Способ разработки залежи битуминозной нефти
METHOD FOR DEVELOPING THE BITUMINOUS OIL DEPOSIT

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.
Известен также 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.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов (патент RU №2531963, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №30 от 27.10.2014), 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 месторождения сверхвязкой нефти 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, при этом наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5-1 м, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше, то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м, производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин, в качестве теплоносителя используют перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.
Недостатками способа являются 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, а также отсутствие определения запасов ниже горизонтальных добывающих 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, увеличение коэффициента охвата за счет вовлечения ранее незадействованных в разработке запасов.
Технические задачи решаются способом разработки залежи битуминозной нефти, включающим строительство пар горизонтальных верхних и нижних 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.
Новым является то, что перед началом разработки производят бурение одной или нескольких вертикальных скважин по любой известной сетке в районе предполагаемой разработки залежи нефти, геофизическими исследованиями или исследованиями по керну в них определяют вязкость по вертикальному разрезу пласта, среднюю вязкость продукции пласта, выделяют две зоны, первая из которых расположена выше горизонтальной границы, ниже которой вязкость превышает среднюю не более чем в 2 раза, во второй зоне вязкость превышает среднюю более чем в 3 раза, выбирают для строительства скважин участок, на котором расстояние между зонами не превышает 15 м, выше первой зоны, но не ближе 8 м от кровли пласта и не ближе 1 м от ВНК или подошвы пласта строят пары верхних и нижних горизонтальных скважин, если нижняя скважина была пробурена на уровне 4 м или выше уровня ВНК, то во второй зоне между парами горизонтальных верхней и нижней скважин не ниже 1 м над уровнем ВНК или подошвы пласта бурят уплотняющую горизонтальную скважину как можно ниже, но не ниже 15 м от уровня соответствующих горизонтальных нижних скважин, причем горизонтальную уплотняющую скважину эксплуатируют в пароциклическом режиме до установления гидродинамической связи с парами горизонтальных скважин, после чего ее переводят под постоянную добычу нефти.
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 (фиг. 1) залежи геофизическими исследованиями или исследованиями керна, направленными на измерение параметра вязкости по стволу вертикальных скважин (на фиг. 1 не показаны), ранее пробуренных или пробуренных специально для целей определения вязкости и свойств пласта 1 по любой известной сетке в районе предполагаемой разработки залежи нефти. 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). При увеличении вязкости битуминозной нефти к подошве 2 пласта 1 выделяются зоны 3 и 4: первая из которых (зона 3) расположена выше условной горизонтальной границы 5, ниже которой вязкость превышает среднюю не более чем в 2 раза, во второй зоне (зоне 4) вязкость превышает среднюю более чем в 3 раза (ниже границы 6). Выбирают для строительства скважин участок, на котором расстояние между зонами 3 и 4 не превышает 15 м, выше первой зоны 3, но не ближе 8 м от кровли пласта 7 и не ближе 1 м от водонефтяного (водобитумного) контакта ВНК (ВБК) 8, который выделяют при наличии водонасыщенной области у подошвы 2 пласта 1 или подошвы пласта 2. Строят пары верхних 9, 9' и нижних 10, 10' горизонтальных скважин. Горизонтальные участки скважин 9, 9' и 10, 10' размещают один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта 1 выше ВНК (ВБК) 8. Закачкой пара через НКТ (на фиг. 1 не показано) в горизонтальные верхнюю 9, 9' и нижнюю 10, 10' скважины добиваются прогрева межскважинной зоны продуктивного пласта 1 и получения гидродинамической связи между скважинами 9, 9' и 10, 10'. Затем скважины 9, 9' и 10, 10' оставляют на термокапиллярную пропитку для снижения температуры в призабойной зоне нижней горизонтальной скважины 10, 10' до значения, допускающего работу глубинного оборудования. После этого в верхнюю горизонтальную скважину 9, 9' закачивают пар, переводя под добычу нижнюю горизонтальную скважину 10, 10'. Если нижняя 10, 10' скважина была пробурена на уровне 4 м или выше уровня ВНК (ВБК) 8, то во второй зоне 4 между парами горизонтальных верхней 9, 9' и нижней 10, 10' скважин не ниже 1 м над уровнем ВНК (ВБК) 8 или подошвы пласта 2 бурят уплотняющую горизонтальную скважину 11 как можно ниже, но не ниже 15 м от уровня соответствующих горизонтальных нижних скважин. Горизонтальную уплотняющую скважину 11 эксплуатируют в пароциклическом режиме до установления гидродинамической связи с парами горизонтальных скважин 9, 9' и 10, 10', после чего ее переводят под постоянную добычу нефти.
Пример конкретного выполнения.
Предложенный способ разработки залежи битуминозной нефти был рассмотрен на Нижне-Кармальском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:
- средняя общая толщина пласта 37,1 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта 35,5 м;
- глубина залегания пласта (до кровли) 190 м;
- значение начального пластового давления 0,73 МПа;
- начальная пластовая температура 8°C;
3
- плотность нефти 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 (фиг. 1) по исследованиям керна определили изменение вязкости нефти в зависимости от расстояния по вертикали от кровли 7 пласта 1 (I (фиг. 2) - вязкость по исследованиям керна, II - график изменения вязкости в зависимости от расстояния по вертикали от кровли пласта, III - граница вязкости, ниже которой вязкость превышает среднюю в 1,5 раза, IV - граница вязкости, ниже которой вязкость превышает среднюю в 4 раза). Затем определили средневзвешенную по толщине вязкость по залежи, она составила 51270 мПа⋅с. Определили границы 5 и 6 (фиг. 1), ниже которых вязкость превышает среднюю в 1,5 и 4 раза соответственно (расстояния по вертикали 23,5 м и 29,5 м соответственно от кровли 7 пласта 1). Таким образом, первая зона 3 по вязкости расположена выше 23,5 м, если считать расстояние до кровли пласта 7, вторая же зона 4 по вязкости расположена ниже 29,5 м, если считать расстояние до кровли пласта 7. Верхняя граница второй зоны 4 по вязкости расположена на расстоянии 6 м выше уровня ВНК (ВБК) 8 (соответственно уровень ВНК (ВБК) 8 на расстоянии 35,5 м от кровли 7 пласта 1). На расстоянии 13 м от уровня ВНК (ВБК) 8 (22,5 м от кровли 7 пласта 1) расположили нижние горизонтальные скважины 10 и 10' с длинами горизонтальных участков 600 м. Над нижними горизонтальными скважинами 10 и 10' на расстоянии 5 м расположили верхние горизонтальные скважины 9 и 9' также с длинами горизонтальных участков 600 м (17,5 м от кровли 7 пласта 1). Между парами горизонтальных скважин 9, 9' и 10, 10' параллельно стволам этих скважин на расстоянии 4 м (31,5 м от кровли 7 пласта 1) от ВНК (ВБК) 8 пробурили горизонтальную уплотняющую скважину 11. После обустройства верхних и нижних горизонтальных скважин 9, 9' и 10, 10' в них закачивался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед. (давление нагнетания - 1,2 МПа). После закачки расчетного объема пара (20,6 тыс. т) закачку в скважины 9, 9' и 10, 10' приостановили и оставили их на термокапиллярную пропитку в течение 27 дней. Одновременно со скважинами 9, 9' и 10, 10' в скважину 11 закачали 4,7 тыс. т пара и оставили на термокапиллярную пропитку также на 27 дней. При достижении в нижних горизонтальных скважинах 10 и 10' температуры 110°C верхние горизонтальные скважины 9 и 9' перевели под закачку пара, а нижние горизонтальные скважины 10 и 10' - под добычу нефти. Первые 1,5 года горизонтальная скважина 11 работала как пароциклическая (цикл закачки по расчетному объему пара 4,7 тыс. т - цикл добычи до достижения обводненности продукции, равной 98,5%). Затем, когда достигается гидродинамическая связь между горизонтальной скважиной 11 и парами скважин 9, 9' и 10, 10', скважину 11 переводят под постоянную добычу нефти.
Были рассмотрены 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) (соответственно увеличилась добыча нефти в начальный период времени), увеличение темпа выработки от текущих извлекаемых запасов на 23,5% за весь срок разработки (7,65% - по прототипу, 10% - 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), что позволяет снизить затраты тепловой энергии.
Предлагаемый способ разработки прост в применении и значительно снижает затраты тепловой энергии, увеличивает темпы отбора извлекаемых запасов, экономит средства на начальный прогрев, увеличивает добычу нефти в начальный период разработки и снижает риск попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти, также увеличивает коэффициент охвата за счет вовлечения ранее незадействованных в разработке запасов уплотняющей скважиной.