СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума при циклическом воздействии пара и углеводородного растворителя на пласт через нагнетательные горизонтальные скважины.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2387818, МПК E21B 43/24, опубл. 27.04.2010, бюл. 12), согласно которому производят закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно изобретению в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол. Совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.

Недостатком способа является то, что закачки пара и углеводородного растворителя в пласт проводятся без учета их влияния на изменение вязкости продукции в пласте. Не проводится контроль за изменением фракционного состава нефти в процессе закачки пара и углеводородного растворителя, отсутствуют данные о количестве осаждаемых в пласте фракций нефти с высокими температурами кипения и соответственно высокой вязкостью. Способ не может решить задачу равномерного прогрева паровой камеры, т.к. не используется неравномерная перфорация по всей длине горизонтального участка нагнетательной скважины, позволяющая отключать зоны температурных пиков, выравнивая фронт продвижения пара по горизонтальному стволу и снижая вероятность прорыва закачиваемого пара в горизонтальный участок добывающей скважины. В результате происходит нерациональный расход пара и дорогостоящего углеводородного растворителя, не достигаются запланированные уровни отбора высоковязкой нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием закачки теплоносителя в скважину (патент RU №2412342, МПК E21B 43/24, опубл. 20.02.2011, бюл. 5), включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков. С учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева. При строительстве скважин их горизонтальные участки оборудуют фильтрами, в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами, причем выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева так, чтобы исключить прорыв теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону. На устье колонны для закачки теплоносителя оснащают каждую самостоятельными трубопроводами с регулируемыми задвижками, которыми регулируют подачу теплоносителя в зависимости от термограммы паровой камеры, снимаемой в добывающей скважине.

Недостатком способа является то, что закачки пара в пласт проводятся без учета их влияния на изменение вязкости продукции в пласте и компонентного состава высоковязкой нефти или битума. Данный способ не может решить задачу равномерного прогрева паровой камеры, т.к. не используется неравномерная перфорация по всей длине горизонтального участка нагнетательной скважины, позволяющая при закачке теплоносителя сократить количество зон температурных пиков и снизить вероятность прорыва закачиваемого пара в горизонтальный участок добывающей скважины. При неравномерной перфорации нет необходимости разбивать горизонтальный участок на большое количество зон прогрева, что ведет к уменьшению количества колонн труб, используемых для закачки теплоносителя и соответственно экономии материальных затрат на строительство горизонтальной скважины. Непрерывная закачка пара увеличивает энергозатраты на нагрев пара по сравнению с его циклическим использованием. В результате происходит нерациональный расход пара, не достигаются запланированные уровни отбора высоковязкой нефти или битума.

Техническими задачами предлагаемого способа являются увеличение уровня добычи высоковязкой нефти или битума, снижение материальных затрат и экономии энергоресурсов в результате постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, равномерного прогрева пласта, используя неравномерную перфорацию по всей длине горизонтальной части нагнетательной скважины с выделением зон прогрева, позволяющих регулировать объемы закачки в пласт пара и попутного газа.

Технические задачи решаются способом разработки высоковязкой нефти или битума, включающим строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, причем в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга с помощью пакеров внутренними пространствами, а выходные отверстия колонн труб размещают в фильтре и распределяют по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева, закачку теплоносителя производят через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева подачей необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб для исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону.

Новым является то, что при строительстве нагнетательной скважины с горизонтальным участком для более равномерного прогрева пласта фильтры и колонны труб выполняют с увеличением суммарной площади сечения отверстий от начала горизонтального участка в пласте к забою, а при эксплуатации после увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз прекращают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб в зону прогрева с наименьшей температурой до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь 1, состоящую из одного и более пластов, разбуривают скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1. Определяют проницаемость, пористость пласта, вязкость высоковязкой нефти или битума. Проводят гидродинамические исследования с определением пластового давления, температуры. Выбирают участок с нефтенасыщенными толщинами h более 15 м.

Сначала строят нагнетательную 2, затем добывающую 3 скважины с горизонтальными участками b. Их размещают друг над другом в одной вертикальной плоскости на расстоянии l=5,0-7,0 м, что предотвращает преждевременный прорыв конденсата к добывающей горизонтальной скважине 3. В процессе строительства скважин 2, 3 горизонтальные участки b соответственно оборудуют фильтрами 4.

В нагнетательную скважину 2 спускают колонны труб 5, 6 по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью пакеров 7 в интервале продуктивного пласта 1. Нижний конец колонны труб 6 заглушен.

Добывающую горизонтальную скважину 3 проводят в наиболее проницаемом прослое, причем она располагается выше подошвы пласта 1 высоковязкой нефти или битума на расстоянии а=3,0-4,0 м, а водонефтяного контакта 9 - на расстоянии а≥6,0 м, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта 9 приведет к прорыву подошвенной воды к горизонтальному участку добывающей скважины 3 в результате резкого различия вязкостей высоковязкой нефти или битума и пластовой воды. В добывающую скважину 3 спускают колонну насосно-компрессорных труб 10 с погружным насосом 11 на конце.

Согласно налоговому кодексу РФ, с введением дифференцированного налогообложения на добычу полезных ископаемых (НДПИ), принята следующая классификация нефти: к высоковязкой (тяжелой) нефти относится нефть, вязкость которой в пластовых условиях составляет 200-10000 мПа·с, к сверхвысоковязкой (битуму) - нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 10000 мПа·с.

Высокая вязкость нефти или битума обуславливает применение скважинных тепловых методов разработки залежи 1 с дополнительной закачкой газообразных углеводородных растворителей, которые представляют собой индивидуальные химические соединения или смеси, способные растворять различные вещества, т.е. образовывать с ними однородные системы переменного состава, состоящие из двух или большего числа компонентов. При воздействии на высоковязкую нефть или битум газообразными углеводородными растворителями происходит полное их смешение с растворителем, в результате чего вязкость снижается.

Механизм вытеснения высоковязкой нефти или битума паром заключается в распространении зоны воздействия пара по пласту 1 при увеличении пластового давления. Нагнетаемый пар стремится в верхнюю часть пласта. На границе паровой камеры при передаче тепла образуется конденсат, а прогретая высоковязкая нефть или битум вытесняются под действием сил гравитации к нижней добывающей горизонтальной скважине 3.

При закачке теплоносителя происходит неравномерный прогрев паровой камеры вдоль горизонтального участка b нагнетательной скважины 2. Максимально прогревается пласт в начале горизонтального участка b, а в направлении забоя температура снижается.

Для более равномерного прогрева паровой камеры вдоль всего горизонтального участка b нагнетательной скважины 2 выходные отверстия перфорации 8 колонн труб 5, 6, размещенных внутри фильтра 4, распределяют неравномерно по длине горизонтального участка b, разбивая его на зоны прогрева - c и d. Неравномерная перфорация позволяет разбить горизонтальный участок на оптимальное количество зон прогрева, что ведет к уменьшению количества колонн труб, используемых для закачки теплоносителя.

Регулирование фронта продвижения теплоносителя по пласту 1 позволяет сглаживать температурные пики, полученные при записи термограмм, предотвращая прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины 3, или полностью отключать отдельные наиболее прогретые интервалы горизонтального участка b нагнетательной скважины 2, по которым произошел прорыв теплоносителя к горизонтальному участку добывающей скважины 2.

Закачку пара осуществляют от парогенератора (на чертеже не показан) в нагнетательную горизонтальную скважину 2 с прогревом пласта 1, созданием паровой камеры, циклически с одновременным отбором продукции из добывающей горизонтальной скважины 3 и контролем скорости и степени прогрева пласта. Как в процессе прогрева, так и в процессе эксплуатации проводят наблюдения за температурой в паровой камере скважины 2 с помощью специальных датчиков (термопар), спущенных внутрь паронагнетательных труб 5, 6. По результатам данных термодатчиков строятся термограммы, на которых места прорыва пара из паровой камеры в фильтр 4 горизонтального участка b добывающей скважины 3 отражаются в виде температурных пиков.

С учетом полученных термограмм при помощи специальных задвижек (на чертеже не показаны) регулируют объем закачиваемого пара в соответствующую колонну труб 5, 6 нагнетательной горизонтальной скважины 2, напротив которой произошел прорыв пара. Равномерный прогрев паровой камеры осуществляют за счет увеличения суммарной площади отверстий перфорации 8 горизонтального участка b - от его начала в направлении забоя, для чего используют неравномерную плотность перфорации в зонах прогрева c и d. Подача необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб 5, 6 исключает прорыв теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину 3 через более прогретую зону.

Режим закачки пара может быть различным, однако давление на забое не должно превышать горного давления, т.е. давления, под которым находится горная порода в пласте. Необходимо иметь в виду, что чем больше расход пара, тем больше отбирается его конденсата из добывающей горизонтальной скважины 3. Обязательными условиями закачки пара являются постепенный прогрев нагнетательной горизонтальной скважины 2 и равномерный прогрев обсадной колонны и цементного камня во избежание их растрескивания.

После закачки теплоносителя (пара) в верхнюю нагнетательную горизонтальную скважину 2, выдержки для термокапиллярной пропитки, добывающая горизонтальная скважина 3 запускается в работу. При повышении температуры пласта до 100°C и выше вязкость высоковязкой нефти или битума резко снижается, увеличиваются фазовые проницаемости пород, слагающих пласт. Отбор продукции из пласта возрастает. Чем выше неоднородность высоковязкой нефти или битума, тем медленнее происходит снижение вязкости. Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных составляющих, имеющих различную температуру кипения. В пласте в первую очередь происходят снижение вязкости легких фракций с относительно низкой температурой кипения (100°C и выше) и их отбор. В процессе дальнейшей закачки пара увеличивается площадь охвата выработкой запасов высоковязкой нефти или битума, что приводит к потере тепла в пласте и росту вязкости продукции. Доля легких фракций уменьшается, возрастает доля фракций с высокой вязкостью и температурой кипения. Высоковязкая нефть осаждается в пласте, в результате снижается проницаемость пласта и, как следствие, дебиты нефти.

При увеличении вязкости отбираемой продукции в 3,0-5,0 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла прекращают закачку пара в нагнетательную горизонтальную скважину 2 и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб 5, 6 в зоны прогрева с и d с наименьшей температурой. При снижении температуры отбираемой продукции на 10-25% циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева c или d и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют.

Газообразный углеводородный растворитель закачивают в нагнетательную горизонтальную скважину 2, что не позволяет нагреваться обсадной колонне, но при этом увеличивается температура закачиваемого в пласт 1 газообразного углеводородного растворителя и повышается запас упругой энергии в пласте 1, обеспечивающей в дальнейшем приток продукции из пласта в добывающую горизонтальную скважину 3. Повышение давления нагнетания приводит к увеличению охвата вытеснением за счет дополнительных участков пласта. Для того чтобы избежать неравномерного распространения фронта вытеснения высоковязкой нефти или битума, забойное давление в нагнетательной горизонтальной скважине 2 не должно превышать давления гидроразрыва пласта. При этих условиях эксплуатации обеспечивается наименьший расход пара на добычу одной тонны высоковязкой нефти или битума.

Пример конкретного выполнения

Залежь 1 высоковязкой нефти, представленную одним пластом, разбуривают скважинами по сетке 40×400 м. Выбирают участок с эффективными нефтенасыщенными толщинами h≥20,0 м. Нижней границей для пласта является водонефтяной контакт 9. Определяют проницаемость пласта, которая равна 0,146 мкм². Пористость изменяется в интервале от 16,8 до 20,3%. Вязкость нефти составляет в среднем 835 мПа·с.

Строят нагнетательную горизонтальную скважину 2 с длиной горизонтальной части b 700 м. Ниже в пласте бурят горизонтальную добывающую скважину 3 с длиной горизонтальной части 730 м. Горизонтальные стволы скважин 2, 3 размещают в одной вертикальной плоскости. Обсадные колонны устанавливают до продуктивного пласта 1, цементируют затрубное пространство колонны (на чертеже не показано) до кровли пласта 1.

В нагнетательную горизонтальную скважину 2 спускают колонны труб 5, 6 по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью соответствующих пакеров 7 в интервале продуктивного пласта 1. Нижний конец колонны труб 6 заглушен. Выходные отверстия перфорации 8 колонн труб 5, 6 размещены по всей длине горизонтального участка b нагнетательной скважины 2 неравномерно, разбивая его на две зоны прогрева: первая зона с распространяется от начала горизонтального участка b до 350 м, вторая d - от 350 до 700 м. Для более равномерного прогрева пласта 1 суммарную площадь сечения отверстий перфорации 8 фильтра 4 и колонн труб 5, 6 от начала горизонтального участка в пласте к забою увеличивают вдвое (определены опытным путем).

Расстояние l между горизонтальными нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинами составляет 5,5 м. Траекторию горизонтальной добывающей скважины 3 располагают выше водонефтяного контакта 9 на 10,0 м - минимальном расстоянии а, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Устанавливают насосно-компрессорные трубы 10 с погружным насосом 11 на конце, снабженные центраторами.

Закачку пара осуществляют от парогенератора (на чертеже не показан) через верхнюю нагнетательную горизонтальную скважину 2 с устья скважины. Горизонтальный участок b в пласте 1 разделен на две зоны прогрева с и d, поэтому пар закачивают по двум колоннам теплоизолированных насосно-компрессорных труб 5, 6. Периодически определяют объемы нагнетаемого пара, попутного газа, используемого в качестве газообразного углеводородного растворителя, и добываемой продукции, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин 2, 3. По результатам данных термодатчиков с учетом полученных термограмм при помощи специальных задвижек (на чертеже не показаны) регулируют объем закачиваемого пара в соответствующую колонну труб 5, 6 нагнетательной горизонтальной скважины 2.

В нагнетательную горизонтальную скважину 2 закачали 2,04 тыс.т пара и 161 тыс.м³ попутного газа. Закачка пара температурой 175-200°C производилась при давлении на устье 1,3-1,6 МПа циклами, не превышающими 2,0 сут. Средний темп нагнетания составил 2,8 т/ч или 67,0 т/сут. Максимальный объем закачки пара в две зоны прогрева, произведенный за цикл, составил 96,0 т, в среднем - 30,0 т. Обводненность продукции достигла 71,0%. Удельный расход пара на 1 т добытой высоковязкой нефти составил 0,76 т.

Для снятия теплового напряжения с эксплуатационной колонны нагнетательной горизонтальной скважины 2 и увеличения отбора продукции из добывающей горизонтальной скважины 3 при увеличении вязкости в 3,5 раза до 122,5 мПа·с по сравнению с начальной вязкостью (35,0 мПа·с) в начале цикла закачки пара в пласт, закачку пара заменили на нагнетание попутного газа в нагнетательную горизонтальную скважину 2. Через двое суток при снижении температуры в пласте на 22,0% до 132°C возобновили закачку пара в пласт 1. Далее циклы повторили. В результате циклической закачки пара и попутного газа в пласт 1 дебиты высоковязкой нефти возросли с 0,3-0,8 т/сут до 1,5-3,8 т/сут.

По сравнению со способом-прототипом в предлагаемом способе для равномерного прогрева пласта 1 паром применяется неравномерная перфорация 8 горизонтального участка b нагнетательной скважины 2, которая позволяет сократить количество колонн труб, спускаемых в скважину, с трех до двух. Число зон прогрева c и d, разделяющих горизонтальный участок b, уменьшается с нескольких до двух. Материальные затраты на строительство скважины снижаются до 30%.

При циклической закачке пара и попутного газа в пласт энергозатраты на нагрев пара уменьшаются пропорционально продолжительности цикла. Циклическая закачка попутного газа в качестве газообразного углеводородного растворителя кратно снизит материальные затраты при его использовании.

Предлагаемый способ позволяет осуществлять постоянный контроль за изменением вязкости добываемой продукции, обеспечивает возможность регулирования процесса закачки пара и попутного газа, позволяет снизить энергозатраты на нагрев пара при его циклическом использовании, сократить количество используемых насосно-компрессорных труб за счет выравнивания фронта закачиваемого пара в пласт, неравномерно перфорируя горизонтальный участок нагнетательной скважины и разбивая его на оптимальное количество зон прогрева, отключая интервалы прорыва пара в горизонтальный участок добывающей скважины.