Способ разработки залежи сверхвязкой нефти
DEVELOPMENT METHOD OF SUPER-VISCOUS OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.
Известен способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов (патент RU № 2439305, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2012 Бюл. № 1), 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, причем 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.
Недостатками данного способа являются узкая область применения так как обеспечивают эффективность добычи только в залежах сверхвязкой нефти (СВН) с толщинами не менее 10 м, добыча продукции и нагнетание пара ведется без контроля добываемой продукции, что снижает эффективность способа.
Наиболее близким является способ разработки высоковязкой нефти (патент RU № 2675115, МПК Е21В 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, опубл. 17.12.2018 Бюл. № 35), 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 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 в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, причем дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащими добывающими скважинами, при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащими добывающими скважинами, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции.
Недостатками данного способа являются узкая область применения так как обеспечивают эффективность добычи только в залежах сверхвязкой нефти (СВН) с толщинами не менее 10 м, добыча продукции и нагнетание пара ведется без контроля добываемой продукции по обводнённости, что снижает эффективность способа.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего работать в залежах СВН с участками, в которых толщина продуктивного пласта менее 10 м, и увеличивающего эффективность добычи продукции за счет дополнительного контроля обводнённости.
Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, 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 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 на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительных скважины, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, причем дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежайшей добывающей скважиной, при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежашей добывающей скважиной, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции.
Новым является то, что предварительно определяют в залежи аномальные участки с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, горизонтальные парные скважины на участках с толщиной пласта равной и более 10 м бурят на расстоянии 100±15 м друг от друга, дополнительные скважины располагают в аномальных участках на расстоянии 70±15 м от близлежайшей добывающей скважины, при этом в дополнительной скважине создание гидродинамической связи с ближайшими парами скважин осуществляют путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим, а отбор из дополнительной скважины ведут так же с учетом обводненности добываемой продукции и при достижении граничной температуры и/или интервала обводненности 97-99% переходят на нагнетание теплоносителя.
На чертеже изображена схема расположения скважин (поперечный разрез).
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 1, 1’, 1” и нагнетательных 2, 2’, 2” скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин (не показаны), закачку теплоносителя через нагнетательные скважины 2, 2’, 2” с прогревом продуктивного пласта 3 и созданием паровой камеры (не показана), отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 1, 1’, 1” и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 2, 2’, 2” и отбора жидкости из добывающих скважин 1, 1’, 1” с контролем объема паровой камеры, строительство на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта – ВНК 4 дополнительной скважины 5, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин 1 и 2, с последующим переводом на отбор продукции Дополнительную скважину 5 оборудуют средствами контроля температуры (не показаны) добываемой продукции, определяют граничную температуру  продукции этой скважины 5 (для месторождений Республики Татарстан граничная температуру составляет 45-65° С), при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежашей добывающей скважиной 1. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины 5 до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной 1, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине 5 повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции. Предварительно определяют в залежи аномальные участки с толщиной Н1 продуктивного пласта 3 менее 10 м (H1 < 10 м), горизонтальные парные скважины 1 и 2, 1’ и 2’, 1” и 2” на участках с толщиной пласта 3 Н2 равной и более 10 м (Н2 ≥ 10 м) бурят на расстоянии L1 = 100±15 м друг от друга, дополнительные скважины 5 располагают в аномальных участках на расстоянии L2 = 70±15 м от близлежашей добывающей скважины 1. В дополнительной скважине 5 создание гидродинамической связи с ближайшими парами скважин 1 и 2 осуществляют путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим. Отбор из дополнительной скважины 5 ведут так же с учетом обводненности добываемой продукции и при достижении граничной температуры и/или интервала обводненности 97-99% переходят на нагнетание теплоносителя.
Пример конкретного выполнения.
2
На Михайловской залежи битума, находящемся на глубине 170 м, залежь представлена однородным пластом 3 со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной Н2 = 10 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д. ед., пористостью 31%, проницаемостью 2,847 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 13011 мПа·с, произвели бурение расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 1, 1’, 1” и нагнетательных 2, 2’, 2” скважин с расстоянием L1 между парными скважинами 1 и 2, 1’ и 2’, 1” и 2” соответственно 110 м и 95 м. В ходе исследований вертикальными наблюдательными скважинами определили аномальный участок с толщиной Н1 продуктивного пласта 3 равным 6 м, в котором на расстоянии L2 = 75 м от добывающей скважины 1 выше уровня ВНК 4 пробурили дополнительную горизонтальную скважину 5. Произвели прогрев пласта 3 закачкой теплоносителя через нагнетательные скважины 2, 2’, 2”, после создания паровой камеры (не показана) запустили добывающие скважины 1, 1’, 1” на отбор продукции за счет парогравитационного дренажа. При этом разработку вели с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 2, 2’, 2” и отбора жидкости из добывающих скважин 1, 1’, 1” с контролем объема паровой камеры. Дополнительную скважину 5 предварительно оборудовали средствами контроля температуры (не показаны) добываемой продукции, определили граничную температуру продукции этой скважины 5 (для данной залежи граничная температура составляет 55-60° С), при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащей добывающей скважиной 1. Через дополнительную скважину 5 произвели закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин 1 и 2, после этого дополнительную скважину 5 перевели на отбор продукции, циклы отбора и закачки чередовали, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим из-за увеличения охвата прогревом аномального участка. При этом отбор продукции из дополнительной скважины 5 производили с контролем температуры и обводнённости продукции. После снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры (55-60° С) или повышения обводненности продукции до 97 – 99 % в нее повторно закачивали теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной 1, после чего возобновляли отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине 5 повторяли, исходя из тех же условий.
Использование предлагаемого способа позволило получить экономически эффективный дебит нефти с участка залежи СВН, в котором толщина продуктивного пласта менее 10 м (коэффициент извлечения нефти вырос на 2–3 %) по сравнению с аналогичными технологиями. А благодаря контролю за обводненнстью продукции снизилась добыча воды в продукции пласта на 2 %.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти расширяет функциональные возможности за счет охвата залежей СВН с участками пласта, в которых толщина продуктивного пласта менее 10 м, и увеличивающего эффективность благодаря повышению процента добываемой нефти в продукции за счет дополнительного контроля обводнённости в ней.