Способ разработки залежи сверхвязкой нефти
METHOD FOR DEVELOPING A DEPOSIT OF EXTRA-VISCOUS OIL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.
Известен способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов (патент RU № 2439305, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2012, бюл. № 1), 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, причем 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, параллельными 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 узкая область применения, так как обеспечивают эффективность добычи только в залежах сверхвязкой нефти (СВН) с толщинами не менее 10 м, добыча продукции и нагнетание пара ведется без контроля добываемой продукции, что снижает эффективность способа.
Также известен способ разработки высоковязкой нефти (патент RU № 2675115, МПК Е21В 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, опубл. 17.12.2018, бюл. № 35), 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, 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 на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, причем дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащими добывающими скважинами, при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащими добывающими скважинами, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как обеспечивают эффективность добычи только в залежах сверхвязкой нефти (СВН) с толщинами не менее 10 м, добыча продукции и нагнетание пара ведется без контроля добываемой продукции по обводнённости, что снижает эффективность способа.
Наиболее близким является способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2720725, МПК Е21В 43/24, 47/06, опубл. 13.05.2020, бюл. № 14), 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, 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 на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительных скважин, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежашей добывающей скважиной. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежашей добывающей скважиной, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции. Предварительно определяют в залежи аномальные участки с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, горизонтальные парные скважины на участках с толщиной пласта, равной и более 10 м, бурят на расстоянии 100±15 м друг от друга. Дополнительные скважины располагают в аномальных участках на расстоянии 70±15 м от близлежашей добывающей скважины. В дополнительной скважине создание гидродинамической связи с ближайшими парами скважин осуществляют путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим. Отбор из дополнительной скважины ведут также с учетом обводненности добываемой продукции и при достижении граничной температуры и/или интервала обводненности 97-99 % переходят на нагнетание теплоносителя.
Недостатком известного способа является то, что участки залежи в районе забоев парных скважин остаются не охваченными разработкой, а также то, что из-за удаленности от пар скважин, разрабатываемых по технологии SAGD, затруднено получение гидродинамической связи с вновь пробуренной пароциклической скважиной.
Техническими задачами являются повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти на участках залежи сверхвязкой нефти с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, а также расположенных в районе носка ряда пар скважин, эксплуатируемых по технологии SAGD, упрощение создания гидродинамической связи между парой скважин, разрабатываемых по технологии SAGD, и вновь пробуренной пароциклической скважиной, а также повышение эффективности добычи продукции.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой 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, разработку 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, определение в залежи аномальных участков с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, расположение в аномальных участках дополнительных скважин, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, оборудование дополнительной скважины средствами контроля температуры добываемой продукции, определение граничной температуры продукции дополнительной скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежайшей добывающей скважиной, повторную закачку теплоносителя для восстановления гидродинамической связи с близлежашей добывающей скважиной при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры, возобновление отбора, повторяют циклы закачки и отбора в дополнительной скважине исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции, создание гидродинамической связи в дополнительной скважине с ближайшими парами скважин путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим.
Новым является то, что дополнительные скважины располагают на расстоянии 50 ±15 м от близлежащей добывающей скважины, при этом дополнительные скважины бурят параллельно соседней добывающей скважине, располагая забои дополнительных скважин в направлении забоев парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин таким образом, чтобы расстояние от забоев парных добывающих и нагнетательных скважин до ствола дополнительной скважины составляло 30±10 м, при этом отбор из дополнительной скважины ведут до достижения граничной температуры 40±10 ° С, далее переходят на нагнетание теплоносителя.
На фиг. 1 и фиг. 2 изображен способ разработки залежи сверхвязкой нефти.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти осуществляют следующим образом.
В продуктивном пласте 1 (см. фиг.1) осуществляют строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных нагнетательных 2, 2’, 2”, 2”’, 2”” и добывающих 3, 3’, 3”, 3”’, 3””  скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин (на фиг.1-2 не показаны). Производят закачку теплоносителя через нагнетательные скважины 2, 2’, 2”, 2”’, 2”” (см. фиг.1) с прогревом продуктивного пласта 1 и созданием паровой камеры (на фиг. 1-2 не показана), отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 3, 3’, 3”, 3”’, 3”” (см. фиг.1)  и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 2, 2’, 2”, 2”’, 2”” и отбора жидкости из добывающих скважин 3, 3’, 3”, 3”’, 3”” с контролем объема паровой камеры. Определяют в залежи аномальные участки с толщиной продуктивного пласта 1 менее 10 м. Дополнительные скважины 5, 5’ (см. фиг. 2) располагают в аномальных участках на расстоянии 50±15 м от близлежаших добывающих скважин 3 и 3””. При этом дополнительные скважины 5, 5’  бурят параллельно соседним добывающим 3 и 3”” скважинам, располагая забои дополнительных скважин 5, 5’ в направлении забоев парных горизонтальных добывающих 3 и 3”” и нагнетательных 2, 2”” скважин таким образом, чтобы расстояние от забоев парных добывающих 3 и 3”” и нагнетательных 2, 2””  скважин до стволов дополнительных 5, 5’ скважин составляло 30±10 м. Через пробуренные дополнительные 5, 5’ скважины производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин 2 и 3, 2”” и 3””, с последующим переводом на отбор продукции. Дополнительные скважины 5, 5’ оборудуют средствами контроля температуры (на фиг.1-2 не показаны) добываемой продукции. Определяют граничную температуру продукции этих скважин 5, 5’ (фиг. 2), при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежашими добывающими скважинами 3 и 3””. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины 5, 5’ до граничной температуры 40±10 ° С отбор останавливают, в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащими добывающими скважинами 3 и 3””, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительных скважинах 5, 5’ повторяют исходя из граничной температуры, отбираемой из нее продукции. В дополнительных скважинах 5, 5’ создание гидродинамической связи с ближайшими парами скважин 2 и 3, 2”” и 3”” осуществляют путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим.
Примеры практического применения.
Пример 1.
2
3
На Нижне-Кармальской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 145 м, со средней нефтенасыщенной толщиной 11,8 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,7 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 29 %, проницаемостью 2,5 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м, вязкостью 145000 мПа, пробурили ряд пар горизонтальных скважин: добывающую и нагнетательную, горизонтальные участки которых снабдили фильтрами-хвостовиками, произвели закачку теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину, отбирали продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. В ходе исследований вертикальными наблюдательными скважинами определили аномальный участок с толщиной продуктивного пласта равной 6 м, в котором на расстоянии 65 м от ближайшей добывающей скважины выше уровня ВНК пробурили дополнительную горизонтальную скважину. При этом сначала дополнительная скважина бурится параллельно соседней добывающей скважине далее поворачивается в направлении забоев парных горизонтальных скважин таким образом, чтобы расстояние от забоев парных скважин до ствола дополнительной скважины составило 40 м. Произвели, прогрев пласта закачкой теплоносителя через нагнетательные скважины, после создания паровой камеры запустили добывающие скважины на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа. При этом разработку вели 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. Дополнительную скважину предварительно оборудовали средствами контроля температуры добываемой продукции, определили граничную температуру продукции этой скважины-  40 °С, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащей добывающей скважиной. Через дополнительную скважину произвели закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин, после этого дополнительную скважину перевели на отбор продукции, циклы отбора и закачки чередовали, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим из-за увеличения охвата прогревом аномального участка. При этом отбор продукции из дополнительной скважины производили с контролем температуры и обводнённости продукции. После снижения температуры добываемой продукции до граничной температуры – 30 °С в нее повторно закачивали теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной, после чего возобновляли отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяли, исходя из тех же условий.
Пример 2.
2
3
На Нижне-Кармальской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 145 м, со средней нефтенасыщенной толщиной 11,8 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,7 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 29 %, проницаемостью 2,5 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м, вязкостью 145000 мПа, пробурили ряд пар горизонтальных скважин: добывающую и нагнетательную, горизонтальные участки которых снабдили фильтрами-хвостовиками, произвели закачку теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину, отбирали продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. В ходе исследований вертикальными наблюдательными скважинами определили аномальный участок с толщиной продуктивного пласта равным 7,5 м, в котором на расстоянии 45 м от ближайшей добывающей скважины выше уровня ВНК пробурили дополнительную горизонтальную скважину. При этом дополнительная скважина бурится в начале параллельно соседней добывающей скважине далее поворачивая в направлении забоев парных горизонтальных скважин таким образом, что расстояние от забоев парных скважин до ствола дополнительной скважины составило 35 м. Произвели, прогрев пласта закачкой теплоносителя через нагнетательные скважины, после создания паровой камеры запустили добывающие скважины на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа. При этом разработку вели 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. Дополнительную скважину предварительно оборудовали средствами контроля температуры добываемой продукции, определили граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащей добывающей скважиной. Через дополнительную скважину произвели закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин, после этого дополнительную скважину перевели на отбор продукции, циклы отбора и закачки чередовали, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим из-за увеличения охвата прогревом аномального участка. При этом отбор продукции из дополнительной скважины производили с контролем температуры и обводнённости продукции. После снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры – 45 °С в нее повторно закачивали теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной, после чего возобновляли отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяли, исходя из тех же условий.
Пример 3.
2
3
На Нижне-Кармальской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 145 м, со средней нефтенасыщенной толщиной 11,8 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,7 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 2,5 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м, вязкостью 145000 мПа, пробурили ряд пар горизонтальных скважин: добывающую и нагнетательную, горизонтальные участки которых снабдили фильтрами-хвостовиками, произвели закачку теплоносителя (пара) в обе скважины с прогревом продуктивного пласта залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательную скважину, отбирали продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину. В ходе исследований вертикальными наблюдательными скважинами определили аномальный участок с толщиной продуктивного пласта равным 9 м, в котором на расстоянии 35 м от ближайшей добывающей скважины выше уровня ВНК пробурили дополнительную горизонтальную скважину. При этом дополнительная скважина бурится в начале параллельно соседней добывающей скважине далее поворачивая в направлении забоев парных горизонтальных скважин таким образом, что расстояние от забоев парных скважин до ствола дополнительной скважины составило 20 м. Произвели, прогрев пласта закачкой теплоносителя через нагнетательные скважины, после создания паровой камеры (не показана) запустили добывающие скважины на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа. При этом разработку вели 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. Дополнительную скважину предварительно оборудовали средствами контроля температуры добываемой продукции, определили граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащей добывающей скважиной. Через дополнительную скважину произвели закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин, после этого дополнительную скважину перевели на отбор продукции, циклы отбора и закачки чередовали, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим из-за увеличения охвата прогревом аномального участка. При этом отбор продукции из дополнительной скважины производили с контролем температуры и обводнённости продукции. После снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры - 50° С в нее повторно закачивали теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной, после чего возобновляли отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяли, исходя из тех же условий.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти повышает эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти на участках залежи сверхвязкой нефти с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, а также расположенных в районе носка ряда пар скважин, эксплуатируемых по технологии SAGD, упрощает создание гидродинамической связи между парой скважин, разрабатываемых по технологии SAGD, и вновь пробуренной пароциклической скважиной, а также повышает эффективность добычи продукции.