Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №26 20.09.2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве агента используют пар в чередовании с воздухом.

Недостатком способа является вероятность быстрого прорыва теплоносителя из-за небольшого расстояния между забоем добывающей и нагнетательной скважин (3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность. Способ не подходит для разработки залежи с наклонным водонефтяным контактом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК E21B 43/16, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2014), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.

Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной добывающей скважины, вероятность быстрого прорыва нагнетаемого в вертикальную нагнетательную скважину пара к забою добывающей горизонтальной скважины.

Техническими задачами заявляемого способа являются обеспечение работоспособности технологии парогравитационного дренажа в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, снижение затрат на исключении строительства дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти при тепловом воздействии, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины, вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше ВНК, для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м, в скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины, наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в наклонно горизонтальную и вертикальную скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание, по показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара, при прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины закачку прекращают в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины закачку прекращают в верхний интервал вертикальной скважины, после выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют, изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения скорости роста паровой камеры.

На чертеже представлена схема размещения вертикальной нагнетательной скважины и наклонно горизонтальной добывающей скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.

В продуктивном пласте 1 определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 2, в случае, если уровень ВНК 2′ наклонный, то определяют его угол наклона. Далее бурят и обустраивают наклонно горизонтальную скважину 3 с забоем выше уровня ВНК 2 как минимум на 2-3 м.

Наклонно горизонтальную скважину 3 перфорируют по всему интервалу продуктивного пласта 1. В случае разработки залежи с наклонным уровнем ВНК 2′ наклонно горизонтальную скважину 3 бурят над уровнем ВНК 2′ на расстоянии от него как минимум 2-3 м. Далее бурят вертикальную скважину 4 на удалении 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины 3 вдоль ее оси. Расстояние от забоя вертикальной скважины 4 до забоя наклонно горизонтальной скважины 3 устанавливают больше допустимого отклонения от проектной точки при бурении (радиуса круга допуска). Вертикальную скважину 4 перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше ВНК. В вертикальной скважине 4 устанавливают пакер 5 в интервале ниже кровли пласта 1 на 1/4 нефтенасыщенного интервала пласта 1 и выше ВНК на 1/4 нефтенасыщенного интервала пласта 1 для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины 4 на верхний 6 и нижний 7 интервалы. В вертикальной скважине 4 устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в верхнем 6 и нижнем 7 интервалах вертикальной скважины 4. Наклонно горизонтальную скважину 3 оборудуют температурными датчиками 8 для контроля за температурой по стволу наклонно горизонтальной скважины 3. После обустройства наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин в обе скважины производят закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. В качестве рабочего агента используют пар, например, с температурой 180-250°C и сухостью 0,7-0,9 д. ед. После прогрева призабойных зон наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин, наклонно горизонтальную скважину 3 переводят под добычу жидкости, а вертикальную скважину 4 - под закачку пара. По показаниям температурных датчиков 8 в наклонно горизонтальной скважине 3 выполняют контроль за паровой камерой и определяют интервал прорыва пара. Температуру, при которой в интервале фиксируют прорыв пара (температуру прорыва пара), определяют как 85-95% от температуры парообразования закачиваемой воды при пластовом давлении. При фиксировании в датчиках 8 в интервале наклонно горизонтальной скважины 3 температуры выше температуры прорыва пара, считают, что в этом интервале произошел прорыв пара. При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины 3 прекращают закачку в нижний интервал 7 вертикальной скважины 4, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины 3 прекращают закачку в верхний интервал 6 вертикальной скважины 4, после выравнивания профиля притока нагнетание в интервалы 6 и 7 возобновляют. Изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину 4 и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины 3 для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине 3 и изменения скорости роста паровой камеры. Если фиксируется низкая температура в датчиках 8 наклонно горизонтальной скважины 3, то увеличивают закачку пара в вертикальную скважину 4 или уменьшают отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины 3. Если фиксируется высокая температура в датчиках 8 наклонно горизонтальной скважины 3, уменьшают закачку пара в вертикальную скважину 4.

Пример конкретного выполнения

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был опробован на Ашальчинском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:

средняя общая толщина пласта - 12 м;

нефтенасыщенная толщина пласта - 10 м;

значение начального пластового давления - 0,45 МПа;

начальная пластовая температура - 8°C;

коэффициент плотности нефти в пластовых условиях - 0,970 кг/м;

коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 27351 мПа·с;

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

значение средней проницаемости по керну в пласте - 2660 мкм;

значение средней пористости по керну в пласте - 0,3 д. ед.

Выше наклонного уровня ВНК 2′ на расстоянии 2,5 м расположили наклонно горизонтальную скважину 3 с длиной наклонно горизонтального участка 400 м. Наклонно горизонтальная скважина 3 сообщается с пластом через щелевой фильтр во всем продуктивном интервале.

Вертикальную скважину 4 расположили на удалении 1 м от забоя наклонно горизонтальной скважины 3 вдоль ее оси. Вертикальная скважина 4 была проперфорирована от кровли до отметки 1 м выше уровня ВНК. Вертикальную скважину разобщили пакером 5 на два интервала 6 и 7 на расстоянии 5 м от кровли пласта.

После обустройства наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин через них была произведена закачка рабочего агента в объеме 3,5 тыс. т в каждую для достижения необходимого уровня прогрева призабойных зон. В качестве рабочего агента использовался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева призабойных зон обеих скважин 3 и 4 наклонно горизонтальная скважина 3 была переведена под добычу, а вертикальная скважина 4 - под закачку пара.

При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины 3 прекращалась закачка пара в нижний интервал 7 вертикальной скважины 4, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины 3 прекращалась закачка в верхний интервал 6 вертикальной скважины 4, после выравнивания профиля притока нагнетание в интервалы 6 и 7 возобновлялось. В течение 15-летнего периода работы элемента нижний интервал 7 вертикальной скважины 4 перекрывали 45 раз, верхний интервал 6 вертикальной скважины 4 перекрывали 15 раз. Выполняли регулирование скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине путем изменения объемов закачки теплоносителя от 50 до 85 т/сут в вертикальной скважине и отбора жидкости 60-100 т/сут из наклонно горизонтальной скважины.

Представленный способ, а также способ по прототипу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля STARS на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 10-15%.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как обеспечение работоспособности технологии парогравитационного дренажа в залежи с наклонным ВНК, снижение обводненности добываемой продукции из пласта. Исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину, что дает возможность избежать падения достигнутого давления в разрабатываемом пласте и тем самым обеспечить высокий приток продукции в добывающую скважину. Снижаются затраты за счет исключения строительства дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины.