СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL OR BITUMEN FIELD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти или битума.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти при тепловом воздействии (патент RU №2379494, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2010 г.), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины.
Недостатком способа является отсутствие возможности поддержания пластового давления, что повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения (отношение закачиваемого пара к добытой нефти). Данный способ не позволяет осваивать запасы в зоне, расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, что приводит к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) разрабатываемого месторождения.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2531963, МПК E21B 34/24, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2014 г.), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5-1 м. Дополнительно строят скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар, или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.
Недостатками способа являются отсутствие возможности поддержания пластового давления, что повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения, уменьшения эффективности работы скважин и КИН ввиду снижения добычи жидкости в горизонтальных добывающих скважинах и увеличения объемов закачки пара для предотвращения снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, а также большие затраты на закачку теплоносителя в дополнительные скважины.
Техническими задачами изобретения являются предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов и повышение КИН.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство для нагнетания рабочего агента дополнительной вертикальной скважины на расстоянии до добывающих скважин, обеспечивающем создание гидродинамической связи.
Новым является то, что дополнительные скважины строят после снижения забойного давления в добывающих скважинах на протяжении 3-6 мес. на 20-70% на расстоянии от добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента, причем дополнительные 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 добывающих скважин, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными скважинами, и закачиваемого теплоносителя - пара в нагнетательные скважины, расположенные над этими добывающими скважинами.
На чертеже показана схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти в поперечном сечении.
Способ осуществляется следующим образом.
На месторождении высоковязкой нефти или битума бурят вертикальные наблюдательные скважины (на чертеже не показаны) для уточнения геологического строения и последующего контроля, регулирования выработки пласта 1, строят пары расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, закачивают теплоноситель через нагнетательные скважины 3 с прогревом продуктивного пласта 1 и созданием паровой камеры 4, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2.
Осуществляют контроль за забойным давлением в добывающих скважинах 2. В случае снижения забойного давления в добывающих скважинах 2 на протяжении 3-6 мес. (после выхода скважины на режим эксплуатации) на 20-70% (снижение давления более чем на 20% на установившемся режиме работы скважин приводит к существенным потерям нефти и повышению паронефтяного отношения, в случае снижения давления более чем на 70% в продуктивном пласте не создается достаточного перепада давления между нагнетательной 3 и добывающей 2 скважинами, который обеспечивает приток нефти к забою добывающей скважины 2) строят дополнительные скважины 5 для создания равномерного фронта вытеснения, вовлечения в разработку вытесняемых от паровой камеры разжиженных запасов нефти, снижения рисков прорыва рабочего агента 6 к добывающей скважине 2 и снижения потерь рабочего агента 6 ниже ВНК 7. Ввиду наличия гравитационной составляющей и преобладающего движения рабочего агента в сторону подошвы пласта производят вскрытие 8 на всю толщину пласта 1 выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины 2, осуществляют закачку рабочего агента 6, причем дополнительные скважины 5 строят на расстоянии от добывающей скважины 2, исключающем прорыв рабочего агента 6 и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента 6, - расстояние между скважинами определяется эмпирическим путем из условия изменения давления в вертикальных наблюдательных скважинах, причем расстояние должно обеспечивать возможность выполнения непрерывной закачки рабочего агента 6 без его прорыва в добывающую скважину 2, снижения добычи нефти и увеличения обводненности. В качестве рабочего агента 6 используют воду, в том числе полученную после отбора продукции из добывающих скважин 2, которую в дополнительные скважины 5 закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из добывающих скважин 2, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными скважинами 5, и закачиваемого теплоносителя - пара в нагнетательные скважины 3, расположенные над этими добывающими скважинами 2 для поддержания пластового давления в продуктивном пласте 1 и исключения случаев резкого увеличения давления в пласте 1 и паровой камере 4. В случае, если вертикальная наблюдательная скважина удовлетворяет условиям дополнительной скважины 5, ее используют в качестве дополнительной скважины с целью снижения стоимости реализации технологии.
Пример конкретного выполнения.
Предложенный способ разработки месторождения высоковязкой нефти был рассмотрен на участке Больше-Каменского поднятия Ашальчинского месторождения со следующими геолого-физическими характеристиками:
- средняя общая толщина пласта - 25,0 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 23,2 м;
- глубина залегания пласта (до кровли) - 250 м;
- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°C;
3
- плотность нефти в пластовых условиях - 0,98 т/м;
- коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях -12000 мПа⋅с;
- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,6 мПа⋅с;
2
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,1 мкм;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,31 д. ед.
Для уточнения геологического строения пласта 1 и последующего контроля выполнили строительство наблюдательных вертикальных скважин. Затем построили расположенные друг над другом горизонтальные добывающую 2 и нагнетательную 3 скважины. Выполнили закачку пара в объеме 110 т/сут, прогрев продуктивного пласта 1 и создали паровую камеру 4. После этого произвели отбор продукции в объеме 160 т/сут за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2. С помощью вертикальных наблюдательных скважин вели контроль за распространением паровой камеры 4 и забойным давлением в добывающей скважине 2. В период с 7 по 10 мес. разработки наблюдалось снижение забойного давления в добывающей скважине 2 более чем на 37% (от 3,5 до 2,2 атм).
Выполнили строительство дополнительной скважины 5 на расстоянии 45 м и закачивали в дополнительную скважину 5 воду в объеме 45 т/сут исходя из условий закачки пара 110 т/сут и отбора продукции 160 т/сут.
Были рассчитаны параметры представленного способа, а также способа по прототипу на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов выявлено преимущество способа перед прототипом: увеличение накопленной добычи нефти за срок разработки на 8,6% (от 84,4 до 91,65 тыс. т) дополнительно добытой нефти по сравнению с прототипом, предотвращение снижения забойного давления в добывающих скважинах и сохранение в диапазоне 2-2,5 атм, увеличение темпов отбора от начальных извлекаемых запасов на 15% (от 10,5 до 12%), уменьшение удельной закачки пара на 1 т добытой нефти на 9% (3,5 т/т - по прототипу, 3,2 т/т - по предложенному способу).
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов и повышение КИН.