Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах
METHOD FOR DEVELOPING A DEPOSIT OF HIGH-VISCOSITY OIL OR BITUMEN WITH THE CONTROL OF THE DEVELOPMENT OF A STEAM CHAMBER IN OBSERVATION WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти или битума.
Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума (патент RU №2731777, МПК Е21В 43/24, 47/07, опубл. 08.09.2020, бюл. №25), включающий строительство парных, расположенных друг над другом, горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры в горизонтальных добывающих и нагнетательных скважинах и снятие термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин, контроль и регулирование текущего размера паровой камеры. Размещают оптоволоконный кабель в эксплуатационной колонне. Определяют температуру по стволу скважины. Строят график зависимости температуры от глубины скважины. При перегревах и остановках в работе насоса добывающей скважины производят его остановку для простоя продолжительностью 2-6 суток и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину на не менее 50% от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости, после простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины, на основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину путем снижения или повышения его закачки на 20-50% от среднего расхода пара, периодически операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют.
Недостатками этого способа являются низкая эффективность и надежность способа, связанные с отсутствием контроля распределения температуры и давления, а также распространения паровой камеры через наблюдательные скважины (контрольные и пьезометрические), так как именно непрерывный процесс расширения паровой камеры и, соответственно, расширение охвата пласта паротепловым воздействием, является наиболее продуктивным периодом эксплуатации методом парогравитационного воздействия на месторождение высоковязкой нефти или битума, за которым необходим постоянный мониторинг.
Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума (патент RU №2646904, МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 12.03.2018, бюл. №8), включающий строительство парных, расположенных друг над другом, горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры в горизонтальных добывающих и нагнетательных скважинах и снятие термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин, контроль и регулирование текущего размера паровой камеры. При строительстве пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин осуществляют строительство вертикальных наблюдательных скважин. Строительство для нагнетания рабочего агента дополнительных вертикальных скважин на расстоянии до горизонтальных добывающих скважин, обеспечивающем создание гидродинамической связи. Причем дополнительные вертикальные скважины строят после снижения забойного давления в горизонтальных добывающих скважинах на протяжении 3-6 месяцев на 20-70% на расстоянии от горизонтальных добывающих скважин, исключающем прорыв рабочего агента и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента. Причем дополнительные вертикальные скважины вскрывают на всю толщину пласта выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины. В качестве рабочего агента используют воду, которую в дополнительные вертикальные скважины закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из горизонтальных добывающих скважин, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными вертикальными скважинами, и закачиваемого теплоносителя - пара в горизонтальные нагнетательные скважины, расположенные над этими горизонтальными добывающими скважинами.
Недостатками этого способа являются низкая эффективность и надежность способа, вследствие высокого риска вскрытия водонефтяного контакта при разбуривании всей толщины пласта, а также риска прорыва воды, которую закачивают в качестве рабочего агента в дополнительные вертикальные скважины, отсутствие контроля распространения температуры и давления в нефтенасыщенном пласте через вертикальные скважины, а также высокие материальные затраты на реализацию способа за счет строительства дополнительных вертикальных скважин их обустройство и организацию закачки воды.
3
Наиболее близким является способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин (патент RU №2733862, МПК Е21 В 43/24, E21B 7/04, 47/04, 47/06, опубл. 07.10.2020, бюл. №28), включающий бурение вертикальных оценочных скважин, разработку структурных карт нефтенасыщенных толщин по залежи, ликвидацию вертикальных оценочных скважин, строительство парных расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры в горизонтальных добывающих и нагнетательных скважинах и снятие термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин, контроль и регулирование текущего размера паровой камеры. При строительстве пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин осуществляют строительство вертикальных наблюдательных скважин. В вертикальных наблюдательных скважинах периодически проводят замеры температуры посредством геофизических исследований, выявляют вертикальные наблюдательные скважины с повышением температуры в стволе на не менее 10% от начальной пластовой температуры и не более 60°С, в них проводят опробование по определению притока и состава жидкости компрессированием, после этого проводят исследования со снятием кривой восстановления уровня жидкости, выделяют вертикальные наблюдательные скважины, в которых при компрессировании получен приток жидкости не менее 0,4 м, происходит восстановление уровня жидкости в скважине в течение не более 48 часов и нефтенасыщенная толщина составляет не менее 5 м, выделенные вертикальные наблюдательные скважины обустраивают и начинают эксплуатировать на отбор жидкости.
Недостатками этого способа являются низкая эффективность и надежность способа за счет снижения качества и объема мониторинга за распространением паровой камеры через наблюдательные скважины вследствие перевода их под отбор продукции пласта, также отбор продукции через вертикальные скважины в залежи высоковязкой нефти или битума либо не дает вообще эффекта, либо эффект кратковременен, так как температура на забое скважин недостаточна для снижения вязкости сверхвязкой нефти или битума и увеличения ее подвижности, также нет паровой камеры для постоянного притока конденсата и поддержания пластового давления на приеме насосов.
Техническими задачами способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах являются повышение эффективности и надежности способа за счет повышения качества контроля за распространением температуры и паровой камеры в процессе эксплуатации залежи, а также сокращение эксплуатационных затрат.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах, включающим бурение вертикальных оценочных скважин, разработку структурных карт нефтенасыщенных толщин по залежи, ликвидацию вертикальных оценочных скважин, строительство парных расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры в горизонтальных добывающих и нагнетательных скважинах и снятие термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин, контроль и регулирование текущего размера паровой камеры.
Новым является то, что после разработки структурных карт нефтенасыщенных толщин по залежи переводят 10% вертикальных оценочных скважин под вертикальные наблюдательные скважины, ликвидируют 90% непереведенных вертикальных оценочных скважин, в вертикальных наблюдательных скважинах периодически 1-4 раза в год проводят замеры температуры посредством геофизических исследований, при этом останавливают закачку пара за 3 суток до замеров температуры в примыкающих горизонтальных нагнетательных скважинах в радиусе 250 м к вертикальным наблюдательным скважинам, анализируют изменения показателей температуры в вертикальных наблюдательных скважинах, корректируют температурное воздействие на пласт, при увеличении температуры на 4-9°С осуществляют закачку пара в смежные горизонтальные нагнетательные скважины без изменений, при увеличении температуры на 10°С и выше ограничивают на 30% объемы среднесуточной закачки пара в смежных горизонтальных нагнетательных скважинах, при увеличении температуры на 0-3°С увеличивают на 30% суточные объемы закачки пара в смежных горизонтальных нагнетательных скважинах.
На чертеже показана схема расположения скважин при реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах.
Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах осуществляют следующим образом.
На залежи высоковязкой нефти или битума 1 бурят вертикальные оценочные скважины 2 для оконтуривания нефтенасыщенной залежи 1 и оценки потенциала промышленной разработки залежи 1.
Проводят геофизические исследования и анализ керна вертикальных оценочных скважин 2. Определяют данные: проницаемость пласта; нефтенасыщенную толщину пласта; начальные пластовые давление и температуру; общую толщину пласта; вязкость нефти в пластовых условиях; абсолютные отметки кровли и подошвы нефтенасыщенного пласта; коэффициенты глинистости, песчанистости, пористости, нефтенасыщенности; литологию.
По результатам обработки данных геофизических исследований и анализа керна вертикальных оценочных скважин 2 строят структурные карты нефтенасыщенных толщин по залежи 1.
Выбирают участки залежи 1, удовлетворяющие критериям применения технологии парогравитационного дренирования и строительства парных горизонтальных добывающих 3 и нагнетательных 4 скважин (на чертеже представлен вид сверху и данные скважины 3 и 4 накладываются друг на друга).
Переводят 10% вертикальных оценочных скважин 2, равномерно распределенных в разных областях залежи 1, под вертикальные наблюдательные скважины 2'.
Ликвидируют непереведенные 90% вертикальных оценочных скважин 2.
Далее осуществляют строительство парных расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 3 и нагнетательных 4 скважин.
Закачивают теплоноситель через горизонтальные нагнетательные скважины 4 с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры (на чертеже не показана).
Проводят термобарометрические измерения в горизонтальных добывающих 3 и нагнетательных 4 скважинах посредством геофизических исследований, снимают термограммы вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин 3 посредством оптоволоконного кабеля.
Отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через горизонтальные добывающие скважины 3, осуществляют контроль за состоянием паровой камеры.
Разработку залежи высоковязкой нефти или битума 1 ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины 4 и отбора жидкости из горизонтальных добывающих скважин 3 с контролем объема паровой камеры. Выводят горизонтальные добывающие 3 и нагнетательные 4 скважины на постоянный режим работы.
В вертикальных наблюдательных скважинах 2' периодически 1-4 раза в год проводят замеры температуры посредством геофизических исследований. При этом в первые 3 года эксплуатации залежи 1 замеры проводят 4 раза в год, 4-6 года эксплуатации залежи замеры проводят 2 раза в год, последующие годы проводят замеры один раз в год. При этом на примыкающих горизонтальных нагнетательных скважинах 4 в радиусе 250 м (на чертеже показано пунктиром) за 3 суток до проведения замеров температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2' останавливают закачку пара для повышения достоверности исследований и фиксации статических значений по температуре и давлению залежи 1 в данных областях. Также остановка закачки пара сокращает эксплуатационные затраты на реализацию способа и снижает паронефтяное отношение, что приводит к эффективности разработки залежи высоковязкой нефти или битума 1 и уменьшает энергоемкость технологий.
Анализируют изменение температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2' в залежи высоковязкой нефти или битума 1 в результате закачки пара.
При увеличении температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2'на 4-9°С в год, или в период четырех замеров температуры продолжают температурное воздействие на залежь высоковязкой нефти или битума 1, осуществляют закачку пара в смежные горизонтальные нагнетательные скважины 4 без изменений. Происходит эффективное расширение паровых камер на смежных горизонтальных скважинах 3 и 4 и эксплуатацию смежных скважин 3, 4 в данном режиме продолжают.
При увеличении температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2'на 10°С и выше в год, или в период четырех замеров температуры ограничивают на 30% объемы среднесуточной закачки пара в смежных горизонтальных нагнетательных скважинах 4. С целью предотвращения возможных прорывов пара по наиболее проницаемым интервалам и возникновения неравномерности расширения паровых камер в смежных горизонтальных скважинах 3 и 4.
При увеличении температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2'на 0-3°С в год или в период четырех замеров температуры, увеличивают на 30% суточные объемы закачки пара в смежных горизонтальных нагнетательных скважинах 4. Продолжают температурное воздействие на залежь высоковязкой нефти или битума 1 в данном режиме в течение года с повторением исследований. Если по истечению года увеличение температуры повторно не достигает значения более 3°С, переориентируют расположение точек подачи пара вдоль горизонтальных стволов нагнетательных скважин 4 со смещением относительно прежнего положения на не менее 100 м.
Пример осуществления способа.
На залежи высоковязкой нефти или битума 1 пробурили вертикальные оценочные скважины 2 в количестве 43 штук.
Произвели оконтуривание залежи высоковязкой нефти или битума 1 размерами 2,6×1,9 км, высотой от 17 до 33 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 185 м, пласт представлен песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура - 9°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 13,3 м.
По результатам обработки данных геофизических исследований и анализов керна вертикальных оценочных скважин 2 построили структурные карты нефтенасыщенных толщин по залежи 1, подобрали участки, удовлетворяющие критериям применения технологии парогравитационного дренирования и строительства парных горизонтальных скважин.
Перевели 10% вертикальных оценочных скважин 2, равномерно распределенных в разных областях залежи 1, под вертикальные наблюдательные скважины 2' - 1К, 2К, 3К, 4К.
Ликвидируют 90% непереведенных вертикальных оценочных скважин 2 в количестве 39 скважин.
На основе структурных карт по подошве продуктивного пласта построили горизонтальные добывающие 3 и нагнетательные 4 стволы парных скважин 3(1)-4(2), 3(3)-4(4), 3(5)-4(6), 3(7)-4(8), 3(9)-4(10), 3(11)-4(12), 3(13)-4(14), 3(15)-4(16).
Горизонтальные нагнетательные 4 и добывающие 3 скважины оборудовали насосно-компрессорными трубами (НКТ) и закачали теплоноситель - пар для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин.
После завершения освоения из горизонтальных добывающих скважин 3 извлекли НКТ. Провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, внедрили погружные насосы с протягиванием вдоль всего ствола скважины оптоволоконного кабеля.
Далее эксплуатировали парные скважины 3, 4 в режиме закачки пара через горизонтальные нагнетательные скважины 4 и горизонтальные добывающие скважины 3 в режиме отбора пластовой продукции посредством погружного насоса. Контроль за состоянием паровой камеры осуществляли снятием термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин 3 посредством оптоволоконного кабеля, замеров температуры и давления на приеме насоса, проведением геофизических исследований по стволу горизонтальных добывающих скважин 3. Разработку месторождения сверхвязкой нефти или битума вели с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины 4 и отбора жидкости из горизонтальных добывающих скважин 3 с контролем объема паровой камеры. Вывели горизонтальные добывающие 3 и нагнетательные 4 скважины на постоянный режим работы погружного насоса с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса близкой, но не более предельной температуры работоспособности насоса.
После вывода на постоянный режим в вертикальных наблюдательных скважинах 2' четыре раза в год проводили замеры температуры посредством геофизических исследований. При этом при проведении исследований останавливали закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 4 за трое суток до исследований: в скважине 2'(1К) останавливали закачку пара в скважины - 4(8) и 4(10); в скважине 2'(2К) останавливали закачку пара в скважины - 4(14) и 4(16); в скважине 2'(3К) останавливали закачку пара в скважины 4(6), 4(8) и 4(10); в скважине 2'(4К) останавливали закачку пара в скважины 4(2) и 4(4).
Анализировали изменение показателей температуры в залежи высоковязкой нефти или битума 1 в результате закачки пара, при этом начальная пластовая температура составила 9°С.
В вертикальной наблюдательной скважине 2'(4К) температура в течение года при ежеквартальных измерениях изменялась в следующей последовательности - 9, 9, 12, 16°С, изменение за год составило 7°С, было принято решение продолжать закачку пара в смежные горизонтальные нагнетательные скважины 4(2) и 4(4) без изменений вследствие эффективного расширения паровых камер.
В вертикальной наблюдательной скважине 2'(3К) температура в течение года при ежеквартальных измерениях изменялась в следующей последовательности - 9, 10, 18, 29°С, изменение за год составило 20°С, было принято решение ограничить суточную закачку пара с 93 т/сут, в среднем, в смежные горизонтальных нагнетательных скважинах 4(6), 4(8), 4(10), на 30%, в среднем до 65 т/сут, вследствие возможных прорывов пара по наиболее проницаемым интервалам и возникновения неравномерности расширения паровых камер на парных горизонтальных добывающих 3 и нагнетательных 4 скважинах 3(5)-4(6), 3(7)-4(8), 3(9)-4(10).
В вертикальной наблюдательной скважине 2'(2К) температура в течение года при ежеквартальных измерениях изменялась в следующей последовательности - 9, 9, 9, 11°С, изменение за год составило 2°С, было принято решение увеличить суточную закачку пара с 88 т/сут, в среднем, в смежные горизонтальных нагнетательных скважинах 4(14), 4(16), на 30%, в среднем до 114 т/сут. В течение следующего года при ежеквартальных измерениях температура изменялась в следующей последовательности - 12, 14, 14, 15°С, изменение за год составило 3°С, были приняты решения об изменение глубины спуска насосно-компрессорной трубы диаметром 89 мм, спущенной в горизонтальную часть нагнетательной скважине 4 (16), с глубины 760 м на глубину 606 м, а также об изменение глубины спуска насосно-компрессорной трубы диаметром 89 мм, спущенной в горизонтальную часть нагнетательной скважине 4(14), с глубины 875 м на глубину 646 м. После чего закачка пара в горизонтальные нагнетательные скважины 4(14) и 4(16) была продолжена в режиме 115 т/сут. В последующий год эксплуатации в вертикальной наблюдательной скважине 2'(2К) температура в течение года при ежеквартальных измерениях изменялась в следующей последовательности - 15, 18, 23, 28°С, изменение за год составило 13°С, было принято решение продолжать закачку пара в смежные горизонтальные нагнетательные скважины 4(14) и 4(16) без изменений вследствие эффективного расширения паровых камер.
Предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин позволяет повысить эффективность и надежность за счет повышения качества контроля за распространением температуры и паровой камеры в процессе эксплуатации залежи, а также сократить эксплуатационные затраты.