СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И БИТУМА
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL AND BITUMEN DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти и битума.
Известен способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт, включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно-горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума (патент РФ №2211318, МПК E21B 43/24, опубл. 27.08.2003 г.). Закачивают теплоноситель с входного и выходного участков скважины, затем осуществляют отбор нефти по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку. Однако эффективность извлечения остается низкой из-за снижения стабильного прогрева всего объема продуктивного пласта, отбора с добываемой продукцией сконденсированного пара с начала разработки. При размещении горизонтального участка добывающей скважины не учитывается расположение границы водобитумного контакта (ВБК). Кроме того, процесс сложен и энергоемок в силу использования скважины для одновременной закачки теплоносителя и отбора вязкой нефти или битума при осуществлении отбора нефти по выходному участку и продолжении закачки теплоносителя по входному участку.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи вязкой нефти или битума (патент РФ №2305762, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. №25 от 10.09.2007 г.), включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума. По способу уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят, по крайней мере, одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размещают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин.
Недостатком способа является начальная добыча нефти на поздней стадии разработки из-за слабых теплообменных процессов между скважинами, с чем связана низкая нефтеотдача пласта, большие затраты на начальном этапе разработки без получения продукции и высокое давление (до 20 МПа) при закачке теплоносителя для увеличения скорости прогрева пласта, что может вызвать нарушение целостности насосно-компрессорных труб (НКТ) и/или обсадной колонны.
Технической задачей является уменьшение времени прогрева пласта и исключение необходимости закачки теплоносителя (пара) под большим давлением за счет провода горизонтального участка нагнетательной горизонтальной скважины через водонасыщенный участок для перевода начала добычи высоковязкой нефти и битума на более раннюю стадию разработки, а также для снижения вероятности разрыва насосно-компрессорных труб и обсадной колонны.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума с применением горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин в залежи, расположенных друг над другом, включающим закачку теплоносителя в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.
Новым является то, что в пласте предварительно определяют участок с наибольшей водонасыщенностью, через который проводят часть ствола горизонтальной нагнетательной скважины, после чего из нагнетательной скважины проводят циклически отбор пластовой жидкости и закачку теплоносителя с технологической выдержкой перед отбором до прогрева залежи, позволяющего осуществлять отбор продукции пласта через добывающую скважину, нагнетательную скважину при этом переводят под постоянную закачку теплоносителя, а после обводнения продукции пласта в добывающей скважине выше допустимого значения участок с наибольшей водонасыщенностью изолируют закачкой кольматирующего гидрофильного состава, а после технологической выдержки, достаточной для схватывания кольматирующего состава, продолжают закачку теплоносителя через нагнетательную скважину в постоянном режиме.
На фиг.1 представлена схема способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума.
На фиг.2 представлен график по динамике суточного дебита нефти по предлагаемому способу, а также по прототипу.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума осуществляется следующим образом.
3
В пласте 1 по геофизическим исследованиям предварительно определяют участок 2 с наибольшей водонасыщенностью (0,7-1,0 д. ед.). Известно, что теплопроводность воды отличается от теплопроводности углеводородов и превышает ее примерно в 4 раза. Для улучшения технологических показателей поровый объем водонасыщенного участка 2 должен быть не менее 30 м. Через водонасыщенный участок 2 бурят и обустраивают нагнетательную горизонтальную скважину 3, а ниже нее в одной вертикальной плоскости бурят и обустраивают добывающую горизонтальную скважину 4, которая непрерывно работает с одинаковым забойным давлением. Далее режим работы нагнетательной горизонтальной скважины 3 проходит циклически: в 4 этапа.
1 этап: нагнетательная горизонтальная скважина 3 работает в режиме добывающей скважины, и первоначально в пласте 1 из водонасыщенного участка 2 отбирают пластовую жидкость для высвобождения порового объема и одновременного создания зоны разрежения в данной области, тем самым обеспечивая минимальное давление в призабойной зоне участка 2.
2 этап: через нагнетательную горизонтальную скважину 3 осуществляется закачка пара температурой 180-260°C с давлением, не превышающим то, при котором может произойти гидроразрыв пласта либо разрыв насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны. Закачка пара осуществляется до тех пор, пока давление в пласте не достигнет 12-15 МПа, что исключает нарушение целостности труб НКТ и обсадных труб.
3 этап: остановка нагнетательной горизонтальной скважины 3 на время от 3 суток до 1 месяца в зависимости от скорости падения давления до первоначального и/или температуры до 40-60°C в водонасыщенном участке 2. За этот промежуток времени энергия закачанного перегретого пара передается в пласт 1, тем самым снижая вязкость пластовой жидкости, контактирующей с зоной, в которую закачали перегретый пар.
4 этап: нагнетательная горизонтальная скважина 3 снова работает в режиме добывающей скважины. В пласте 1 из водонасыщенного участка 2 отбирают уже закачанную жидкость, температура которой упала до 40-60°C за время предыдущего этапа предлагаемого способа, для высвобождения порового объема и одновременного создания зоны разрежения в данной области, тем самым обеспечивая минимальное давление в зоне участка 2, что облегчает работу нагнетательной горизонтальной скважины 3 на 2 этапе работы.
Далее 2-4 этапы переходят в циклический режим работы. С каждым новым циклом проницаемая зона увеличивается за счет вытеснения углеводородов перегретым паром. Циклы повторяются до тех пор, пока закачка пара в нагнетательную горизонтальную скважину 3 не будет производиться в полном заданном объеме без увеличения давления на нагнетательной горизонтальной скважине 3.
После полной выработки углеводородов в межскважинной зоне, чем обуславливается повышение обводнененности продукции пласта 1 в добывающей скважине 4 выше допустимого значения (95-99%), участок 2 с наибольшей водонасыщенностью изолируют закачкой кольматирующего гидрофильного состава, после технологической выдержки (1-3 суток), достаточной для схватывания кольматирующего состава, продолжают закачку теплоносителя через нагнетательную скважину 3 в постоянном режиме.
Представленное предложение было реализовано на Ашальчинском месторождении, а также пробурены контрольные скважины 3 и 4 по прототипу. В нижеприведенной таблице приведены геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта.
Параметр
Значение
Средняя глубина залегания, м
81,0
Средняя общая толщина пласта, м
26,0
Коэффициент пористости, д. ед.
0,32
Значение средней проницаемости по керну, мкм<sup>2</sup>
2,5
Значение начальной пластовой температуры, °С
8,0
Значение начального пластового давления, МПа
0,44
Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа·сек
14000,0
Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м<sup>3</sup>
965,0
Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·сек
1,53
3
3
3
3
Результаты суточного дебита по скважинам (предложенный способ и прототип) показаны на фиг.2. Из фиг.2 видно, что через год после начала эксплуатации дебит нефти по предложенному способу составил 1,7 м/сут, одновременно с этим дебит нефти на тот же период времени по прототипу составил 0,8 м/сут, что более чем в 2 раза ниже предложенного способа. В первые два года эксплуатации по предлагаемому способу было получено 1318 м продукции, по прототипу за тот же период времени - 722 м.
Применение данного метода позволяет уменьшить время прогрева пласта и исключить необходимость закачки теплоносителя (пара) под большим давлением за счет провода горизонтального участка нагнетательной горизонтальной скважины через водонасыщенный участок для перевода начала добычи высоковязкой нефти и битума на более раннюю стадию разработки, а также для снижения вероятности разрыва насосно-компрессорных труб и обсадной колонны.