СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти или битума без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2527984, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, опубл. 10.09.2014, бюл. №25), включающий строительство двухустьевых с горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом. Фильтр горизонтального участка нагнетательной скважины разделяют на две зоны прогрева. Внутри фильтра напротив каждой из зон прогрева устанавливают заглушенные с концов хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев нагнетательной скважины. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины. На поверхности обвязывают внутренние пространства технологических колонн труб нагнетательной скважины трубопроводом с вентилями между собой, а также обвязывают межколонные пространства нагнетательной скважины всасывающим и нагнетательным трубопроводами, оснащенными вентилями с парогенераторной установкой. Гидравлическими линиями с вентилями обвязывают насосный агрегат с межколонными пространствами нагнетательной скважины. При закрытых отверстиях фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины производят разогрев межскважинной зоны пласта, снижают вязкость сверхвязкой нефти в пласте замкнутой циркуляцией теплоносителя по межколонным и внутренним пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенераторной установки без закачки теплоносителя в пласт и производят отбор разогретой сверхвязкой нефти из добывающей скважины. В процессе замкнутой циркуляции теплоносителя по нагнетательной скважине при повышении температуры в зоне отбора добывающей скважины до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, отключают парогенераторную установку и прекращают циркуляцию теплоносителя. Открывают отверстия фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем совмещения их с отверстиями хвостовиков. Насосным агрегатом производят закачку углеводородного растворителя через межколонные пространства и фильтр в пласт с образованием в пласте камеры растворителя, в которой происходит разжижение разогретой сверхвязкой нефти. При этом продолжают отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти из добывающей скважины. По мере отбора разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти вследствие прекращения циркуляции пара снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти в зоне отбора до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, недостаточной для ее растворения углеводородным растворителем. После чего отключают насосный агрегат и закрывают отверстия фильтра верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем разобщения их с отверстиями хвостовиков. Включают парогенераторную установку и возобновляют циркуляцию теплоносителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине. В дальнейшем процесс повторяется.

Недостатком способа является технологическая сложность его реализации, в частности бурение двухустьевых скважин со сложной системой обвязки, а также снижение коэффициента извлечения нефти (КИН) в связи с прекращением закачки пара в процессе закачки растворителя, что ведет к остыванию пласта и повышенному расходу растворителя, связанному с ухудшением его свойств при более низких температурах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2531963, МПК E21B 43/24, опубл. 27.10.2014, бюл. №30), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5-1 м. Дополнительно строят скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар, или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.

Недостатком способа является то, что при закачке растворителя в ту же скважину, в которую закачивается и теплоноситель, эффективность от действия растворителя снижается из-за того, что часть его при нагреве может испаряться и переноситься теплоносителем в верхнюю часть паровой камеры, в результате снижается эффективность обработки реагентом и коэффициент извлечения нефти (КИН).

Техническими задачами способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума являются увеличение КИН, а также снижение затрат на прогрев пласта и на растворитель.

Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхние нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения высоковязкой нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, в качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом.

Новым является то, что строят дополнительную горизонтальную скважину между парой добывающей и нагнетательной скважин в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними, а контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева, причем растворитель закачивают только через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство вертикальных наблюдательных скважин для уточнения геологического строения и последующего контроля и регулирования выработки пласта 1, строительство пары расположенных друг над другом горизонтальных добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, дополнительной горизонтальной скважины 4, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину 3 с прогревом продуктивного пласта 1 и созданием паровой камеры 5, закачку растворителя в дополнительную горизонтальную скважину 4, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа и действия растворителя через добывающую скважину 2 и контроль за состоянием паровой камеры 5 при помощи наблюдательных скважин (на чертеже не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятием термограммы в горизонтальной добывающей скважине 2 с определением зон наименьшего прогрева. Горизонтальную добывающую скважину 2 располагают не ниже 1,5-2 м от уровня 6 ВНК. Дополнительную горизонтальную скважину 4 располагают в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между добывающей скважиной 2 и нагнетательной скважиной 3 для снижения непроизводительной закачки растворителя в кровельную часть паровой камеры 5 и для предотвращения прорыва растворителя в добывающую скважину 2. Разработку месторождения сверхвязкой нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры 5 путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательную скважину 3 и отбора скважинной жидкости из добывающей скважины 2: при превышении скорости формирования и продвижения паровой камеры 5 выше допустимой (определяют по термограмме), приводящей к прорыву пара к забою добывающей скважины 2, закачку в нагнетательную скважину 3 снижают.

Закачку растворителя в дополнительную горизонтальную скважину 4 осуществляют следующим образом: по термограмме в горизонтальной добывающей скважине 2 определяют слабо прогретые интервалы. Напротив такого интервала в дополнительную горизонтальную скважину 4 спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) или гибкую трубу, в которую производят закачку растворителя. Закачку можно произвести каким-либо другим способом (например: способом, описанным в патенте RU №2527984, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, опубл. 10.09.2014, бюл. №25).

Пример конкретного выполнения.

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

- средняя общая толщина пласта - 23 м;

- нефтенасыщенная толщина пласта -18 м;

- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°C;

- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м³;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 480140,5 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 д. ед.

В нефтенасыщенном пласте 1 на 2 м выше уровня 6 ВНК расположили горизонтальную добывающую скважину 2. Над горизонтальной добывающей скважиной 2 на расстоянии 8 м расположили горизонтальную нагнетательную скважину 3. На середине расстояния между горизонтальными добывающей скважиной 2 и нагнетательной скважиной 3 расположили дополнительную горизонтальную скважину 4 под закачку растворителя. После обустройства горизонтальных добывающей 2, нагнетательной 3 и дополнительной под закачку растворителя 4 скважин через горизонтальную нагнетательную скважину 3 закачивался рабочий агент в объеме 5 тыс.т. В качестве рабочего агента использовался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева призабойной зоны горизонтальной нагнетательной скважины 3 горизонтальная добывающая скважина 2 была введена в добычу, а горизонтальная нагнетательная скважина 3 под постоянную закачку.

С периодичностью в 20 дней в горизонтальной добывающей скважине 2 выполняли снятие термограммы и по температуре вдоль ствола определяли зоны наименьшего прогрева. Напротив непрогретого интервала в дополнительную горизонтальную скважину 4 под закачку растворителя выполняли закачку «Нефрас» в объеме 5% от объема закачки пара в горизонтальную нагнетательную скважину 3 до выравнивания температуры вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 2 по данным термограммы. При достижении температуры по данным термограммы в стволе горизонтальной добывающей скважины 2 на 6-7°С ниже температуры парообразования закачку в горизонтальную нагнетательную скважину 3 снижали.

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 неэффективной закачки растворителя в 3-4 раза по отношению к прототипу, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, уменьшение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 7-8%.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН, а также снижение затрат на прогрев пласта и на растворитель.