Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума

Изобретение относится к нефтяной промышленности и направлено на увеличение технологической эффективности разработки залежей тяжелой нефти или природного битума путем нагнетания в залежь водяного пара.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт, включающий бурение и обустройство нагнетательной и добывающей скважин, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину для прогрева продуктивного пласта на всем протяжении ее горизонтального ствола и подъем жидкости из добывающей скважины. При этом бурят и обустраивают нагнетательную скважину с горизонтальным стволом меньшего диаметра и длины, чем у добывающей скважины, и к ней не менее одной дополнительной аналогичной нагнетательной скважины. Причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают на расстоянии не менее трех метров над горизонтальным стволом добывающей скважины. Режимы закачки пара в каждой из нагнетательных скважин изменяют исходя из результатов термометрии в горизонтальном стволе добывающей скважины для равномерного прогрева пласт. RU 2444617 С1, опубл. 10.03.2012.

Недостатком данного способа является то, что при его применении на залежах тяжелой нефти или природного битума, которые содержат нефть с низкой подвижностью в естественных пластовых условиях, для инициирования процесса дренирования требуется проводка нагнетательных и добывающей скважин на предельно малом расстоянии порядка 5 м друг от друга, т.к. при большем расстоянии между скважинами невозможно установление первичной гидродинамической связи. Это приводит к невозможности создания значительной репрессии на пласт и достижения высокого значения приемистости нагнетательных скважин из-за риска прямого прорыва нагнетаемого пара в добывающую скважину. При низкой приемистости нагнетательной скважины прогрев и выработка пласта происходит с низким темпом, при этом значительная часть нагнетаемого в пласт тепла уходит в вышележащие породы, за счет чего снижается энергетическая эффективность разработки. Кроме того, применение данного способа предполагает дополнительные затраты на бурение и обустройство нескольких стволов нагнетательных скважин.

Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума, включающий 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. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами. Растворитель закачивают через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева. RU 2582256 С1, опубл. 20.04.2016,

К недостаткам данного способа относится то, что при его применении на залежах тяжелой нефти или природного битума возникает необходимость бурения нагнетательных и добывающей скважин на предельно малом расстоянии порядка 5 м друг от друга и необходимость бурения дополнительной скважины между ними, что крайне сложно с точки зрения технологии бурения. Кроме того, данный способ подразумевает подачу в пласт растворителя, являющегося ценным углеводородным продуктом, и его неизбежные технологические потери.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину. RU 2340768 С2, опубл. 10.12.2008.

Недостатком данного способа, как и других приведенных аналогов, является то, что при его применении на залежах тяжелой нефти или природного битума возникает необходимость бурения нагнетательных и добывающей скважин на предельно малом расстоянии порядка 5 м друг от друга. Еще одним недостаткам данного способа является увеличение проходки при бурении скважин, металлоемкости и стоимости скважин. Кроме того, данный способ подразумевает дополнительные затраты на обустройство дополнительных устьев скважин.

Известен способ разработки залежей тяжелой нефти, предусматривающий бурение горизонтальной добывающей скважины в нефтяном пласте, бурение горизонтальной нагнетательной скважины выше нее и закачка в нее пара, бурение дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины, находящейся на отдалении в плане от первых двух более 50 м для горизонтального вытеснения нефти к добывающей скважине, при этом закачка пара в первую нагнетательную скважину может быть прекращена. RU 2510455 С2, опубл. 27.03.2014.

Недостатком данного способа при применении на залежах тяжелой нефти и природного битума является низкая эффективность горизонтальной фильтрации, связанная с невозможностью организации постоянной закачки рабочих агентов в дополнительную скважину из-за отсутствия приемистости дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины из-за ее расположения, необходимость вытеснения текучей среды в резервуар в направлении добывающей скважины пока не установится гидравлическая связь.

Ближайшим по технической сути аналогом предлагаемого способа является один из вариантов способа разработки вязкого углеводородного сырья, который предусматривает бурение в залежи двух параллельных горизонтальных скважин, расположенных в одной вертикальной плоскости на небольшом расстоянии, и вытеснение нефти паром за счет механизма гравитационного дренирования. Причем верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара, а нижняя скважина используется для откачки жидкости, содержащей нефть. US 4344485 А, опубл. 17.08.1982.

Существенным недостатком ближайшего аналога, как и всех приведенных аналогов, является то, что при его применении на залежах тяжелой нефти или природного битума требуется проводка нагнетательной и добывающей скважин на предельно малом расстоянии порядка 5 м друг от друга, при этом снижается величина допустимой репрессии и приемистости нагнетательной скважины из-за риска прямого прорыва нагнетаемого пара в добывающую скважину.

Технической задачей предлагаемого изобретения является разработка залежей тяжелой нефти или природного битума в режиме гравитационного дренирования паром с высокой энергетической эффективностью.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является снижение паронефтяного отношения при разработке залежей тяжелой нефти или природного битума, увеличение темпа выработки залежей, снижение количества очищенной пресной воды, необходимой для генерации пара.

Заявляемый технический результат достигается тем, что в способе разработки залежей тяжелой нефти или природного битума, предусматривающем бурение горизонтальных добывающей скважины вблизи подошвы пласта, бурение выше нее в той же вертикальной плоскости параллельно добывающей скважине нагнетательной горизонтальной скважины на расстоянии, обеспечивающем возможность создания гидродинамической связи между скважинами для инициирования процесса дренирования, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины, согласно изобретению бурят дополнительную нагнетательную скважину над горизонтальной нагнетательной скважиной параллельно ей в одной и той же вертикальной плоскости на минимальном расстоянии от кровли пласта с учетом технической возможности выдержать траекторию скважины без проходки по вышележащим породам, фиксируют момент установления гидродинамической связи между верхней нагнетательной и добывающей скважинами, после чего прекращают закачку пара в нижнюю нагнетательную скважину и начинают закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину до завершения периода выработки элемента вытеснения.

Новым является то, что для гравитационного дренирования нефти водяным паром используют систему из трех горизонтальных скважин, располагающихся в одной вертикальной плоскости, при этом добывающая скважина располагается вблизи подошвы пласта, нижняя нагнетательная скважина располагается выше добывающей скважины на расстоянии, позволяющем установить с добывающей скважиной гидродинамическую связь, верхняя нагнетательная скважина располагается вблизи кровли пласта с учетом технической возможности выдержать траекторию скважины без проходки по вышележащим породам.

Также новым является то, что пар нагнетается в нижнюю нагнетательную скважину до того момента, пока не установится гидродинамическая связь между верхней нагнетательной скважиной и добывающей скважиной, после чего нижняя нагнетательная скважина закрывается, а пар нагнетается в верхнюю нагнетательную скважину.

Предлагаемый способ разработки залежей высоковязкой нефти поясняется с помощью фиг. 1.

Способ может быть реализован следующим образом:

В залежи тяжелой нефти или природного битума бурятся три параллельные горизонтальные скважины, расположенные одна над другой: добывающая 1, нижняя нагнетательная 2, верхняя нагнетательная 3. Добывающая скважина бурится на расстоянии 2 м выше подошвы пласта 4. Нижняя нагнетательная скважина бурится на расстоянии 5 м выше добывающей скважины. Верхняя нагнетательная скважина бурится на расстоянии 2 м ниже кровли пласта 5.

Между добывающей и нижней нагнетательной скважинами создается гидродинамическая связь путем прогрева объема нефтенасыщенной породы, находящейся в пространстве между этими скважинами, за счет циркуляции водяного пара по стволам добывающей и нижней нагнетательной скважин.

После установления гидродинамической связи между добывающей и нижней нагнетательной скважинами инициируют процесс гравитационного вытеснения нефти паром таким образом, чтобы не происходило прорыва пара в добывающую скважину путем закачки пара в нижнюю нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающей скважины. Пар закачивают в нижнюю нагнетательную скважину с ограничением массового расхода таким образом, чтобы не происходило прорыва пара в добывающую скважину.

В результате вытеснения нефти паром, закачиваемым через нижнюю нагнетательную скважину, в объеме пласта возникает зона вытеснения 6, заполненная паром, паровым конденсатом и остаточной нефтью, которая со временем растет в объеме, при этом ее граница 7 приближается к кровле пласта, вблизи которой располагается верхняя нагнетательная скважина.

В верхней нагнетательной скважине производится измерение температуры для установления момента, при котором температура вырастает достаточно для установления гидродинамической связи между верхней нагнетательной скважиной и добывающей скважиной. Температура, достаточная для обеспечения гидродинамической связи между верхней нагнетательной скважиной и добывающей скважиной, оценивается путем расчета распространения тепла и флюидов в пласте с помощью численного гидродинамического моделирования.

После установления гидродинамической связи между верхней нагнетательной скважиной и добывающей скважиной закачка пара в нижнюю нагнетательную скважину прекращается и начинается закачка пара в верхнюю нагнетательную скважину. При этом увеличивается массовый расход закачиваемого пара.

За счет большего удаления верхней нагнетательной скважины от добывающей скважины интенсивность перетока пара в добывающую скважину снижается, что позволяет увеличить темп закачки и ускорить выработку нефти из пласта. При этом пар за счет своей низкой плотности не стремится прорваться к добывающей скважине, а распространяется вдоль кровли пласта, обеспечивая равномерное вытеснение нефти от кровли к подошве. В результате, в отбираемой жидкости увеличивается доля нефти, снижается доля парового конденсата и, как следствие, увеличивается дебит по нефти и снижается отношение количества выносимой из пласта тепловой энергии к количеству добываемой нефти.

Допустимое увеличение темпа закачки пара при переключении с нижней нагнетательной скважины на верхнюю оценивается с помощью численного гидродинамического моделирования.

В подтверждение заявляемого технического результата приводится сопоставительный расчет технологических показателей реализации ближайшего по технической сути аналога и предлагаемого способа, выполненный с помощью специализированного гидродинамического симулятора CMG STARS.

Геолого-гидродинамическая модель пласта соответствует характерным условиям залежей тяжелой нефти Шенталинской группы поднятий. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 27350 мПа⋅с. Толщина пласта составляет 18 м. Проницаемость пласта составляет 1 Дарси. Расчетный вариант ближайшего аналога предлагаемого способа предполагает расположение добывающей скважины длиной 400 м на расстоянии 2 м выше подошвы пласта и расположение нагнетательной скважины на расстоянии 5 м выше добывающей скважины. Расчетный вариант предлагаемого способа предполагает наличие добывающей скважины и нижней нагнетательной скважины, расположенных идентично добывающей и нагнетательной скважин по варианту ближайшего аналога предлагаемого способа, и дополнительной параллельно нижним скважинам верхней нагнетательной скважины длиной 400 м, расположенной в той же вертикальной плоскости на 2 м ниже кровли пласта.

Расчеты показывают, что организация закачки пара в верхнюю нагнетательную скважину с отбором из добывающей скважины для достижения требуемого технического результата без длительной отработки пары добывающей и нижней нагнетательной скважин не возможна из-за высоких фильтрационных сопротивлений пласта. Для достижения требуемого технического результата требуется установление гидродинамической связи между добывающей и верхней нагнетательной скважинами путем прогрева пласта между ними в ходе закачки пара в нижнюю нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающей скважины в течение 12 месяцев.

В варианте предлагаемого способа водяной пар в течение 12 месяцев закачивают только в нижнюю нагнетательную скважину, затем - только в верхнюю нагнетательную скважину. Момент окончания разработки определяется падением дебита нефти ниже уровня 5 т/сут.

На фиг. 2 приведены графики изменения во времени дебита нефти. На фиг. 3 приведены графики изменения во времени паронефтяного отношения (ПНО). отражающего энергетическую эффективность процесса разработки.

Итоговое паронефтяное отношение при реализации предлагаемого способа составило 4,2 т/т, что на 20% меньше аналогичного показателя при реализации ближайшего аналога, который составляет 5,3 т/т. Период выработки элемента вытеснения при реализации предлагаемого способа составил 12 лет, что на 33% меньше аналогичного показателя при реализации ближайшего аналога, который составляет 18 лет. Таким образом подтвержден заявляемый технический результат.

Объектами применения предлагаемого изобретения могут являться залежи тяжелой нефти пояса Ориноко, а также все залежи тяжелой нефти и природного битума с фильтрационными сопротивлениями пласта, препятствующими применению общераспространенных площадных тепловых методов воздействия.