СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF HEAVY OIL AND BITUMEN DEPOSITS

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 №2199656, МПК E21B 43/24, бюл. №6 от 02.27. 2003), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим.
Известный способ позволяет выполнить охват воздействием на большой площади залежи, однако при этом в межскважном пространстве остаются невыработанные зоны.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2334098, МПК E21B 43/24, опубл. 20.09. 2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Далее горизонтальные стволы двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого, горизонтальные стволы проводят в 1,5-2,5 метров над подошвой продуктивного пласта и перфорируют выше концов горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 метров и размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 метров от низа, параллельно линии горизонтальных стволов добывающих скважин, в залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины, формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.
Недостатками способа являются возможный прорыв теплоносителя по истечении небольшого промежутка времени с неизбежной потерей его энергии, а также неполная выработка пластовой продукции.
Техническими задачами являются перевод начала добычи нефти на более раннюю стадию разработки за счет строительства вертикальных нагнетательных скважин с забоем, приближенным к стволу добывающей горизонтальной скважины, с целью уменьшения расстояния между ними и увеличение нефтеизвлечения при помощи периодической изоляции перфорации от забоя в сторону устья вертикальных скважин во избежание прорыва теплоносителя в добывающую скважину.
Техническая задача решается способом, включающим строительство горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин, низ которых располагается над горизонтальной скважиной, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то, что нагнетательные скважины располагают выше горизонтальной добывающей скважины на 5-10 метров с сеткой 50x250 метров и вскрытием по всему интервалу продуктивного пласта, при этом горизонтальную скважину оснащают датчиками температуры по всей длине, с анализом температуры по участкам, соответствующим нагнетательным скважинам, при достижении на участке температуры, близкой к температуре прорыва, соответствующую данной зоне нагнетательную скважину от забоя изолируют в интервале 5-15 метров, в дальнейшем контроль температур в добывающей скважине и поинтервальное отсечение в нагнетательных скважинах производят аналогично до полного и равномерного прогрева пласта.
На фиг.1 представлена схема размещения горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважин.
На фиг.2 представлен вид А на фиг.1.
На фиг.3 представлены графики суточных дебитов нефти при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода при строительстве нагнетательных скважин с забоем в верхней части пласта (II-вариант).
На фиг.4 представлены графики накопленных дебитов нефти при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода при строительстве нагнетательных скважин с забоем в верхней части пласта (II-вариант).
Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов осуществляется следующим способом.
В подошве продуктивного пласта 1 (фиг.1) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор продукции и нагнетательные вертикальные скважины 3, в том числе малого диаметра с сеткой 50×250 метров, через которые будет производиться закачка пара. Строительство вертикальных нагнетательных скважин 3 идет перпендикулярно стволу добывающей скважины 2. От забоя нагнетательных скважин 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. По стволу добывающей скважины 2 расположены датчики 4 температуры, с помощью которых ведут непрерывный контроль температуры на участках, например, 5, 5', 5'' и 5''', соответствующим нагнетательным скважинам 3. Участки 5, 5', 5'' и 5''' определяют, разбивая условно горизонтальный участок добывающей скважины 2 с датчиками 4 по расположению напротив них соответствующих нагнетательных скважин 3.
1
2
Далее через вертикальные нагнетательные скважины 3 идет закачка теплоносителя, чем является пар температурой 180°C и сухостью 0,8 д. ед. При достижении дебита ведется непрерывный мониторинг за температурой датчиками 4 на участках 5, 5', 5'' и 5''' по стволу добывающей скважины 2, и при достижении температуры, близкой к критической (на практике: 90-110°C), например, на участке 5'' (фиг.2) от прорыва теплоносителя, производят последовательную изоляцию забоя той нагнетательной скважины 3, которая расположена напротив соответствующего участка, например, 5'', от забоя к устью с шагом L (5-10 метров). Закрытие перфорации производим, например, пакером или цементированием. Далее нагнетательная скважина 3, на которой произвели закрытие перфорации, вводится в обычный режим работы, и также ведется непрерывный контроль за температурой по соответствующему участку 5'' добывающей скважины 2 при помощи датчиков 4. Опять же при повторном повышении температуры на этом участке 5'' до близкой к критической от прорыва теплоносителя ведется повторное закрытие перфорации нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом с шагом L (5-10 метров). На других нагнетательных скважинах 3 (фиг.1) производят аналогичные операции при достижении на соответствующих им участках 5, 5' и 5''' температуры, близкой к критической.
Представленное предложение было реализовано на Ашальчинском месторождении, а также пробурены контрольные скважины по прототипу. В нижеприведенной таблице приведены геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта.
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, °C
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 взятые как контрольные, в которых забой для исключения прорыва теплоносителя и наибольшего охвата пласта 1 размещался в верхней подкровельной его части. Из фиг.3 видно, что дебит по предложенному способу начал расти на значительно более ранней стадии разработки, через 4 месяца после начала эксплуатации скважин, а не по истечении 2,5-3,5 лет, как в контрольных скважинах, при перфорации нагнетательных вертикальных скважин 3 в верхней части продуктивного пласта 1 (II-вариант). В первые четыре года эксплуатации по предлагаемому способу было получено 6140 м продукции, по прототипу за тот же период времени 1476 м, что на 315% меньше предложенного способа.
На базе полученных данных и с учетом параметров месторождения (см. табл.) 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 2037 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 45,8%. Результаты исследований по предложению не публиковались в открытых источниках.
Применение данного метода позволяет вести добычу нефти на более ранней стадии разработки объекта при строительстве вертикальных нагнетательных скважин с забоем на небольшом расстоянии от горизонтальной добывающей, а не по истечении 2,5-3,5 лет при забое скважин в верхней части пласта. Также накопленная добыча нефти выше на 60%, в зависимости от свойств пласта, за счет равномерного прогрева пласта при своевременном закрытии перфорации нагнетательных скважин.