СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ БИТУМИНОЗНОЙ НЕФТИ ИЗ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD FOR MINING DEPOSITS OF BITUMINOUS OIL FROM HORIZONTAL WELL

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором.
Известен (заявка РФ №2007122922/03, Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008) способ разработки и добычи высоковязкой нефти), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через насосно-компрессорные трубы (НКТ) верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости - через НКТ нижнего горизонтального.
Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Необходимость бурения двух горизонтальных стволов скважины ограничивает выбор разрабатываемого участка по толщине продуктивного пласта. Недостатком этого способа также является невозможность исследований месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что ведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (Патент РФ №2626500, Е21В 43/24, Е21В 7/04 опубл. в бюл. №22 от 28.07.2017), включающий строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства скважины проводят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20%давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину. В качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ.
Недостатком этого способа является прорыв закачиваемого инертного газа к забою добывающей скважины, приводящий к снижению показателей добычи. Наличие газонасыщенного интервала над горизонтальной скважиной будет снижать эффективность распространения паровой камеры и прогрев продуктивного пласта за счет утечки пара в газовую шапку.
Техническими задачами предлагаемого способа разработки залежи битуминозной нефти являются снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет заполнения газовой шапки над горизонтальной скважиной наполнителем и исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН), а также контроль распространения теплового воздействия по битуминозной залежи.
Технические задачи решаются способом разработки битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающим исследование месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, строительство горизонтальной скважины под газовой шапкой с вскрытием продуктивного пласта, бурение оценочной скважины над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, спуск в горизонтальную скважину насосно-компрессорных труб - НКТ, циклическую подачу водяного пара по НКТ с ожиданием термокапиллярной пропитки и отбор продукции скважины.
Новым является то, что оценочную скважину бурят с горизонтальным окончанием, располагаемым в нижней части газовой шапки над горизонтальной скважиной, перед закачкой пара в горизонтальную скважину закачивают наполнитель в горизонтальное окончание для заполнения пространства газовой шапки над горизонтальной скважиной до кровли пласта.
На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины.
Способ реализуется в следующей последовательности.
Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2 с применением промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. На участке залежи 1 с наличием одной из газовых шапок 2 друг над другом строят оценочную скважину 3 и горизонтальную скважину 4 с соответствующими вскрытыми горизонтальными окончанием 5 (участок) и участком 6, расположенными в залежи 1 на границе газовой шапки 2 с ее вскрытием и ниже газовой шапки 2 соответственно. При строительстве в скважине 4 располагают устройства 7 контроля давления и температуры. В горизонтальные участки 5 и 6 скважин 3 и 4 спускают НКТ 8 и 9 соответственно. Производят закачку наполнителя, например набухающего геля, глинистого раствора, цементного раствора и т.п., через НКТ 8 в горизонтальный участок 5 скважины 3 в участок (не показан) газовой шапки 2, расположенный над горизонтальной скважиной 4, до кровли залежи 1. Поскольку до прогрева залежи 1 ее проницаемость в нефтенасыщенной зоне гораздо меньше, чем в газовой шапке 2, то наполнитель будет заполнять пространство в газовой шапке 2, вытесняя газ из участка газовой шапки 2, расположенного над горизонтальной скважиной 4. Закачивают по НКТ 9 пар в скважину 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 не больше давления гидроразрыва пласта залежи 1, не допуская утечки закачиваемого пара через кровлю нефтеносного продуктивного пласта залежи 1 в газовую шапку 2 благодаря наличию наполнителя над горизотальной скважиной 4. После прогрева залежи 1 в районе скважины 4 закачку пара прекращают для осуществления процесса термокапиллярной пропитки залежи 1 (время термокапиллярной пропитки определяют эмпирическим путем). После чего производят отбор продукции через горизонтальный участок 6 скважины 4 по НКТ 9, например, глубинно-насосным оборудованием (на фигуре не показано) и контроль за состоянием отбираемого флюида с использованием устройства контроля давления и температуры 7 при помощи наблюдательных скважин (на фигуре не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 6 скважины 4 с определением зон наименьшего прогрева (на фигуре не показаны). Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторяются до максимального извлечения из залежи 1 высоковязкой нефти.
Пример конкретного выполнения.
Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которого определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
- глубина залегания - 148 м;
- средняя общая толщина пласта - 30 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;
- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°С;
3
- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м;
- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 48140,5 мПа⋅с;
- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;
2
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 доли ед.;
- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;
- давление в газовой шапке составляет - 0,9 Мпа.
Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 78%. Пробурили оценочную скважину 3 с горизонтальным окончанием 5 длиной 300 м у нижней границы газовой шапки 2 нефтяной залежи 1 с последующим вскрытием этой границы. Под горизонтальным окончанием 5 скважины 3 выше подошвы залежи 1 на 5 м расположили участок 6 пароциклической горизонтальной скважины 4 длиной 280 м. Ствол 4 оборудовали устройствами контроля температуры и давления 7. В горизонтальные участки 5 и 6 скважин 3 и 4 спустили НКТ 8 и 9. Через НКТ 8 в горизонтальное окончание 5 скважины 3 закачали глинистый раствор в объеме 6 тыс.т для заполнения до кровли залежи 1 участка газовой шапки 2, расположенного над горизонтальной скважиной 4. После извлечения НКТ 8 из скважины 3 производили закачку по НКТ 9 теплоносителя в объеме 5 тыс.т.В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 доли ед. После прогрева залежи 1 закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта залежи 1. В течение 1,5 мес происходил процесс термокапиллярной пропитки залежи 1. По истечении полутора месяцев произвели отбор продукции по НКТ 9 из горизонтального участка 6 скважины 4, а контроль за состоянием отбираемого флюида осуществляли устройством контроля давления и температуры 7. Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 6 раз.
Производили закачку теплоносителя по НКТ 9 в горизонтальный участок 5 пароциклической скважины 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 меньше на 10% (1,8 МПа), чем давление гидроразрыва пласта 2 (2,0 МПа), не допуская утечки закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1.
При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 3,5 раза, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 12%, увеличение накопленной добычи нефти более чем на 6,8%, отсутствие прорыва газа из газонасыщенного интервала.
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,19 доли ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 23%.
Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его эффективность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья, для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природного битума.
Предлагаемый способ разработки залежи битуминозной нефти позволяет снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет заполнения газовой шапки над горизонтальной скважиной наполнителем и исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.