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

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти и битума.
Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006, БИ №32), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции. Выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют - вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.
Недостатком способа является невозможность его эффективной реализации в условиях послойной неоднородности продуктивного пласта.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2274742, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.04.2006), включающий спуск в скважину двух колонн насосно-компрессорных труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта, закачку рабочего агента по первой колонне насосно-компрессорных труб и отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб. Интервал продуктивного пласта перфорируют в его верхней и нижней частях, в скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб с одним пакером, конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта, конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта, пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта, в качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя, закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента, циклы закачки и отбора повторяют.
Недостатком способа является длительность периода закачки рабочих агентов для обеспечения достаточной подвижности нефти в нижней части продуктивного пласта.
Технической задачей изобретения является интенсификация притока пластовой жидкости к скважинам при разработке неоднородной по разрезу продуктивного пласта залежи высоковязкой нефти и битума, особенно на ранней ее стадии.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим бурение и обустройство не менее двух вертикально направленных скважин с последующим вторичным вскрытием в них верхней и нижней частей продуктивного пласта, спуск в каждую скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером и разобщение пакером интервалов вскрытия в эксплуатационной колонне, циклическую закачку пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор пластовой жидкости через нижний интервал вскрытия.
Новым является то, что между скважинами на равноудаленном расстоянии бурят и обустраивают дополнительную вертикально направленную скважину с обеспечением постоянного отбора пластовой жидкости из вторично вскрытой нижней части продуктивного пласта и зарезки боковых стволов в верхней части продуктивного пласта, причем боковые стволы выполняют наклонно от кровли до подошвы продуктивного пласта в направлении периферийных скважин с протяженностью наклонного участка, определяемой линейным размером ее горизонтальной проекции в пределах 5-95% от кратчайшего расстояния до периферийных скважин, в боковых стволах отдельно обеспечивают постоянную закачку пара в нижнюю часть продуктивного пласта и закачку пара в верхнюю часть продуктивного пласта при прекращении закачки пара в периферийные скважины, при этом из периферийных скважин по колонне насосно-компрессорных труб осуществляют отбор пластовой жидкости в постоянном режиме, а закачку пара в межтрубное пространство периферийных скважин прекращают при обводненности пластовой жидкости до 95-97% и возобновляют закачку пара при снижении обводненности пластовой жидкости до 85%.
На фиг.1 представлена схема способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума.
На фиг.2 представлен график по динамике суточного дебита нефти периферийной скважины, а также скважины по прототипу.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума осуществляют следующим образом.
В продуктивном пласте 1 (фиг.1) бурят и обустраивают вертикальные скважины 2 и 2' с расстоянием между ними 2L (100-500 м) так, чтобы их забои находились непосредственно над подошвой продуктивного пласта 1. Вертикальные скважины 2 и 2' вторично вскрывают в верхних 3 и 3' и нижних 4 и 4' частях продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами вторичного вскрытия в скважинах должно быть не менее 5 м во избежание быстрого прорыва пара по заколонному пространству скважин. В каждую из скважин 2 и 2' спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и разобщают пакером интервалы вскрытия в эксплуатационной колонне этих скважин.
На равноудаленном расстоянии от периферийных скважин 2 и 2' в одной вертикальной плоскости бурят и обустраивают дополнительную вертикальную скважину 5 с двумя боковыми стволами 6, причем боковые стволы 6 выполняют наклонно от кровли до подошвы продуктивного пласта 1 в направлении периферийных скважин 2 и 2' с протяженностью наклонного участка, определяемой линейным размером ее горизонтальной проекции в пределах 5-95% от кратчайшего расстояния до периферийных скважин 2 и 2'. Кроме того, в боковых стволах путем установки пакера обеспечивают возможность реализации отдельной постоянной закачки пара в нижнюю часть продуктивного пласта от закачки пара в верхнюю часть продуктивного пласта. Вертикальную скважину 5 также вторично вскрывают в нижнем интервале 7 продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами зарезки боковых стволов и вторичного вскрытия 7 скважины 5 должно быть не менее 5 м во избежание быстрого прорыва перегретого пара по заколонному пространству скважины. Ведут циклическую закачку пара температурой 180°С по межтрубному пространству через верхние интервалы вскрытия 3 и 3' скважин 2 и 2' и в надпакерную зону боковых стволов 6 скважины 5, причем в подпакерную зону боковых стволов 6 скважины 5 осуществляют постоянную закачку пара. Через нижние интервалы 4, 4' и 7 соответственно скважин 2, 2' и 5 ведется постоянный отбор продукции пласта за счет использования, например, глубинно-насосного оборудования. Закачку пара в интервалы 3 и 3' скважин 2 и 2' прекращают, а в надпакерную зону боковых стволов 6 скважины 5 начинают закачку пара при обводненности добываемой скважинами 2 и 2' пластовой жидкости, составляющей 95-97%. При снижении обводненности добываемой из скважин 2 и 2' продукции до 85% закачку пара в интервалы 3 и 3' скважин 2 и 2' возобновляют, а закачку пара в надпакерную зону боковых стволов 6 скважины 5 прекращают.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума осуществлен на Ашальчинском месторождении Республики Татарстан и смоделирован на базе практически полученных данных в программном комплексе, в котором существует модуль для расчета тепловых моделей, например программный комплекс CMG.
В таблице приведены значения, которые соответствуют моделируемому объекту.
Таблица
Параметр
Значение
Средняя глубина залегания, м
81,0
Средняя общая толщина, м
26,0
Коэффициент пористости, д. ед.
0,32
Значение средней проницаемости по керну, мкм<sup>2</sup>
2,5
Значение начальной пластовой температуры, °С
8,0
Значение начального пластового давления, МПа
0,44
Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа·сек
14000,0
Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м<sup>3</sup>
965,0
Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·сек
1,53
Коэффициент анизотропии, ед.
10
Давление нагнетания пара соответствует 1,7 МПа. Температура пара - 180°С, сухость 0,8 д. ед.
Полученные результаты по динамике суточного дебита нефти периферийной скважины, а также скважины по прототипу показаны на фиг.2.
Практические данные и данные расчетов показывают, что промышленная добыча из скважин 2, 2' и 5 начинается уже через 1 месяц при расстоянии, равном ≈7 м между их интервалами вскрытия - 3 и 4, 3' и 4', что намного интенсивнее известных способов, а количество вытесняемой пластовой жидкости пласта 1, добываемой из скважин 2, 2' и 5, за счет поддержания пластового давления при закачке пара в боковые стволы в нижний интервал перфорации более чем в три раза выше, чем у наиболее близкого аналога.
Применение данного метода за счет использования гарантированного потока пластовой жидкости в пласте и ее прогрева, а также прогрева извлекаемой пластовой жидкости при закачке пара позволяет интенсифицировать приток пластовой жидкости к скважинам при разработке неоднородной по разрезу продуктивного пласта залежи высоковязкой нефти и битума, особенно на ранней ее стадии.