Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ БИТУМА

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязкой нефти или битума.

Известен способ разработки битумного месторождения (Патент RU №2307926, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.10.2007 Бюл. №28). Способ включает бурение теплонагнетательных скважин с горизонтальными участками синусоидального типа, бурение вертикальных скважин ниже подошвы битуминозного пласта, оборудование вертикальных скважин дренажной и добывающими колоннами, осушение пласта откачкой пластовой воды через дренажную колонну, нагнетание теплоносителя через теплонагнетательную скважину, временное прекращение осушения пласта после разогрева и достижения добычной вязкости битума с целью подъема подземных вод для вытеснения разогретого битума, отбор продукции методом свабирования из добывающей колонны.

Недостатком известного способа является то, что отбор продукции осуществляют через вертикальные скважины, что малоэффективно. Для обеспечения отбора битума со всей площади залежи разогреваемой с использованием теплонагнетательной горизонтальной скважины синусоидального типа необходимо строительство нескольких добывающих скважин, что требует больших материальных затрат. Кроме того, для раздельного отбора пластовой воды с целью осушения пласта и добычи битума через одну скважину необходимо использование специальных технических средств, что не указано в способе и существенно усложняет процесс.

Известен способ изоляции пластовых вод в горизонтальных нефтяных скважинах (варианты) (Патент RU №2182965, МПК Е21В 43/32, 33/13, опубл. 27.05.2002). В данном способе ограничение притока вод достигается за счет регулирования положения водонефтяного контакта. Способ включает бурение многозабойной нефтяной скважины с тремя горизонтальными стволами в одной вертикальной плоскости, из которых один горизонтальный ствол располагают в нефтенасыщенной части пласта, второй горизонтальный ствол - в водонасыщенной зоне пласта, третий горизонтальный ствол - в переходной водонефтяной зоне между другими стволами, при этом дебиты стволов устанавливают такими, чтобы воронка депрессии, создаваемая каждым стволом, не достигала близлежащего ствола или дебит среднего ствола устанавливают таким, чтобы воронка депрессии, создаваемая им, охватывала всю переходную зону по высоте.

Недостатком известного способа является то, что добываемая через горизонтальный ствол, пробуренный в водонасыщенной зоне пласта, продукция будет максимально обводнена, кроме того, данный способ не предусматривает закачивание теплоносителя для прогрева продуктивного пласта и не может эффективно применяться для разработки залежей высоковязкой нефти или битума.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (Патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008 Бюл. №34). Способ включает закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры при отборе продукции.

Недостатком известного способа является то, что при проводке горизонтальной добывающей скважины в подошвенной части продуктивного пласта вблизи водобитумного контакта в процессе эксплуатации произойдет постепенное подтягивание воды и обводнение скважины, а предлагаемый способ не включает мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции.

Технической задачей предложения является наращивание извлекаемых запасов битума за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет блокирования путей притока воды.

Задача решается способом разработки залежи битума, включающим строительство пары двухустьевых горизонтальных скважин, из которых первая расположена параллельно и выше второй, разогрев пласта с созданием паровой камеры, последующее нагнетание водяного пара в первую скважину и отбор продукции через вторую скважину.

Новым является то, что вторую скважину проводят по границе водобитумного контакта, в водобитумном интервале залежи под второй скважиной параллельно ей строят третью двухустьевую горизонтальную скважину, разогревают пласт нагнетанием пара в первую и третью скважины, после чего используют режим нагнетания пара в первую и вторую скважины с форсированным отбором пластовых флюидов через третью скважину до установления стабильного содержания битума в продукции, далее переходят на режим нагнетания пара в первую скважину с отбором пластовых флюидов через вторую скважину, при росте и стабилизации содержания воды в ее продукции возвращаются на режим нагнетания пара в первую и вторую скважины с форсированным отбором пластовых флюидов через третью скважину, два последних режима последовательно чередуют до выработки извлекаемых запасов битума.

В разрезе залежей битума обычно присутствуют три интервала - битумный, водобитумный и водоносный. Битумный интервал по степени насыщенности представлен верхней, основной и переходной зоной, по подошве переходной зоны проходит граница водобитумного контакта. Залежи битума с таким строением известны, например залежь Ашальчинского месторождения (Республика Татарстан). Наиболее простой вариант разработки подобных залежей битума двумя двухустьевыми горизонтальными скважинами, расположенными параллельно одна под другой, предусматривает первоначальное нагнетание в обе скважины теплоносителя, например водяного пара. При этом разогревается межскважинная зона пласта и снижается вязкость битума. Нагнетаемый пар из-за разности плотностей стремится к верхней части битумного интервала залежи, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. После создания паровой камеры и разогрева битума нижнюю скважину используют для отбора продукции, а верхнюю - для нагнетания в пласт теплоносителя. На поверхности раздела паровой камеры и холодных битумонасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируется в воду, которая вместе с разогретым битумом под действием силы тяжести стекает к нижней скважине.

Для предотвращения прорыва воды из нижней части залежи скважину, используемую для отбора продукции, проводят на определенном расстоянии выше водобитумного контакта. Например, для Ашальчинского месторождения оптимальным является расстояние 6 м (Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий на примере Ашальчинского месторождения: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Зарипов А.Т. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 2006. - с.101). Битум является естественной преградой, блокирующей воду, при снижении вязкости битума вероятность прорыва воды увеличивается. Для предотвращения прорыва воды при относительно низкой вязкости битума в первоначальных пластовых условиях увеличивают расстояние от водобитумного контакта до скважины, используемой для отбора продукции. Но чем выше от водобитумного контакта находится скважина, используемая для отбора продукции, тем меньше будет мощность продуктивных пластов, находящихся над ней, а следовательно, будут уменьшаться потенциально извлекаемые запасы битума.

Сущностью предлагаемого способа является наращивание извлекаемых запасов битума за счет увеличения охвата пласта воздействием при одновременном снижении обводненности добываемой продукции. Увеличение охвата пласта воздействием достигается уменьшением расстояние от водобитумного контакта до скважины используемой для отбора продукции и, следовательно, увеличением мощности разрабатываемых продуктивных пластов, находящихся над этой скважиной.

Фиг.1-2 демонстрируют этапы реализации способа на вертикальном разрезе залежи, перпендикулярном направлению проводки скважин. Способ реализуют на залежи битума, в разрезе которой присутствуют три интервала - битумный, водобитумный и водоносный, а битумный интервал по степени насыщенности представлен верхней, основной и переходной зоной. По подошве переходной зоны проходит граница водобитумного контакта. В залежи проводят первую, вторую и третью параллельные двухустьевые горизонтальные скважины, расположенные, соответственно, одна под другой в одной вертикальной плоскости. Вторую скважину проводят по границе водобитумного контакта, первую скважину проводят в пределах битумного интервала на 5-7 м выше второй, третью скважину проводят в водобитумном интервале залежи. Первоначально в первую и третью скважины нагнетают теплоноситель, например водяной пар. При этом разогревается межскважинная зона пласта и снижается вязкость битума. Закачиваемый пар из-за разности плотностей стремится к верхней части битумного интервала залежи, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. После создания паровой камеры и разогрева битума нагнетают пар в первую и вторую скважины, а из третьей скважины форсированно отбирают пластовые флюиды.

На поверхности раздела паровой камеры и холодных битумонасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируется в воду, которая вместе с разогретым битумом под действием силы тяжести стекает к третьей скважине. Форсированный отбор пластовых флюидов приводит к созданию вблизи третьей скважины зоны пониженного давления, при этом поверхность водобитумного контакта испытывает значительный перепад давления. Постепенно поверхность водобитумного контакта изменяется, принимая форму конуса, вершина которого стремится к стволу третьей скважины (фиг.1). Когда вершина конуса достигает ствола третьей скважины, в ее продукции стабилизируется содержание битума. После установления стабильного содержания битума в продукции третьей скважины, форсированный отбор пластовых флюидов прекращают. Далее переходят на отбор пластовых флюидов через вторую скважину при нагнетании пара в первую скважину. Эксплуатация в таком режиме с течением времени приводит к подтягиванию конуса подошвенной воды к стволу второй скважины (фиг.2), о чем будет свидетельствовать существенный рост и стабилизация содержания воды в ее продукции. При подтягивании конуса воды к стволу второй скважины вновь переходят к режиму работы, предусматривающему нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины. В последующем режим работы, предусматривающий нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины и режим работы, предусматривающий отбор пластовых флюидов через вторую скважину, при нагнетании пара в первую скважину последовательно чередуют до выработки извлекаемых запасов битума.

Режим работы, предусматривающий нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины используют в течение гораздо более короткого интервала времени, чем режим работы, предусматривающий отбор пластовых флюидов через вторую скважину при нагнетании пара в первую скважину, так как интенсивное снижение давления в водонасыщенной части пласта при форсированном отборе способствует быстрому образованию обратного битумного конуса. Образующийся битумный конус блокирует приток воды из интервала залежи, содержащего воду, в добывающую скважину при использовании режима, предусматривающего отбор пластовых флюидов через вторую скважину и нагнетание пара в первую скважину, что продлевает использование этого режима и увеличивает период времени, необходимый для подтягивания конуса воды к стволу второй скважины. Чередование двух режимов работы в итоге обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции, что способствует экономии затрат на отбор и утилизацию воды.

Использование режима работы, обеспечивающего образование битумного конуса, блокирующего приток вод из интервала залежи, содержащего воду, во вторую скважину, позволяет при разработке месторождения расположить эту скважину на границе водобитумного контакта, а не выше водобитумного контакта, как это делается при использовании многих вариантов разработки залежей битума. Добывающую скважину проводят выше водобитумного контакта для предотвращения прорыва воды из интервала залежи, содержащего воду, при этом битум, находящийся ниже добывающей скважины, является естественной преградой, блокирующей приток воды. В предлагаемом способе преградой, блокирующей приток воды, является искусственно создаваемый битумный конус, создание искусственной преграды позволяет расположить добывающую скважину на границе водобитумного контакта и при этом эксплуатировать залежь с малой обводненностью продукции. В то же время, расположение добывающей скважины на границе водобитумного контакта, а не выше, приводит к увеличению мощности разрабатываемых продуктивных пластов, находящихся над этой скважиной, увеличению охвата пласта воздействием и наращиванию потенциально извлекаемых запасов битума.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - наращивание извлекаемых запасов битума за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижение обводненности добываемой продукции за счет блокирования путей притока воды.

Пример практического применения способа.

Разрабатывают залежь битума, находящуюся на глубине 80 м, которая представлена пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, с пластовым давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм², с битумом плотностью 956 кг/м³ и вязкостью 20000 мПа·с. В залежи проводят первую, вторую и третью параллельные двухустьевые горизонтальные скважины, расположенные, соответственно, одна под другой в одной вертикальной плоскости. Вторую скважину проводят по границе водобитумного контакта, первую скважину проводят в пределах битумного интервала на 5-7 м выше второй, третью скважину проводят в водобитумном интервале залежи. Первоначально в первую и третью скважины нагнетают водяной пар с температурой 190°С. При этом пар поступает в зону между первой и третьей скважинами, в пласте создается обширная проницаемая зона и снижается вязкость битума. Закачку пара в первую и третью скважины производят в течение одного месяца. Объем пара, закачиваемого в каждую скважину, составляет 55 т в сутки. Далее переходят на нагнетание пара в первую и вторую скважины, а из третьей скважины форсированно отбирают пластовые флюиды. После установления стабильного содержания битума в продукции третьей скважины форсированный отбор пластовых флюидов прекращают. Далее переходят на отбор пластовых флюидов через вторую скважину при нагнетании пара в первую скважину. При подтягивании конуса воды к стволу второй скважины продукция обводняется и вновь переходят к режиму работы, предусматривающему нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины. В последующем режим работы, предусматривающий нагнетание пара в первую и вторую скважины, с форсированным отбором пластовых флюидов из третьей скважины и режим работы, предусматривающий отбор пластовых флюидов через вторую скважину при нагнетании пара в первую скважину, последовательно чередуют до выработки извлекаемых запасов битума.

Использование предлагаемого способа позволяет увеличить извлекаемые запасы битума на 20-30% за счет увеличения охвата пласта воздействием и снизить обводненность добываемой продукции на 15-25% за счет блокирования притока воды.