СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА
HIGHLY VISCOUS OIL OR BITUMEN FIELD DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти или битума без больших затрат времени и средств на излив и на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008, бюл. №34), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину. Согласно изобретению прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции. При отборе продукции снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков. С учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. При этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).
Недостатками способа являются технологическая сложность его реализации, в частности, бурение двухустьевых скважин со сложной системой обвязки, а также необходимость снижения давления в добывающей скважине после начального прогрева скважин паром, в связи с чем приходится ставить скважину на излив.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (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.
Недостатками способа являются необходимость излива из нижней горизонтальной добывающей скважины в связи с повышенным давлением в межскважинной зоне пласта после начального прогрева этой зоны пласта (освоения), а также увеличение затрат тепловой энергии и времени для достижения гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной горизонтальными скважинами.
Техническими задачами способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума являются снижение затрат тепловой энергии и времени для достижения гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары, исключение повышения давления в межскважинной зоне после начального прогрева, уменьшение времени начального прогрева межскважинной зоны пласта, снижение объемов поступления подошвенной воды, а также экономия средств и времени на излив и на начальный прогрев.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума, 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 в начале реализации способа закачку теплоносителя в виде пара осуществляют в нижнюю скважину, а отбор - из верхней скважины, после повышения температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину прекращают с продолжением отбора из верхней скважины, при снижении температуры в верхней горизонтальной скважине более 10°С в первые сутки закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину возобновляют до температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта, циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней скважине со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину переводят под закачку теплоносителя, а нижнюю горизонтальную скважину - под отбор до полной выработки месторождения.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство в продуктивном пласте 1 пары горизонтальных верхней 2 и нижней 3 скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта 1 выше водонефтяного (водобитумного) контакта ВНК (ВБК) 4. Прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта 1 начинают с закачки пара в нижнюю горизонтальную скважину 3 с одновременной добычей из верхней горизонтальной скважины 2. После того, как температура в верхней горизонтальной скважине 2 достигает температуры на 20-40°С выше температуры начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта верхней горизонтальной скважины 2, закачку в нижнюю горизонтальную скважину 3 прекращают с продолжением отбора из верхней горизонтальной скважины 2, определяя в ней температуру. При снижении температуры в верхней горизонтальной скважине 2 более 10°С в первые сутки возобновляют закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину 3 до температуры в верхней горизонтальной скважине 2 на 20-40°С выше начала подвижности нефти или битума в прискважинной зоне пласта верхней горизонтальной скважины 2. Циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней горизонтальной скважине 2 со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину 2 переводят под закачку установкой НКТ рядом с зоной термосвязи, а нижнюю горизонтальную 3 - под добычу, спуская насос в интервал напротив интервала установки НКТ. Далее аналогичным образом, меняя положение НКТ в верхней горизонтальной скважине 2 и положение насоса в нижней горизонтальной скважине 3, расширяют зону прогрева межскважинного пространства с постепенным увеличением паровой камеры, снижая вязкость высоковязкой нефти или битума.
Пример конкретного выполнения.
Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был рассмотрен на Туйметкинском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:
- средняя общая толщина пласта - 19,2 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта -14 м;
- глубина залегания пласта (до кровли) - 200 м;
- значение начального пластового давления - 0,85 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°С;
- температура подвижности битума - 60°С;
3
- плотность битума в пластовых условиях - 0,989 т/м;
- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях -18260 мПа⋅с;
- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,8 мПа⋅с;
2
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,596 мкм;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,33 д. ед.
В нефтенасыщенном пласте 1 на 2 м выше уровня ВНК 4 расположили нижнюю горизонтальную скважину 3 длиной 700 м. Над нижней горизонтальной скважиной 3 на расстоянии 5 м расположили верхнюю горизонтальную скважину 2 также длиной 700 м. После обустройства верхней и нижней горизонтальных скважин 2 и 3 через нижнюю горизонтальную скважину 3 закачивался рабочий агент. В качестве рабочего агента использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед., давление нагнетания - 12 атм (1,2 МПа). Из верхней горизонтальной скважины 2 производили добычу жидкости. После достижения в верхней горизонтальной скважине 2 температуры 80°С (что на 20°С выше температуры подвижности битума) закачку пара в нижнюю горизонтальную скважину 3 приостановили, отбор из верхней горизонтальной скважины 2 продолжали производить, зафиксировали уменьшение температуры за первые сутки в верхней горизонтальной скважине 2 на 25°С (что превышает минимально допустимое значение, равное 10°С за 1 сут.), после этого возобновили закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину 3, доведя температуру в верхней горизонтальной скважине 2 до 90°С (что на 30°С выше температуры подвижности битума), закачку пара в нижнюю горизонтальную скважину 3 приостановили, отбор из верхней горизонтальной скважины 2 продолжали производить, зафиксировали увеличение температуры за первые сутки в верхней горизонтальной скважине 2 на 5°С (что удовлетворяет условию отсутствия снижения температуры в скважине за сутки не более 10°С), ее перевели под закачку пара в прогретом интервале, в то время как нижнюю горизонтальную скважину 3 перевели под добычу жидкости. Всего закачали 3,1 тыс. тонн пара в нижнюю горизонтальную скважину 3.
С периодичностью в 30 дней в верхней горизонтальной скважине 2 выполняли замер температуры по датчикам вдоль ствола скважины, определяя, таким образом, зоны наименьшего прогрева. Напротив непрогретого интервала в верхнюю горизонтальную скважину 2 закачивали пар и вели добычу напротив прогреваемого интервала из нижней горизонтальной скважины 3. Таким образом, достигался прогрев межскважинного пространства, после чего верхние и нижние горизонтальные скважины ставили на постоянный режим: верхнюю горизонтальную скважину 2 - закачки, а нижнюю горизонтальную скважину 3 - добычи.
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 прогрева межскважинного пространства - на 32 дня (44 дня - по прототипу и 12 - по представленному способу) в связи с быстрым получением гидродинамической связи, отсутствие вынужденного излива из нижней горизонтальной скважины 3 по представленному способу (по прототипу время вынужденного излива составило 56 дней), экономия - 3 тыс. тонн пара (6,1 тыс. тонн пара по прототипу, 3,1 тыс. тонн пара по представленному способу).
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение скорости достижения гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары и соответственно снижения времени начального прогрева межскважинной зоны пласта, а также экономия затрат на прогрев этой зоны пласта и отсутствие вынужденного излива из нижней горизонтальной скважины.