СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU №2582256, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/22, опубл. Бюл. №11 от 24.04.2016), включающий строительство парных, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных 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 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. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами в паре в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними. Растворитель закачивают только через дополнительную скважину с интервалами по времени в зоны наименьшего прогрева. Контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева.

Недостатком способа является технологическая сложность его реализации, в частности бурение между существующими горизонтальными стволами по вертикали дополнительной скважины с горизонтальным участком ствола, а также не охват добычей нижних краевых зон горизонтальных стволов парных скважин ряда.

Известен, также способ разработки залежи высоковязкой нефти и битумов (патент RU №2439305, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2012), включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, при этом на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельным горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.

Недостатками данного способа являются высокие материальные затраты на бурение дополнительных горизонтальных скважин без учета свойств пласта, распространения существующей паровой камеры и условий добычи, так же невозможно поддерживать оптимальную температуру для отбора из дополнительных добывающих скважин, так как при снижении температуры невозможно ее поддерживать увеличением закачки в нагнетательные скважины пара из-за риска прорыва в добывающие скважины.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2531963, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2014), включающий бурение парных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом добывающих и нагнетательных, 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, при этом разработку месторождения сверхвязкой 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 как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта ВНК на 0,5-1 м. Дополнительно строят скважину между ближайшими 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 - то 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 через дополнительные скважины до создания термогидродинамической связи с ближайшими 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.

Недостатками способа являются снижается эффективность отработки реагентом и коэффициент извлечения нефти (КИН), так как на поздней стадии разработки залежей сверхвязкой нефти происходит снижение добычи нефти, остаются невыработанными участки пласта в ряду между парными скважинами, также при закачке растворителя в ту же скважину, в которую закачивается теплоноситель, эффективность от действия растворителя снижается из-за того, что часть его при нагреве может испаряться и переноситься теплоносителем в верхнюю часть паровой камеры, так же невозможно поддерживать оптимальную температуру для отбора из дополнительной добывающей скважины, так как при снижении температуры невозможно ее поддерживать увеличением закачки в нагнетательные скважины пара из-за риска прорыва его в добывающие скважины.

Технической задачей заявляемого способа разработки залежей высоковязкой нефти или битума является увеличение нефтеизвлечения из продуктивного пласта за счет вовлечения зон пласта неохваченных выработкой с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим 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, при этом разработку 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, строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами выше подошвы пласта или уровня водонефтяного контакта - ВНК не менее чем на 2 м дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции.

Новым является то, что выше дополнительной скважины в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину, через которую осуществляют закачку теплоносителя после начала отбора из дополнительной скважины в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин и поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.

На Фиг. 1 изображена схема реализации способа (вид сверху)

На Фиг. 2 изображена схема реализации способа в поперечном разрезе.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Способ разработки высоковязкой нефти включает строительство в продуктивном пласте 1 (Фиг. 2) ряда парных, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2, 2^/ (Фиг. 1 и 2) и нагнетательных 3, 3^/ скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины 3, 3^/ с прогревом пласта 1 и созданием паровой камеры 4 (Фиг. 2), отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2, 2^/ и контроль за состоянием паровой камеры 4 с помощью средств объективного контроля (датчиков, спущенных в добывающие скважины 2, 2^/ и в наблюдательные скважины - не показаны).

С течением времени, в процессе эксплуатации, при росте паровой камеры 4, в ряду, горизонтальных стволов парных скважин 2, 3 и 2^/, 3^/, в межскважинном пространстве, остаются зоны неохваченные прогревом и выработкой. По замерам в температуры пласта 1 в наблюдательных скважинах и по стволу горизонтальных скважин 2, 2^/, строятся карты распределения температурного поля. Учитывая результаты исследований по минимальной температуре текучести битума, и, на основании построенной карты распределения тепла, выявляются зоны наименьшего прогрева (на Фиг. 2 не показана) с температурой прогрева пласта ниже температуры текучести высоковязкой нефти (например, 60-70°С - для Ашальчинского месторождения). В зонах наименьшего прогрева между ближайшими добывающими скважинами 2, 2^/ выше подошвы 5 пласта 1 или уровня 5 ВНК не менее чем на 2 м строят дополнительную скважину 6. Выше дополнительной скважины 6 в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии исключающим прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину 7.

Образованные в результате закачки пара камеры 4 (Фиг. 2) соседних нагнетательных скважин 3, 3^/, начиная с верхней части нефтенасыщенного пласта - расширяются. В тоже время, в процессе образования и увеличения паровой камеры 4, скопившийся конденсат стекает в нижнюю часть продуктивного пласта. Следовательно, верхняя часть зоны дренирования горизонтальных стволов скважин 2, 3, 2^/, 3^/ и место размещения дополнительной нагнетательной скважины 7 наиболее разогрета. Поэтому первоначально производят прогрев теплоносителем только нижней дополнительной скважины 6, до запуска ее в добычу после создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2^/, 3^/. Это позволяет исключить, либо уменьшить риск прямого прорыва пара к добывающим скважинам 2, 2^/. После введения в добычу дополнительной скважины 6, под закачку пара включается верхняя нагнетательная скважина 7. Причем закачку пара в скважину 7 ведут в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин 2, 2^/, 3, 3^/, 6 и 7 поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине 6.

Пример конкретного выполнения был рассмотрен на Ашальчинской залежи высоковязкой нефти.

Залежь разбурена сеткой вертикальных и горизонтальных парных 2, 3, 2^/, 3^/ скважин. По замерам в вертикальных наблюдательных и эксплуатационных горизонтальных скважинах 2, 2^/, текущих температур продуктивного пласта 1 строится карта распространения температурного поля. Между парами горизонтальных скважин 2, 3, 2^/, 3^/, расположенных в сводовой части одноименного поднятия пласта 1, эксплуатируемыми методом парогравитационного дренажа выявился зоны наименьшего прогрева с температурой 63°С. В плане расстояние между парами горизонтальных стволов действующих 2, 2^/ скважин составляет 140 м, что позволяет пробурить дополнительную скважину 6. Продуктивный пласт 1 сложен слабосцементированными песками и песчаниками, имеет следующие осредненные параметры пласта: глубина залегания 81,2 м, толщина 15,6 м, объемная нефтенасыщенность 0,54 д.ед, пористость 31,2%, проницаемость 1951,2×10^-3 мкм², температура - 8,0°С, пластовое давлением 0,44 МПа. Плотность нефти составляет 0,970 г/см³, вязкость - 27350 мПа⋅с. Между скважинами 2, 2 и 3, 3^/ бурят дополнительные скважины 6 и 7 с горизонтальным участком. Горизонтальные стволы нижних добывающих скважин соседней скважин 2, 2^/ пробурены на абсолютной отметке плюс 11 м. Горизонтальный ствол дополнительной скважины 6 расположили выше уровня ВНК на 2 м, на абсолютной отметке плюс 15 м, не ниже абсолютных отметок добывающих скважин 2, 2^/ соседних пар. Длина горизонтального ствола дополнительной скважины 6 составляет 300 м. Выше дополнительной скважины 6 на расстоянии 5 м пробурили верхнюю нагнетательную скважину 7. Через дополнительную скважину 6, произвели прогрев теплоносителем (паром) до создания термогидродинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин 2, 2^/ и 3, 3^/ с последующим переводом на отбор продукции. Запустив нижнюю дополнительную скважину 6 в добычу, начали закачку в нагнетательную скважину 7 для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг парных горизонтальных скважин 2, 2^/ и 3, 3^/. Получили быстрый прогрев и дополнительную добычу из всех добывающих скважин 2, 2^/ и 6 в количестве среднесуточного дебита 12 т/сут. При этом температура в дополнительной скважине 6 поддерживалась на уровне 85-90°С.

Использование предлагаемого способа позволит решить поставленные технические задачи, такие, как снижение затрат на прогрев пласта и, соответственно, снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охват вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.