СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ И ГОРИЗОНТАЛЬНО-НАКЛОННОЙ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИН
PROCEDURE FOR EXTRACTION OF HIGH VISCOUS OIL AND BITUMEN WITH APPLICATION OF HORIZONTAL PRODUCING AND HORIZONTAL-INCLINED WELLS

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов.
Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2322576, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №11 от 20.04.2008), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте, размещение в полости скважины поршня с силовыми тягами, которые на устьях скважины соединены с приводным узлом, причем поршень выполнен с возможностью реверсивного движения в скважине, дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивают отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах с обеих сторон поршня устанавливают глубинные датчики для контроля температуры и давления в процессе отбора из добывающей скважины продукции.
Недостатками способа являются сложность конструкции устройства для его осуществления, неравномерный прогрев пласта и добыча нефти на поздней стадии разработки из-за значительного расстояния между скважинами, с чем связана низкая нефтеотдача пласта и большие затраты на начальном этапе разработки без получения продукции.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар в малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают непревышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.
Недостатком способа является добыча нефти на поздней стадии разработки из-за значительного расстояния между скважинами, с чем связана низкая нефтеотдача пласта и большие затраты на начальном этапе разработки без получения продукции.
Технической задачей является перевод начала добычи нефти на более раннюю стадию разработки за счет строительства горизонтально-наклонной нагнетательной скважины с забоем, приближенным к стволу добывающей горизонтальной скважины, с целью уменьшения расстояния между ними и увеличения нефтеизвлечения при помощи периодической изоляции перфорации от забоя в сторону устья горизонтально-наклонной нагнетательной скважины во избежание прорыва теплоносителя в добывающую скважину.
Техническая задача решается способом, включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтально-наклонным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.
Новым является то, что забой нагнетательной скважины при строительстве направляют в сторону горизонтального участка добывающей скважины так, чтобы расстояние от забоя нагнетательной скважины до этого участка было не менее 5 метров, при закачке теплоносителя и добыче продукции контроль ведут по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят последовательно изоляцию забоя в направлении от забоя к устью нагнетательной скважины с шагом 7-15 метров, после чего работу скважин вводят в обычный режим.
На фиг.1 представлена схема размещения горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин.
На фиг.2 представлен вид А фиг.1.
На фиг.3 представлены графики суточных дебитов нефти при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода двух горизонтальных скважин, добывающей и нагнетательной (II-вариант).
На фиг.4 представлены графики накопленных дебитов нефти, при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода двух горизонтальных скважин, добывающей и нагнетательной (II-вариант).
Способ разработки высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин осуществляется следующим способом.
В подошве продуктивного пласта 1 (фиг.1) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор и контроль продукции, и нагнетательную горизонтально-наклонную нагнетательную скважину 3, через которую будет производиться закачка теплоносителя, например пара. Поначалу строительство нагнетательной скважины 3 идет параллельно стволу добывающей скважины 2, а потом постепенно меняет направление в ее сторону с углом наклона 20-25°. От забоя нагнетательной скважины 3 до ствола добывающей скважины 2 расстояние h (фиг.2) должно быть не менее 5 метров во избежание прорыва пара и неизбежной потери теплоносителя при его закачке. Забой нагнетательной скважины 3 может находиться в области продуктивного пласта 1 с наибольшей водонасыщенностью и проницаемостью для уменьшения времени его прогрева в области ствола добывающей скважины 2.
1
2
Далее через нагнетательную скважину 3 идет закачка пара температурой 180°С и сухостью 0,8 д. ед. При достижении дебита продукции ведется непрерывный контроль за его температурой и динамикой и при каждом его снижении или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 производят последовательную изоляцию забоя нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом L (фиг.2), (7-15 метров), во избежание прорыва пара и неизбежной потери его энергии. Закрытие перфорации производим, например, пакером или цементированием. Далее нагнетательная скважина 3 вводится в обычный режим работы, и также ведется контроль за температурой и динамикой дебита добываемой продукции. Опять же при повторном снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 производят последовательную изоляцию забоя нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом L (7-15 метров) и так далее до полной выработки продуктивного пласта 1.
Представленное предложение было реализовано на Ашальчинском месторождении, а также пробурены контрольные скважины по прототипу. В нижеприведенной таблице приведены геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта.
Таблица
Параметр
Значение
Средняя глубина залегания, м
81,0
Средняя общая толщина, 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·с
14000,0
Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м<sup>3</sup>
965,0
Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·с
1,53
Коэффициент плотности воды в пластовых условиях, кг/м<sup>3</sup>
1002,9
3
3
Результаты показаны на фиг.3, где предложенный способ (I-вариант) и контрольные скважины (II-вариант), работающие в том же пласте и построенные по прототипу. Из фиг. 3 видно, что дебит по предложенному способу начал расти на значительно более ранней стадии разработки, через 5 месяцев после начала эксплуатации скважин, а не по истечении 4 лет, при параллельном строительстве нагнетательной скважины относительно добывающей (II-вариант). В первые четыре года эксплуатации по предлагаемому способу было получено 4050 м продукции, по прототипу за тот же период времени 550 м, что на 636% меньше предложенного способа.
На базе полученных данных и с учетом параметров месторождения (см. таблицу) в программном комплексе CMG модуля STARS был смоделирован данный объект разработки, история которого полностью адаптирована с данными суточных дебитов продукции, полученных на практике до 2009 г. На фиг.4 показана накопленная добыча нефти до 2027 г. по предложенному способу (I-вариант) и по прототипу (II-вариант), на котором суммарная добыча нефти по предложенному способу превышает накопленную добычу нефти по прототипу на 46%. Результаты исследований по предложению не публиковались в открытых источниках.
Применение данного метода позволяет вести добычу нефти на более ранней стадии разработки объекта при строительстве горизонтально-наклонной нагнетательной скважины, а не по истечении 3-4 лет при параллельном расположении обеих скважин. Также накопленная добыча нефти выше на 50-60% в зависимости от свойств пласта за счет равномерного прогрева пласта при своевременном закрытии перфорации нагнетательной скважины.