Способ разработки залежи битуминозной нефти
METHOD OF BITUMEN FIELD DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи битуминозной нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти при тепловом воздействии (патент RU №2425969, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №22 от 10.08.2011), включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, в котором горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт.
Недостатками способа являются технологическая сложность его реализации, в частности сложность навигации при бурении второго ствола (риск пересечения стволов горизонтальных скважин), а также удорожание строительства ввиду необходимости возведения двух буровых площадок. Кроме того, отсутствие исследований по вязкости нефти повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения и снижения эффективности работы скважин ввиду расположения горизонтального ствола добывающей скважины в зоне с повышенным значением вязкости пластовой нефти.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, бюл. №2), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Согласно изобретению окончания колонн НКТ располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин.
Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. С учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.
Недостатком способа является отсутствие исследований по вязкости нефти, что повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения и снижения эффективности работы скважин ввиду расположения горизонтального ствола добывающей скважины в зоне с повышенным значением вязкости пластовой нефти. Кроме того, расположение горизонтального ствола добывающей скважины в зоне с повышенной вязкостью нефти может потребовать выполнения повторного бурения горизонтальных скважин выше по разрезу, что увеличит стоимость строительства пары скважин.
Техническими задачами способа разработки залежи битуминозной нефти являются снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, а также экономия средств на начальный прогрев, увеличение добычи нефти в начальный период разработки и снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти за счет исследований по вязкости и размещения скважин в необходимом интервале пласта также по вязкости.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения битуминозной нефти, включающим строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами НКТ, позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю скважину по НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины.
Новым является то, что предварительно проводят исследование залежи на определение пластов с вертикально неоднородной по вязкости продукции структурой, определяют среднюю вязкость продукции пласта на выбранном для строительства скважин участке залежи и зоны пласта с вязкостью, превышающей среднюю в 1,2 и более раза, выше этой зоны, но не ближе 8-10 м от кровли пласта и не ближе 1-3 м от водонефтяного контакта - ВНК или подошвы пласта строят горизонтальную добывающую скважину.
На фиг.1 изображена схема реализации способа.
На фиг.2 изображен график вязкости битуминозной нефти в пласте в зависимости от расстояния от кровли пласта.
Способ разработки залежи битуминозной нефти включает предварительное изучение пласта 1 залежи геофизическими исследованиями или исследованиями керна, направленными на измерение параметра вязкости по стволу горизонтальных или вертикальных скважин (на фиг. 1 не показаны), ранее пробуренных или пробуренных специально для целей определения вязкости и свойств пласта 1. При выявлении пластов 1 с вертикально неоднородной по вязкости структурой по полученным из геофизических исследований или исследований керна данным определяется среднеарифметическая либо средневзвешенная по толщине или объему динамическая вязкость (средняя вязкость), выделяются области пласта 1 с повышенной вязкостью (где вязкость битуминозной нефти выше средней вязкости более чем в 1,2 раза). При увеличении вязкости битуминозной нефти к подошве 2 пласта 1 выделяется граница повышенной вязкости 3, ниже которой располагается область пласта с повышенной вязкостью. Далее в пласте 1 залежи с неоднородной по вязкости структурой битуминозной нефти производят строительство пары горизонтальных верхней 4 и нижней 5 скважин. Горизонтальные участки скважин 4 и 5 размещают один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта 1 выше водонефтяного (водобитумного) контакта ВНК (ВБК) 6, который выделяют при наличии водонасыщенной области у подошвы 6 пласта 1, ниже которой располагается водонасыщенная область. Нижнюю горизонтальную добывающую скважину 5 располагают выше выделенной границы по вязкости 3 и не ближе уровня ВНК 6 на 1-3 м или подошвы 2 пласта 1 (если ВНК 6 отсутствует), но не ближе 8-10 м от кровли 7 пласта 1. Расстояние от горизонтальной нижней скважины 5 до горизонтальной верхней скважины 4 должно быть не менее 4 м. Закачкой пара через НКТ (на фиг. 1 не показано) в горизонтальные
верхнюю 4 и нижнюю 5 скважины добиваются прогрева межскважинной зоны продуктивного пласта 1 и получения гидродинамической связи между скважинами 4 и 5. Затем скважины 4 и 5 оставляют на термокапиллярную пропитку для снижения температуры в призабойной зоне нижней горизонтальной скважины 5 до значения, допускающего работу глубинного оборудования. После этого в верхнюю горизонтальную скважину 4 закачивают пар, переводя под добычу нижнюю горизонтальную скважину 5.
Пример конкретного выполнения
Предложенный способ разработки залежи битуминозной нефти был рассмотрен на Нижне-Кармальском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:
- средняя общая толщина пласта - 32,4 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 30,8 м;
- глубина залегания пласта (до кровли) - 190 м;
- значение начального пластового давления - 0,73 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°C;
3
- плотность битума в пластовых условиях - 0,98 т/м;
- коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 51270 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.
В нефтенасыщенном пласте 1 по исследованиям керна определили изменение вязкости нефти в зависимости от расстояния по вертикали от кровли 7 пласта 1 (изменение изображено на фиг. 2, где I - вязкость по исследованиям керна, II - график изменения вязкости в зависимости от расстояния по вертикали от кровли пласта, III - граница повышенной вязкости). Затем определили средневзвешенную по толщине вязкость по залежи, она составила 51270 мПа⋅с. Определили границу повышенной вязкости 3 (фиг. 1) (расстояние по вертикали 25,8 м от кровли 7 пласта 1), ниже которой вязкость в 2 раза выше средней по залежи (102540 мПа⋅с). Граница 3 расположена на расстоянии 5 м выше уровня ВНК 6 (соответственно уровень ВНК на расстоянии 30,8 м от кровли 7 пласта 1). На расстоянии 6 м от уровня ВНК 6 (24,8 м от кровли 7 пласта 1) расположили нижнюю горизонтальную скважину 5 с длиной горизонтального участка 600 м. Над нижней горизонтальной скважиной 5 на расстоянии 4,7 м расположили верхнюю горизонтальную скважину 4 также с длиной горизонтального участка 600 м (20,1 м от кровли 7 пласта 1). После обустройства верхней и нижней горизонтальных скважин 4 и 5 в них закачивался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед., давление нагнетания - 12 атм (1,2 МПа). После закачки расчетного объема пара (10,3 тыс. т) - закачку в скважины 4 и 5 приостановили и оставили их на термокапиллярную пропитку в течение 27 дней. При достижении в нижней горизонтальной скважине 5 температуры 110°C верхнюю горизонтальную скважину 4 перевели под закачку пара, а нижнюю горизонтальную скважину 5 - под добычу нефти.
Были просчитаны параметры представленного способа, а также способа по прототипу на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение времени достижения промышленного притока нефти (выше 15 т/сут) на 1,5 года (2 года - по прототипу, 0,5 лет - по представленному способу), увеличение темпа выработки от текущих извлекаемых запасов на 15% за весь срок разработки (7,65% - по прототипу, 9% - по предложенному способу), увеличение экономической эффективности работы скважин на 13%, уменьшение удельной закачки пара на 1 т добытой нефти (4,0 т/т - по прототипу, 3,5 т/т - по предложенному способу).
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, экономия средств на начальный прогрев, увеличение добычи нефти в начальный период разработки и снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти.