СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ И БИТУМА
METHOD TO DEVELOP STICKY OIL AND BITUMEN ACCUMULATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи вязкой нефти и битума.
Известен способ добычи нефти, включающий бурение и размещение в продуктивном пласте горизонтальных скважин, закачку рабочего агента через верхние горизонтальные скважины, а отбор нефти осуществляют из нижней горизонтальной скважины (патент США №5273111, МПК Е21В 43/24, опубл. 28.12.1993 г.). Каждая добывающая горизонтальная скважина размещается вертикально ниже и горизонтально между двумя соответствующими верхними нагнетательными горизонтальными скважинами, и они параллельны друг другу. Верхние горизонтальные скважины располагаются около верхней границы пласта, а нижние добывающие - около нижней границы пласта. Расстояние между ними по вертикали должно быть достаточным для поддержания перепадов давления в потоке жидкости.
Способ недостаточно эффективен при разработке и эксплуатации залежи вязкой нефти или битума. Отсутствует возможность циркуляции рабочего агента, например пара. Возможен преждевременный прорыв конденсата пласта и подошвенных пластовых вод к добывающей скважине.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи вязкой нефти или битума, включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно - горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка - вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума. Уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят, по крайней мере, одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальный участок которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размешают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин (Патент РФ №2305762, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.09.2007 г.).
Недостатком этого способа является небольшая площадь разогрева пласта и объема разогретого участка, а также низкая эффективность извлечения вязкой нефти и битума.
Технической задачей является повышение эффективности вытеснения вязкой нефти и битума, увеличение объема добываемой продукции, повышение темпа прогрева пласта и темпа отбора продукции за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу.
Задача решается способом разработки залежи вязкой нефти и битума, включающим бурение, по крайней мере, одной пары непрерывных горизонтальных скважин, добывающей скважины и расположенной выше нее нагнетательной скважины, установку обсадной колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину.
Новым является то, что добывающую горизонтальную скважину размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя на 6-8 м выше подошвы продуктивного пласта или водонефтяного контакта, а нагнетательную горизонтальную скважину - на расстоянии 6-7 м от добывающей скважины, через каждые 20-30 м в этих скважинах создают каналы длиной от 40 до 100 м параллельно водонефтяному контакту или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам, размещают каналы один над другим в одной плоскости, причем закачку теплоносителя осуществляют с устья и забоя нагнетательной горизонтальной скважины, а отбор продукции - с устья и забоя горизонтальной добывающей скважины.
Сущность изобретения
На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи вязкой нефти и битума, где: 1 - ствол добывающей горизонтальной скважины; 2 - водонефтяной контакт (ВНК); 3 - ствол нагнетательной горизонтальной скважины; 4 - обсадные колонны; 5 - насосно-компрессорные трубы (НКТ); 6 - сваб; 7, 7а - каналы; 8 - продуктивный пласт.
На фиг.2 представлена модель продуктивного пласта с участком горизонтального ствола скважины (вид сверху).
3
Залежь вязкой нефти и битума разбуривают по редкой сетке скважин. Уточняют геологическое строение залежи, определяют вязкость нефти и битума, проницаемость пласта, распределение продуктивных толщин пласта по площади залежи, строят карты эффективных нефтенасыщенных толщин. Осуществляют гидродинамическое моделирование процесса разработки. Выделяют участок с продуктивными толщинами. Бурят пару непрерывных горизонтальных скважин с выходом забоев на дневную поверхность. Добывающую горизонтальную скважину 1 размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя, при этом она располагается выше подошвы пласта вязкой нефти и битума или водонефтяного контакта 2 на 6-8 м - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Это расстояние определяется на основе гидродинамического моделирования пласта. Нагнетательную горизонтальную скважину 3 размещают параллельно добывающей горизонтальной скважине 1, выше нее в вертикальной плоскости, на расстоянии 6-7 м, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, которое определяется по гидродинамическому моделированию. Устанавливают обсадные колонны 4 с фильтром в интервале продуктивного пласта 8. Далее в добывающей и нагнетательной скважинах через каждые 20-30 м с помощью перфорации создают каналы диаметром 30-70 мм, длиной от 40 до 100 м параллельно водонефтяному контакту или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам скважин, размещают каналы один над другим в одной вертикальной плоскости. Длину каналов выбирают в зависимости от размеров залежи, от горно-геологических условий пласта, от свойств коллектора, от размеров тупиков, линз. Спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают под давлением 15-20 МПа водный раствор полимера (0,2 кг на 1,5 м воды) и производят вскрытие пласта, после формирования каналов 7, 7а в них закачивают 180-200 л 10-15% раствора соляной кислоты. Затем внутри обсадной колонны 4 устанавливают НКТ 5, снабженные центраторами. Это способствует равномерному и обширному распределению теплоносителя по площади. В качестве теплоносителя используют горячую воду, пар и т.д. Закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину 3 с устья и забоя скважины, что еще более повысит эффективность тепловой обработки продуктивного пласта 8, позволит расширить зону теплового воздействия на продуктивный пласт 8 и более равномерно охватить его тепловым воздействием. После прогрева пласта начинают отбор продукции методом свабирования из добывающей скважины 1 с двух ее концов. Вытеснение вязкой нефти и битума из продуктивного пласта теплоносителем происходит по площади и разрезу пласта. Режим закачки теплоносителя выбирают в зависимости от проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин по площади залежи, вязкости нефти или битума. Давление на забое поддерживают равным гидростатическому давлению столба жидкости. В результате обеспечивается наиболее эффективное использование и равномерное распределение теплоносителя, увеличивается охват пласта тепловым воздействием, увеличивается дебит и нефтеизвлечение. Создание перфорационных каналов увеличивает площадь разогрева пласта на 50%. Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки залежи вязкой нефти и битума определяется увеличением охвата продуктивного пласта, уменьшением тепловых потерь.
Пример конкретного выполнения 1.
3
3
Залежь вязкой нефти и битума, находящуюся на глубине 90 м, разрабатывают редкой сеткой скважин (фиг.1, 2). Залежь относится к массивному типу. Нижней границей продуктивного пласта является водонефтяной контакт. Определяют распределение максимальных и минимальных толщин по залежи, толщины уменьшаются от центра к периферии залежи. Выбирают участок с максимальными значениями эффективных нефтенасыщенных толщин от 20 до 40 м в сводовых частях залежи. Вязкость нефти и битума составляет соответственно 10207 мПа·с и 12206 мПа·с, плотность 956 кг/м. Бурят одну пару непрерывных горизонтальных скважин, добывающую скважину (длиной 400 м) и расположенную выше нее нагнетательную скважину (длиной 400 м), с размещением входных участков до залегания продуктивного пласта 8 с выходом забоев на дневную поверхность, условно-горизотальные участки размещают в пределах продуктивного пласта 8. Расстояние между точками входа в продуктивный пласт 8 нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины составляет 30 м. Горизонтальные участки скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 6 метров. Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины 1 своей самой нижней точкой располагают выше ВНК на 7 метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Данное расстояние определяют путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины 1 в результате резкого различия вязкостей продукции пласта и пластовой воды. Устанавливают обсадные колонны 4 с фильтром в интервале продуктивного пласта 8. Спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают под давлением 17 МПа водный раствор полимера (0,2 кг на 1,5 м воды) и производят вскрытие пласта. В нагнетательной скважине 3 перфорацией создают каналы 7 длиной 50 м и в добывающей скважине 1 каналы 7а длиной 100 м параллельно ВНК или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам скважин, размещают каналы один над другим в одной плоскости. Расстояние между соседними каналами составляет 25 м. После формирования каналов 7, 7а в них закачивают 180 л 15% раствора соляной кислоты. Затем внутри обсадной колонны устанавливают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 5, снабженные центраторами. Закачивают пар через горизонтальную нагнетательную скважину 3 с устья и забоя скважины при давлении нагнетания 1,7 МПа. Одновременно осуществляют отбор вязкой нефти и битума через нижнюю добывающую горизонтальную скважину 1 путем свабирования с устья и забоя скважины. Периодически определяют объемы нагнетаемого пара и добываемой продукции, давление на устье и забое скважин, обводненность продукции. При необходимости изменяют режимы закачки пара и выбирают режимы отбора битума.
Пример конкретного выполнения 2.
3
На этой же залежи вязкой нефти и битума (фиг.1, 2) бурят одну пару непрерывных горизонтальных скважин, добывающую скважину (длиной 400 м) и расположенную выше нее нагнетательную скважину (длиной 400 м), с размещением входных участков до залегания продуктивного пласта 8 с выходом забоев на дневную поверхность, условно-горизотальные участки размещают в пределах продуктивного пласта 8. Расстояние между точками входа в продуктивный пласт 8 нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины составляет 30 м. Горизонтальные участки скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 6 метров. Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины 1 своей самой нижней точкой располагают выше ВНК на 7 метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Данное расстояние определяют путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины 1 в результате резкого различия вязкостей продукции пласта и пластовой воды. Устанавливают обсадные колонны 4 с фильтром в интервале продуктивного пласта 8. Спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают под давлением 17 МПа водный раствор полимера (0,2 кг на 1,5 м воды) и производят вскрытие пласта. В нагнетательной скважине 3 перфорацией создают каналы 7 длиной 50 м и в добывающей скважине 1 каналы 7а длиной 100 м параллельно ВНК или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам скважин, размещают каналы один над другим в одной плоскости. Расстояние между соседними каналами составляет 25 м. После формирования каналов 7, 7а в них закачивают 180 л 15% раствора соляной кислоты. Затем внутри обсадной колонны устанавливают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 5, снабженные центраторами. Закачивают горячую воду через горизонтальную нагнетательную скважину 3 с устья и забоя скважины при давлении нагнетания 2,0 МПа. Одновременно осуществляют отбор вязкой нефти и битума через нижнюю добывающую горизонтальную скважину 1 путем свабирования с устья и забоя скважины. Периодически определяют объемы нагнетаемой воды и добываемой продукции, давление на устье и забое скважин, обводненность продукции. При необходимости изменяют режимы закачки пара и выбирают режимы отбора битума.
В результате предлагаемого способа разработки залежи вязкой нефти и битума коэффициент охвата пласта воздействием увеличился с 0,4 до 0,7 д.ед. по сравнению с прототипом, коэффициент вытеснения составил 0,8 вместо 0,5 д.ед. по прототипу; коэффициент охвата пласта заводнением составил 08 вместо 0,5 д.ед. Предлагаемый способ разработки позволяет добыть дополнительно 26,9 тыс.т продукции пласта.
Предлагаемый способ разработки залежи вязкой нефти и битума позволяет повысить эффективность использования теплоносителя за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу, увеличить дебит вязкой нефти и битума; увеличить объем добываемой продукции; предотвратить преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине.