СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ СВЕРХТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЛИ ПРИРОДНОГО БИТУМА
METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF EXTRA-HEAVY OIL OR NATURAL BITUMEN

Изобретение относится к нефтяной промышленности и направлено на увеличение технологической эффективности разработки залежей тяжелой нефти или природного битума путем нагнетания в залежь водяного пара.
Известен способ разработки залежей тяжелой нефти или природного битума, включающий бурение горизонтальной добывающей скважины вблизи подошвы пласта, бурение выше нее в той же вертикальной плоскости параллельно добывающей скважине нагнетательной горизонтальной скважины на расстоянии, обеспечивающем возможность создания гидродинамической связи между скважинами для инициирования процесса дренирования, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины (RU 2643056 С1, опубл. 30.01.2018). В способе также бурят дополнительную нагнетательную скважину над горизонтальной нагнетательной скважиной параллельно ей в вертикальной плоскости на минимальном расстоянии от кровли пласта с учетом технической возможности выдержать траекторию скважины без проходки по вышележащим породам, фиксируют момент установления гидродинамической связи между верхней нагнетательной и добывающей скважинами, после чего прекращают закачку пара в нижнюю нагнетательную скважину и начинают закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину до завершения периода выработки элемента вытеснения.
Недостатком данного способа является бурение дополнительной скважины, сопровождающееся значительным увеличением капитальных и операционных затрат, значительными временными затратами для создания гидродинамической связи между нижними добывающей и нагнетательной скважинами посредством прогрева пласта. Кроме этого, нижняя пара скважин (добывающая и нагнетательная) находятся на предельно малом расстоянии порядка 5 м друг от друга, поскольку при большем расстоянии между скважинами период установления первичной гидродинамической связи существенно удлиняется. На фиг. 2 показана зависимость времени прогрева кондуктивным теплопереносом посредством циркуляции водяного пара по стволам добывающей и нижней нагнетательной скважин, из которого видно, что при расстоянии 5 м требуется 6 месяцев для установления гидродинамической связи, при расстоянии между скважинами 10 м время установления гидродинамической связи составляет уже 3.3 года, а при 20 м - 19.4 года. Поэтому обычно на практике расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами при парогравитационном дренировании пласта не превышает 5-6 м, что приводит к невозможности создания значительной репрессии на пласт и достижения высокого значения приемистости нагнетательных скважин из-за риска прямого прорыва нагнетаемого пара в нижнюю добывающую скважину. В связи с этим создание гидродинамической связи между верхней нагнетательной и нижней добывающей скважинами занимает значительное время, что приводит к увеличению сроков разработки элемента пласта.
Известен способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов, включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, отличающийся тем, что на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции. RU 2439305 С1, опубл. 10.01.2012.
Основным недостатком данного способа является невозможность создания гидродинамической связи между скважинами путем одновременной закачки во все скважины, поскольку при одновременной закачке без отбора продукции давление в залежи быстро повышается, уменьшается репрессия на пласт и приемистость скважин уменьшается до нулевых значений. Кроме этого, недостатком данного способа является бурение дополнительных скважин, сопровождающееся значительным увеличением капитальных и операционных затрат при их эксплуатации.
Ближайшим по технической сути аналогом предлагаемого способа является способ разработки вязкого углеводородного сырья, который предусматривает бурение в залежи двух параллельных горизонтальных скважин, расположенных в одной вертикальной плоскости на небольшом расстоянии, и вытеснение нефти паром за счет механизма гравитационного дренирования. Причем верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара, а нижняя скважина используется для откачки жидкости, содержащей нефть. US 4344485 А, опубл. 17.08.1982. - прототип.
Существенным недостатком ближайшего аналога является то, что при его применении на залежах тяжелой нефти или природного битума требуется проводка нагнетательной и добывающей скважин на предельно малом расстоянии порядка 5 м друг от друга, как рекомендует в своей монографии автор патента (Butler R.M. Thermal recovery of oil and bitumen. - Prentice Hall, 1991, или P.M. Батлер. «Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов». - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 536 с.), а также другие авторы (Антониади Д.Г. «Настольная книга по термическим методам добычи нефти», Краснодар: «Советская Кубань», 2000; Зарипов А.Т. «Создание исследование комплекса технологий для эффективной разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти с применением термического воздействия на продуктивный пласт», диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук, Бугульма, 2015; Ибатуллин Т.Р. «Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия и оптимизация ее параметров на основе управления компонентным составом закачиваемого флюида», диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 2010), при этом снижается величина допустимой репрессии и приемистости нагнетательной скважины из-за риска прямого прорыва нагнетаемого пара в добывающую скважину. Особенно это проявляется в трещиноватых коллекторах, где прорывы пара по трещинам увеличивают паронефтяной фактор и вызывают необходимость снижать темпы закачки пара, тем самым снижая темпы разработки месторождения.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение энергетической эффективности разработки залежей тяжелой нефти или природного битума паром, увеличение добычи нефти, снижение объемов попутно добываемой воды, снижение паронефтяного отношения, увеличение темпа выработки залежей тяжелой нефти или природного битума.
Заявляемый технический результат достигается тем, что в способе разработки залежей тяжелой нефти или природного битума, предусматривающем бурение горизонтальной добывающей скважины, бурение горизонтальной нагнетательной скважины над горизонтальной добывающей скважиной параллельно ей в вертикальной плоскости, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины, согласно изобретению нагнетательную скважину размещают вблизи кровли пласта, добывающую - в подошве пласта, а гидродинамическую связь между добывающей и нагнетательной скважинами создают посредством пароциклических обработок скважин (ПЦОС), причем при проведении пароциклических обработок закачку и отбор в верхнюю скважину производят в противофазе с нижней скважиной, т.е. при закачке пара в верхнюю скважину производят отбор жидкости из нижней скважины, а при отборе жидкости из верхней скважины производят закачку пара в нижнюю скважину, прекращают пароциклические обработки скважин после установления гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами и начинают непрерывно закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину и отбирать продукцию из нижней добывающей скважины до завершения периода выработки элемента разработки. При проведении пароциклических обработок для ускорения создания гидродинамической связи между скважинами в верхнюю скважину можно закачивать горячую воду, а в нижнюю скважину - пар с максимальной степенью сухости. Кроме этого, при проведении пароциклических обработок темп закачки теплоносителя в нижнюю скважину может превышать темп закачки теплоносителя в верхнюю скважину, также совместно с паром в нижнюю скважину можно закачивать инертный или углеводородный газ.
Существенным является то, что нагнетательную скважину располагают вблизи кровли пласта, добывающую - в подошве пласта, а гидродинамическую связь между скважинами создают посредством ПЦОС, причем при проведении ПЦОС закачку и отбор в верхнюю скважину производят в противофазе с нижней скважиной, т.е. при закачке пара в верхнюю скважину производят отбор жидкости из нижней скважины, а при отборе жидкости из верхней скважины производят закачку пара в нижнюю скважину.
Также существенным является то, что при проведении ПЦОС темп закачки теплоносителя в нижнюю скважину превышает темп закачки теплоносителя в верхнюю скважину.
Также существенным является то, что при проведении пароциклических обработок для ускорения создания гидродинамической связи между скважинами в верхнюю скважину закачивают горячую воду, а в нижнюю скважину закачивают пар с максимальной степенью сухости.
Также существенным является то, что для ускорения создания гидродинамической связи совместно с паром в нижнюю скважину закачивают инертный или углеводородный газ.
Краткое описание схем и чертежей
Фиг. 1. - схема, показывающая принцип изобретения и размещения скважин.
Фиг. 2. - зависимость времени прогрева кондуктивным теплопереносом посредством циркуляции водяного пара по стволам добывающей и нижней нагнетательной скважин.
Фиг. 3. - динамика накопленной добычи нефти во времени для прототипа и предлагаемого способа.
Предлагаемый способ разработки залежей высоковязкой нефти поясняется с помощью фиг. 1.
Способ может быть реализован следующим образом: в залежи тяжелой нефти или природного битума бурятся две параллельные горизонтальные скважины, расположенные одна над другой: добывающая 1, нагнетательная 2. Добывающая скважина бурится на расстоянии 2 м выше подошвы пласта 3. Нагнетательная скважина бурится на расстоянии 2 м ниже кровли пласта 4.
Между добывающей и нагнетательной скважинами создается гидродинамическая связь путем проведения пароциклических обработок скважин, причем при проведении ПЦОС закачку и отбор в верхнюю скважину производят в противофазе с нижней скважиной, т.е. при закачке пара в верхнюю скважину производят отбор жидкости из нижней скважины, а при отборе жидкости из верхней скважины производят закачку пара в нижнюю скважину. При этом темп закачки теплоносителя в нижнюю скважину превышает темп закачки теплоносителя в верхнюю скважину. При проведении пароциклических обработок для создания гидродинамической связи между скважинами в верхнюю скважину закачивают горячую воду, а в нижнюю скважину закачивают пар с максимальной степенью сухости. Для ускорения создания гидродинамической связи между скважинами при проведении ПТОС совместно с паром в нижнюю скважину закачивают инертный или углеводородный газ.
Вследствие высоких темпов закачки пара при проведении ПЦОС, последние позволяют быстрее устанавливать гидродинамическую связь между скважинами. Также установление гидродинамической связи между верхней нагнетательной и нижней добывающей посредством ПЦОС происходит быстрее и по сравнению с нагнетанием пара в дополнительную нагнетательную скважину, расположенную в непосредственной близости от добывающей скважины (патент RU 2643056 С1, опубл. 30.01.2018), поскольку темп закачки пара в последнем случае ограничен из-за риска прямого прорыва нагнетаемого пара в добывающую скважину.
В результате проведения ПЦОС в объеме пласта возникает зона вытеснения 5, заполненная паром, паровым конденсатом и остаточной нефтью, которая со временем растет в объеме, при этом ее граница 6 приближается к кровле пласта, вблизи которой располагается верхняя нагнетательная скважина.
После установления гидродинамической связи между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной ПЦОС прекращается и начинается закачка пара в нагнетательную скважину. При этом увеличивается массовый расход закачиваемого пара.
За счет большего удаления нагнетательной скважины от добывающей скважины (по сравнению с прототипом) интенсивность перетока пара в добывающую скважину снижается, что позволяет увеличить темп закачки и ускорить выработку нефти из пласта.
При этом пар за счет своей низкой плотности не стремится прорваться к добывающей скважине, а распространяется вдоль кровли пласта, обеспечивая равномерное вытеснение нефти от кровли к подошве. В результате, в отбираемой жидкости увеличивается доля нефти, снижается доля парового конденсата и, как следствие, увеличивается дебит по нефти и снижается отношение количества выносимой из пласта тепловой энергии к количеству добываемой нефти.
Сказанное выше является одной из главных отличительных особенностей предлагаемого способа, т.к. при разнесении двух скважин по вертикали практически на всю толщину пласта (которая может достигать 30…50 и более метров), существенно нивелируется возможность развития канальной связи рассматриваемых двух скважин через трещины или высокопроницаемые разности пласта.
В подтверждение заявляемого технического результата приводится сопоставительный расчет технологических показателей реализации ближайшего по технической сути аналога (прототипа) и предлагаемого способа, выполненный с помощью специализированного гидродинамического симулятора CMG STARS.
Геолого-гидродинамическая модель пласта соответствует характерным условиям битумной залежи. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 10 000 мПа⋅с. Толщина пласта составляет 36 м. Проницаемость пласта составляет 1 Дарси. Расчетный вариант ближайшего аналога предлагаемого способа предполагает расположение добывающей скважины длиной 400 м на расстоянии 2 м выше подошвы пласта и расположение нагнетательной скважины длиной 400 м в той же вертикальной плоскости на расстоянии 5 м выше добывающей скважины. В варианте прототипа устанавливают гидродинамическую связь между скважинами посредством прогрева межскважинного пространства за счет кондуктивного теплопереноса путем циркуляции водяного пара по стволам добывающей и нагнетательной скважин в течение 6 месяцев. После чего начинают непрерывно нагнетать пар в нагнетательную скважину и добывать продукцию из добывающей скважины до момента окончания разработки, который определяется падением дебита нефти ниже уровня 5 т/сут.
Расчетный вариант предлагаемого способа предполагает наличие добывающей скважины, расположенной идентично добывающей скважине по варианту ближайшего аналога (прототипа) предлагаемого способа на расстоянии 2 м выше подошвы пласта длиной 400 м, и нагнетательной скважины длиной 400 м, расположенной в той же вертикальной плоскости на 2 м ниже кровли пласта.
Расчеты показывают, что организация закачки пара в верхнюю нагнетательную скважину с отбором из нижней добывающей скважины для достижения требуемого технического результата без проведения ПЦОС на обоих скважинах не возможна из-за высоких фильтрационных сопротивлений пласта. Для достижения требуемого технического результата требуется проведение пароциклических обработок скважин с закачкой пара на обеих скважинах в противофазе (т.е. при закачке пара в верхнюю скважину производят отбор жидкости из нижней скважины, а при отборе жидкости из верхней скважины производят закачку пара в нижнюю скважину) в течение 6 месяцев.
В том случае, если при проведении ПЦОС темп закачки пара в нижнюю скважину превышает темп закачки пара в верхнюю скважину превышает в 2 раза, то продолжительность установления гидродинамической связи между скважинами сокращается до 5 месяцев.
В том случае, если при проведении ПЦОС в верхнюю скважину закачивается горячая вода, а в нижнюю скважину закачивается пар со степенью сухости 0.95 д.ед. с темпом в 2 раза большим, чем в верхнюю скважину, продолжительность установления гидродинамической связи между скважинами сокращается до 3.7 месяцев.
В том случае, если при проведении ПЦОС в верхнюю скважину закачивается горячая вода, а в нижнюю скважину закачивается пар со степенью сухости 0.95 д.ед. совместно с метаном и темпом закачки парогазовой смеси в 2 раза большим, чем в верхнюю скважину, продолжительность установления гидродинамической связи между скважинами сокращается до 3.0 месяцев.
После установления гидродинамической связи между скважинами ПЦОС прекращают и начинают непрерывно закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину, и отбирать продукцию из нижней добывающей скважины.
На фиг. 3 приведены динамика накопленной добычи нефти во времени для прототипа и предлагаемого способа.
Итоговая накопленная добыча предлагаемого способа составила 290.9 тыс. тонн, что на 7.1% больше аналогичного показателя ближайшего аналога (271.1 тыс. тонн). Накопленный объем попутно добытой воды в предлагаемом способе составил 788.8 тыс. тонн, что на 6.7% меньше аналогичного показателя при реализации ближайшего аналога, который составил 845.1 тыс. тонн. Паронефтяное отношение при реализации предлагаемого способа составило 2,7 т/т, что на 12.7% меньше аналогичного показателя при реализации ближайшего аналога, который составил 3,1 т/т. Период выработки элемента вытеснения при реализации предлагаемого способа составил 85.2 месяца, что на 13.4% меньше аналогичного показателя при реализации ближайшего аналога, который составил 98.4 месяцев. Таким образом подтвержден заявляемый технический результат.
Отметим, что рассматриваемый в примере пласт был практически однородным (не содержал вертикальных трещин или высокопроницаемых зон). При наличии таких зон в реальном пласте результаты предлагаемого способа будут еще более значительно превышать показатели способа-прототипа.
Объектами применения предлагаемого изобретения могут являться все залежи тяжелой нефти и природного битума с фильтрационными сопротивлениями пласта, препятствующими применению общераспространенных площадных тепловых методов воздействия.