. Участки скважин между интервалами перфорации перекрывают цементированием. Далее производят закачку пара сухостью 0,8 при давлении 1,5 МПа последовательно от забоя к устью в объеме по 20 м³/сут в каждый интервал перфорации 4, 5, 6.

Затем после закачки пара в последний участок 6 нагнетательной скважины 3 производят нагнетание пара по всей длине нагнетательной скважины 3 в объеме 50 м³/сут в обычном режиме.

На базе полученных данных с учетом параметров залежей в программном комплексе CMG модуля STARS была разработана гидродинамическая модель данного объекта разработки с адаптированной историей по данным суточных дебитов продукции, полученных на практике.

Результаты показаны на фиг.2 и фиг.3, где представлены показатели накопленной добычи вязких нефтей и битумов, динамика средних дебитов нефти согласно предлагаемому способу и технологии по прототипу. Из графиков видно, что применение предлагаемого способа эффективнее и добыча нефти приходится на более раннюю стадию эксплуатации.

Благодаря применению данного способа разработки залежей вязких нефтей и битумов накопленная добыча вязких нефтей увеличилась в 2 раза, дебит вязкой нефти выше в 2 раза, обводненность продукции ниже на 4%.

Применение предложенного способа позволит снизить затраты и упростить строительство горизонтальных скважин, равномерно разогреть пласт, повысить нефтеотдачу, т.е. увеличить эффективность процесса вытеснения вязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия, что приведет к получению дополнительной добычи вязких нефтей и битумов за счет последовательной отработки всего пласта.