СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И БИТУМА
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL AND BITUMEN DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти и битума.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикальной части ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.
Недостатком данного способа является недостаточная равномерность охвата продуктивного пласта тепловым воздействием, вследствие чего нефтеотдача не достигает высокого уровня, а также возможность преждевременного прорыва конденсата и подошвенной пластовой воды к добывающей скважине.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума (патент RU №2387820, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010 г.), включающий бурение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, при этом ствол добывающей горизонтальной скважины размещают вблизи подошвы продуктивного пласта так, чтобы расстояние от точки входа ствола нагнетательной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины составляло 0,8 толщины пласта, а нижнюю часть ствола нагнетательной скважины располагают на одном уровне с горизонтальной добывающей скважиной на расстоянии 5-10 м друг от друга, причем нагнетательные скважины бурят наклонно направленно под углом 45° к подошве пласта.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкий коэффициент вытеснения высоковязкой нефти и битума, так как вытеснение высоковязкой нефти и битума осуществляется только за счет кондуктивного переноса тепла (образования паровой камеры) в залежи, получаемого за счет закачки теплоносителя в залежь;
- во-вторых, низкая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти и битума вследствие непрерывного теплового воздействия (постоянная закачка теплоносителя в нагнетательные скважины), что способствует прорыву конденсата в забои добывающих скважин и преждевременному обводнению добываемой продукции;
- в-третьих, небольшой охват пласта добывающей скважиной по вертикали, так как добывающая скважина выполнена параллельно подошве пласта, что может привести к неравномерному тепловому воздействию на пласт и, как следствие, его неполной выработке.
Технической задачей изобретения является увеличение коэффициента вытеснения высоковязкой нефти и битума в пластах за счет исключения осаждения асфальтосмолистых веществ из высоковязкой нефти и битума, ускорения разрушения водонефтяных эмульсий, увеличения охвата пласта тепловым воздействием как по вертикали, так и по горизонтали и исключения преждевременного обводнения добываемой продукции.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.
Новым является то, что бурят одну пару добывающих наклонно направленных скважин одинаковой длины в параллельных вертикальных плоскостях с расстоянием не менее 10 м между ними и под углом 30-35° к подошве пласта, затем между ними симметрично пробуривают три вертикальные нагнетательные скважины, при этом одну из них размещают в середине длины добывающих наклонно направленных скважин, спроецированных на горизонтальную поверхность, а две другие - на равноудаленном расстоянии справа и слева от нее, закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины чередуют с закачкой углеводородного растворителя, причем цикл закачки теплоносителя производят до снижения вязкости нефти и битума в продуктивном пласте до величины, обеспечивающей разжижение нефти и битума в камере-растворителе при последующей закачке углеводородного растворителя, которую продолжают до достижения максимального значения вязкости нефти и битума, обеспечивающего разжижение нефти и битума углеводородным растворителем, после чего закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и возобновляют закачку в них теплоносителя, при этом отбор нефти и битума из наклонно направленных добывающих скважин ведут постоянно.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума реализуют следующим образом.
На фиг.1 схематично изображен вид сверху способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума.
На фиг.2 схематично изображен в продольном разрезе способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума.
По способу разработки залежи высоковязкой нефти и битума бурят одну пару добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 одинаковой длины - В (см. фиг.1) в параллельных вертикальных плоскостях 3 и 4, соответственно с расстоянием не менее 10 м между ними и под углом 30-35° (см. фиг.2) к подошве пласта 5.
Затем между стволами добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 (см. фиг.1) на расстоянии не менее 5 м от ствола каждой из добывающих наклонно-направленных скважин 1 и 2 с интервалами вскрытия 1' и 2' (см. фиг.2) симметрично пробуривают три вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2).
Выполнение добывающих скважин наклонно-направленными увеличивает охват пласта тепловым воздействием как по вертикали, так и по горизонтали и позволяет произвести равномерное тепловое воздействие на пласт с полной его выработкой.
Расстояние не менее 5 м исключает прямой прорыв теплоносителя в стволы добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 и определено опытным путем.
Выполнение добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 одинаковой длины В под углом 30-35° к подошве продуктивного пласта 5 позволяет оптимально увеличить охват пласта тепловым воздействием как по вертикали, так и по горизонтали и произвести равномерное тепловое воздействие на продуктивный пласт 5, что определено опытным путем. Одну вертикальную нагнетательную скважину 6 пробуривают в середине длины - L добывающих наклонно направленных скважин, спроецированных на горизонтальную поверхность (на фиг.1 и 2 не показано), т.е. на расстоянии L/2, а две другие вертикальные нагнетательные скважины 7 и 8 (см. фиг.1 и 2), соответственно, справа и слева от первой вертикальной нагнетательной скважины 6 на равноудаленном расстоянии (L/4).
Закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 чередуют с закачкой углеводородного растворителя.
Интервалы вскрытия 6', 7' и 8' (см. фиг.2) для закачки теплоносителя и углеводородного растворителя продуктивного пласта 5 в соответствующих нагнетательных скважинах 6, 7 и 8 выполняют следующим образом: 7', 8', соответственно, в скважинах 7 и 8 между стволами наклонно направленных добывающих скважин 1 и 2, 6' в скважине 6 ближе к подошвенной части пласта 5.
В качестве теплоносителя применяют: горячую воду, пар, горячий полимерный раствор и т.д. В качестве углеводородного растворителя может быть применен Нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80.
Сначала производят закачку теплоносителя в пласт 5, например, пара через интервалы вскрытия 6', 7' и 8' соответствующих вертикальных нагнетательных скважин 6, 7 и 8. Закачиваемый пар из-за разницы плотностей пробивается к верхней части продуктивного пласта 5, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру (на фиг.1 и 2 не показано). На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к подошве пласта 5, и через интервалы вскрытия 1' и 2' (см. фиг.2) попадают в стволы добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 под действием силы тяжести, откуда отбираются насосами (на фиг.1 и 2 не показано). Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта 5, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой.
Закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2) производят до снижения вязкости высоковязкой нефти и битума в продуктивном пласте 5 (см. фиг.2) до величины, обеспечивающей разжижение нефти и битума в камере растворителе при последующей закачке углеводородного растворителя.
После чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2) прекращают и начинают цикл закачки углеводородного растворителя, например, нефраса 150/300 в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8, при этом разжиженная нефть и битум за счет диффузии углеводородного растворителя стекают по границам камеры-растворителя под действием гравитационных сил в стволы наклонно направленных добывающих скважин 1 и 2, откуда производят отбор разогретой нефти и битума. При этом за счет закачки углеводородного растворителя не осаждаются асфальтосмолистые вещества из высоковязкой нефти и битума и ускоряется разрушение водонефтяных эмульсий и исключается преждевременное обводнение добываемой продукции за счет снижения объема конденсата, образуемого из теплоносителя, вследствие чередования закачки теплоносителя с закачкой углеводородного растворителя.
В процессе закачки углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.2) вязкость нефти и битума увеличивается вследствие остывания паровой камеры, что происходит из-за прекращения закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5.
Закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 продолжают до достижения максимального значения вязкости нефти и битума, обеспечивающего разжижение нефти и битума углеводородным растворителем, после чего закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 прекращают и возобновляют закачку в них теплоносителя до снижения вязкости, как описано выше. Отбор нефти и битума из наклонно направленных добывающих скважин 1 и 2 ведут постоянно.
Пример конкретного выполнения.
3
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти и битума с плотностью добываемой продукции 985 кг/м, находящуюся на глубине 100 м с толщиной продуктивного пласта (h) 25 м, с пористостью 35%, с нефтенасыщенностью 0,75 д. ед., проницаемостью 0,29 мкм.
Бурят одну пару добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 (см. фиг.1) одинаковой длиной В=400 м в параллельных вертикальных плоскостях 3 и 4 с расстоянием не менее 10 м между ними и под углом 30° к подошве пласта, затем между стволами добывающих наклонно направленных скважин 1 и 2 симметрично, т.е. на расстоянии не менее 5 м от каждого ствола добывающей наклонно направленной скважины пробуривают три вертикальные нагнетательные скважины: 6, 7 и 8.
Спроецированные на горизонтальную поверхность длины - L наклонно направленных добывающих скважины 1 и 2 составляют:
L=В·cos 30°=400 м·0,866=346 м.
Расстояние, где пробурена первая вертикальная нагнетательная скважина 6, является серединой добывающих наклонно направленных скважин и составляет L/2=346 м/2=173 м. Расстояние от вертикальной нагнетательной скважины 6 до вертикальных нагнетательных скважин 7 и 8 составляет: L/4=216/4=86,5 м.
Закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 чередуют с закачкой углеводородного растворителя.
Далее начинают разработку залежи высоковязкой нефти и битума, при этом сначала закачивают теплоноситель: пар, например, водяной с температурой 200-220°С в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2) с образованием паровой камеры в продуктивном пласте 5 и вводят в разработку наклонно направленные добывающие скважины 1 и 2, которые отбирают продукцию.
Цикл закачки теплоносителя с образованием паровой камеры (на фиг.1 и 2 не показано) производят до снижения вязкости нефти и битума в продуктивном пласте 5 до величины, обеспечивающей разжижение нефти и битума в камере растворителе при последующей закачке углеводородного растворителя, например, до снижения вязкости до µ=150 МПа·с производят цикл закачки углеводородного растворителя, например этана, в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 (см. фиг.1 и 2). При этом разжиженная нефть и битум, имеющие вязкость, как указано выше µ=150 МПа·с, за счет диффузии углеводородного растворителя стекает по границам камеры-растворителя под действием гравитационных сил в стволы наклонно-направленных добывающих скважин 1 и 2, откуда производят отбор разогретой нефти и битума. В процессе закачки углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 вязкость высоковязкой нефти и битума увеличивается вследствие остывания паровой камеры, что происходит из-за прекращения закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5.
Закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 продолжают до достижения максимального значения вязкости нефти и битума, например, до величины µ=3000 МПа·с, при котором еще обеспечивается (крайняя величина) разжижение высоковязкой нефти и битума углеводородным растворителем, после чего закачку углеводородного растворителя в вертикальные нагнетательные скважины 6, 7 и 8 прекращают и возобновляют закачку в них теплоносителя до снижения вязкости, как указано выше, до величины µ=150 МПа·с. Таким образом, чередуют циклы закачки теплоносителя и углеводородного растворителя, как описано выше.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума достаточно эффективен, так как увеличивается коэффициент вытеснения нефти и битума в среднем на 10-15% за счет сочетания кондуктивного переноса тепла в продуктивном пласте и диффузии углеводородного растворителя в нефти и битума, также увеличивается охват пласта тепловым воздействием как по горизонтали, так и по вертикали.