Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL OR BITUMEN FIELD USING VERTICAL WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти или битума.
Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума (патент RU 2646904, МПК Е21В 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, опубл. 12.03.2018, бюл. № 8), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной 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 высоковязкой 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, строительство для нагнетания рабочего агента дополнительных вертикальных скважин на расстоянии до добывающих скважин, обеспечивающем создание гидродинамической связи, причем дополнительные вертикальные скважины строят после снижения забойного давления в добывающих скважинах на протяжении 3-6 месяцев на 20-70% на расстоянии от добывающих скважин, исключающем прорыв рабочего агента и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента, причем дополнительные вертикальные скважины вскрывают на всю толщину пласта выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины, в качестве рабочего агента используют воду, которую в дополнительные вертикальные скважины закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из добывающих скважин, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными вертикальными скважинами, и закачиваемого теплоносителя - пара в нагнетательные скважины, расположенные над этими добывающими скважинами.
Недостатками этого способа являются высокие материальные затраты на строительство дополнительных вертикальных скважин их обустройство и организацию закачки воды, высокий риск вскрытия ВНК при разбуривании всей толщины пласта.
Также известен способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов (патент RU №2439307, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2012, бюл. № 1), включающий строительство вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку в нагнетательные скважины тепло- и водоизолирующего состава и теплоносителя и отбор продукции из добывающих скважин, при этом залежь разбивают на площадные участки, в которых близлежащую к центральной части скважину используют как нагнетательную под закачку теплоносителя в виде перегретого пара, а остальные на участке как добывающие, после обводнения продукции залежи в близлежащих к нагнетательной скважине добывающих скважинах в нагнетательную скважину закачивают тепло- и водоизолирующий состав, близлежащие добывающие скважины переводят в нагнетательные, при последующем обводнении продукции в близлежащих к нагнетательным скважинам добывающих скважинах, процесс закачки тепло- и водоизолирующего состава в нагнетательные скважины и перевода близлежащих к ним скважин в нагнетательные последовательно повторяют до выработки продукции пласта на каждом участке залежи.
Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеотдачи пласта, так как вытеснение высоковязкой нефти происходит по наиболее дренируемым зонам, которые далее перекрываются водоизолирующим составом, прочие же зоны остаются не охваченными разработкой, высокий риск прорыва теплоносителя ввиду большой разницы по реологическим свойствам высоковязкой нефти и используемого теплоносителя - пара.
Также известен способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов (патент RU № 2446277, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.03.2012, бюл. № 9), включающий строительство скважины, вскрытие верхнего и нижнего интервалов скважины в пределах пласта, разобщение интервалов перфорации в скважине, циклическую закачку рабочего агента в виде пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор продукции пласта через нижний интервал вскрытия, причем расстояние между интервалами вскрытия в скважине не менее 5 м, а отбор продукции пласта ведут постоянно, при этом закачку рабочего агента прекращают при повышении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала, до температуры, равной 70-90% от температуры закачиваемого рабочего агента, а возобновляют закачку рабочего агента при снижении дебита добываемой продукции до нерентабельного значения, при этом на расстоянии 50-100 м от существующей скважины строят дополнительную аналогичную первой скважину, используемую под постоянную закачку рабочего агента из ее верхнего интервала вскрытия до создания гидродинамической связи с первой скважиной, после чего нижний интервал вскрытия дополнительной скважины переводят под добычу продукции, а верхний интервал - под циклическую закачку рабочего агента в период остановки закачки рабочего агента в первой скважине.
Недостатками данного способа являются низкая выработка пласта вертикальными скважинами, так как коэффициент охвата пласта будет ниже, чем при бурении горизонтальных скважин, также эффект от закачки пара будет низким, так как увеличение паровой камеры будет происходить по латерали ввиду расположения зоны закачки близ кровли нефтенасыщенного пласта, а депрессия, создаваемая в зоне подошвы пласта, не будет распространяться на всю ширину создаваемой паровой камеры и будет охватывать лишь зону близкую к забою скважины.
Наиболее близким является способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов (патент RU № 2531963, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.10.2014, бюл. № 30), 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 используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.
Недостатками вышеуказанного способа являются высокие материальные затраты на строительство дополнительных скважин, их обустройство со строительством нефте- и паропроводами, высокий риск нефтегазоводопроявлений при строительстве скважин в зоне распространения паровой камеры.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение охвата пласта воздействием в результате включения в эксплуатацию наблюдательных скважин, получение дополнительной добычи нефти за счет эксплуатации ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта, сокращение удельных затрат на добычу высоковязкой нефти.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин, 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, регулирование текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры.
3
Новым является то, что до строительства пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин бурят вертикальные оценочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, по результатам обработки данных геофизических исследований и анализов керна вертикальных оценочных скважин строят структурные карты нефтенасыщенных толщин по залежи, затем вертикальные оценочные скважины ликвидируют, после закачки теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, снимают термограммы вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин посредством оптоволоконного кабеля, выводят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины на постоянный режим, в вертикальных наблюдательных скважинах периодически проводят замеры температуры посредством геофизических исследований, выявляют вертикальные наблюдательные скважины с повышением температуры в стволе на не менее 10 % от начальной пластовой температуры и не более 60°С, в них проводят опробование по определению притока и состава жидкости компрессированием, после этого проводят исследования со снятием кривой восстановления уровня жидкости, выделяют вертикальные наблюдательные скважины, в которых при компрессировании получен приток жидкости не менее 0,4 м, происходит восстановление уровня жидкости в скважине в течение не более 48 часов и нефтенасыщенная толщина составляет не менее 5 м, выделенные вертикальные наблюдательные скважины обустраивают и начинают эксплуатировать на отбор жидкости.
Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин осуществляют следующим образом.
На залежи высоковязкой нефти или битума до строительства пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных бурят вертикальные оценочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи. По результатам обработки данных геофизических исследований и анализов керна вертикальных оценочных скважин строят структурные карты нефтенасыщенных толщин по залежи, подбирают участки, удовлетворяющие критериям применения технологии парогравитационного дренирования и строительства парных горизонтальных скважин. Затем вертикальные оценочные скважины ликвидируют.
Далее осуществляют строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин. Закачивают теплоноситель через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры. Проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, снимают термограммы вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин посредством оптоволоконного кабеля. Отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины, осуществляют контроль за состоянием паровой камеры. 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. Выводят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины на постоянный режим.
3
В вертикальных наблюдательных скважинах периодически 1-2 раза в шесть месяцев проводят замеры температуры посредством геофизических исследований. Выявляют вертикальные наблюдательные скважины с повышением температуры в стволе вертикальной наблюдательной скважины на не менее 10 % от начальной пластовой температуры и не более 60°С, в них проводят опробование по определению притока и состава жидкости компрессированием. После этого проводят исследования со снятием кривой восстановления уровня жидкости. В ходе исследований выделяют вертикальные наблюдательные скважины, в которых при компрессировании получен приток жидкости не менее 0,4 м, происходит восстановление уровня жидкости в скважине в течение не более 48 часов и нефтенасыщенная толщина составляет не менее 5 м. Выделенные вертикальные наблюдательные скважины, соответствующие данным условиям, обустраивают и начинают эксплуатировать на отбор жидкости.
Пример практического применения.
На залежи высоковязкой нефти или битума пробурили вертикальные оценочные скважины в количестве 86 штук, произвели оконтуривание залежи сверхвязкой нефти размерами 4,2х1,8 км, высотой от 18,4 до 44 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 175 м, пласт представлен песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура - 8°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 13,7 м. По результатам обработки данных геофизических исследований и анализов керна вертикальных оценочных скважин построили структурные карты нефтенасыщенных толщин по залежи, подобрали участки, удовлетворяющие критериям применения технологии парогравитационного дренирования и строительства парных горизонтальных скважин. Вертикальные оценочные скважины ликвидировали. На основе структурных карт по подошве продуктивного пласта построили горизонтальные добывающие и нагнетательные стволы парных скважин и вертикальных наблюдательных скважин.
Нагнетательные и добывающие горизонтальные скважины оборудовали насосно-компрессорными трубами (НКТ) и закачали теплоноситель - пар для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин. После завершения освоения из добывающих скважин извлекли НКТ. Провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, внедрили погружные насосы с протягиванием вдоль всего ствола скважины оптоволоконного кабеля. Далее эксплуатировали парные скважины в режиме закачки пара через нагнетательные скважины и добывающие скважины в режиме отбора пластовой продукции посредством погружного насоса. Снимали термограммы вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин посредством оптоволоконного кабеля и замеряют температуру и давление на приеме насоса. Осуществляли контроль за состоянием паровой камеры. Разработку месторождения сверхвязкой нефти вели 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. Вывели горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины на постоянный режим работы погружного насоса с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса близкой, но не более предельной температуры работоспособности насоса.
3
3
После вывода на постоянный режим в вертикальных наблюдательных скважинах 1-2 раза в полугодие проводили замеры температуры посредством геофизических исследований. Выявили 3 вертикальные скважины с температурой в стволе 25, 35 и 37°С, не превышающей 60°С. В данных вертикальных скважинах глубиной 179 м, 164 м и 183 м провели опробование по определению притока и состава жидкости компрессированием, получили приток с двух скважин 0,6 м и 0,5 м, соответственно. Далее на данных двух вертикальных скважинах провели исследования со снятием кривой восстановления уровня при помощи автоматического уровнемера. В результате на скважинах наблюдали восстановление уровня жидкости в течение 29 и 32 часов соответственно, нефтенасыщенная толщина пласта в данных скважинах составила 8,4 м и 13,8 м, соответственно. Выделили эти скважины. Далее данные вертикальные обустроили, внедрили погружные винтовые насосы марки СТ-А НВШ 110-500К-114 и начали эксплуатировать на отбор жидкости со средним режимом 21 и 28 т/сут по жидкости. По результатам отбора проб продукции вертикальных наблюдательных скважин на 5 и 9 сутки, соответственно, получили нефть в объеме около 2-3 %. В течение двух месяцев продолжали эксплуатацию вертикальных наблюдательных скважин, температура жидкости установилась в пределах 15-18°С, обводненность скважин - в пределах 85-90 %.
Предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин позволяет повысить охват пласта воздействием в результате включения в эксплуатацию наблюдательных скважин из имеющегося фонда скважин, получить дополнительную добычу нефти за счет эксплуатации ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта, сократить удельные затраты на добычу высоковязкой нефти или битума.