СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти или битума.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК Е21В 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. 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 вероятность быстрого прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую, неравномерный прогрев области дренирования добывающей скважины, что снижает его эффективность.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2578137, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №8 от 20.03.2016), включающий бурение вертикальных нагнетательных и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно-горизонтальной скважины, 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, по показаниям определяют интервал прорыва пара, при прорыве пара в интервале ближе к забою наклонно-горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара в интервале ближе к точке входа в пласт наклонно-горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины, после выравнивания температурных показаний в наклонно-горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют.

Недостатками способа являются негативные последствия за счет ухода пара вверх в соседний элемент разработки, недостаточное нефтеизвлечение из пласта вследствие низкого охвата паротепловым воздействием.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, повышение охвата паротепловым воздействием за счет расположения вертикальных скважин со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре и миграции пара вверх по структуре, ускорение достижения термогидродинамической связи, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину, при этом горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную и вертикальную скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную - под нагнетание.

Новым является то, что строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с толщиной продуктивного пласта более 6,5 м, бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин, после исследований горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины, располагают вертикальную нагнетательную скважину со стороны падения кровли продуктивного пласта у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстояние от 5 до 20 м, создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины с продуктивным пластом общим интервалом вскрытия не менее половины толщины продуктивного пласта, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины, причем пар в вертикальную нагнетательную скважину нагнетают с режимами закачки, исключающими прорыв в близлежащую добывающую скважину, благодаря контролю в ней температуры.

На фиг. 1 показана схема размещения горизонтальной добывающей скважины и вертикальной нагнетательной скважины (в поперечном разрезе). На фиг. 2 - разрез А-А (см. фиг. 1).

Способ осуществляют следующим образом.

Для уточнения геологического строения пласта 1 строят карту кровли 2 продуктивного пласта 1 (фиг. 1 и 2) и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют участки залежи с толщиной h₁ продуктивного пласта 1 более 6,5 м - как минимум 1 м выше подошвы 3 продуктивного пласта 1 и 5 м ниже кровли 2 продуктивного пласта 1 для возможности бурения вертикальной скважины 4. Бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин 5, исследуют их и определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя добывающей скважины 5 (фиг. 1). Далее располагают вертикальную нагнетательную скважину 4 со стороны падения кровли 2 продуктивного пласта 1 у забоя добывающей скважины 5 со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстоянии h₂ от 5 до 20 м, что способствует увеличению охвата паротепловым воздействием за счет миграции пара вверх по структуре (при наклоне продуктивного пласта 1 расстояние менее 5 м способствует миграции пара вверх по структуре и неизбежной потере теплоносителя при его закачке, расстояние более 20 м от оси горизонтальной скважины 5 ведет к ухудшению эффективности технологии по причине увеличения времени достижения термогидродинамической связи между скважинами 4 и 5). Миграция пара вверх по пласту 1 способствует дополнительному охвату запасов нефти и их вытеснению в направлении горизонтальной добывающей скважины 5. Создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины 4 с продуктивным пластом 1 общим интервалом вскрытия h₃ (фиг. 2) не менее половины толщины продуктивного пласта 1 для большего охвата пласта 1, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины 5 (расстояние более 6 м значительно увеличит время получения термогидродинамической связи).

После обустройства скважин 4 и 5 (фиг. 1 и 2) в период освоения выполняют закачку пара в обе скважины 4 и 5 для создания между ними гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. В качестве рабочего агента используют пар. После прогрева призабойных зон горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную скважину 5 переводят под добычу, а вертикальную скважину 4 - под нагнетание пара. По показаниям температурных датчиков 6 (фиг. 2) в горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважине 5 выполняют контроль за паровой камерой и регулируют режим закачки пара в вертикальную нагнетательную скважину 4, исключая прорыв в близлежащую добывающую скважину 5. Более удаленные горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные скважины на фиг. 1 и 2 не показаны.

Пример конкретного выполнения.

Предложенный способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума опробован на участке Ашальчинского месторождения со следующими геолого-физическими характеристиками:

- средняя общая толщина пласта - 24,0 м;

- нефтенасыщенная толщина пласта -14 м;

- глубина залегания пласта (до кровли) - 180 м;

- значение начального пластового давления - 0,44 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°С;

- плотность нефти в пластовых условиях - 0,975 т/м³;

- коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях -14000 мПа⋅с;

- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,5 мПа⋅с;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,3 мкм²;

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,33 доли ед.

Для уточнения геологического строения пласта 1 (фиг. 1 и 2) и последующего контроля построили карту кровли 2 продуктивного пласта 1 и карту эффективных нефтенасыщенных толщин. После этого выделили участок залежи с толщиной h₁=14 м. На 2 м выше подошвы 3 продуктивного пласта 1 пробурили горизонтальный ствол горизонтальной добывающей скважины 5 длиной 600 м. Определили место падения гипсометрической отметки перпендикулярно оси у забоя добывающей скважины 5 (фиг. 1). Далее расположили вертикальную нагнетательную скважину 4 со стороны падения кровли 2 продуктивного пласта 1 на удалении h₂=8 м от забоя добывающей скважины 5 вдоль оси ее горизонтального ствола. Вертикальная скважина 4 была проперфорирована с интервалом вскрытия h₃=10 м от кровли 2 продуктивного пласта 1.

После обустройства вертикальной 4 (фиг. 1 и 2) и горизонтальной 5 скважин через них выполнили закачку пара в объеме 3,5 тыс.т в каждую для достижения необходимого уровня прогрева продуктивного пласта 1. В качестве рабочего агента использовали пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 доли ед. После прогрева призабойных зон обеих скважин 4 и 5 горизонтальная скважина 5 была переведена под добычу, а вертикальная скважина 4 - под нагнетание пара.

По показаниям температурных датчиков 6 (фиг. 2) в горизонтальной добывающей скважине 5 выполняли контроль за паровой камерой и исключали прорыв пара в добывающей скважине 5 путем изменения объемов закачки теплоносителя от 50 до 85 т/сут в вертикальной скважине 4 и отбора жидкости 60-100 т/сут из добывающей скважины 5.

Аналогичным образом выполнили еще два примера на других участках со схожими геолого-физическими характеристиками. Данные по нефтенасыщенной толщине пласта h₁, смещению h₂ вертикальной скважины 4 от оси горизонтального ствола добывающей скважины 5 вниз по структуре, интервалу вскрытия h₃ вертикальной нагнетательной скважины 4 приведены в таблице.

По полученным результатам выявлены преимущества способа перед прототипом: увеличение накопленной добычи нефти за срок разработки на 10-15%, увеличение темпов отбора от начальных извлекаемых запасов на 8-13%. Эти практические данные полностью совпадают с результатами, полученными в программном комплексе ROXAR, рекомендуемом для дальнейшей работы.

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет повысить эффективность технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключить прорыв теплоносителя в добывающую скважину, повысить охват паротепловым воздействием, так как в условиях наклона пласта смещение вертикальной скважины вниз по склону позволяет снизить негативные последствия ухода пара вверх по структуре и ускорить достижение термогидродинамической связи.