СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD OF SUPER-VISCOUS OIL FIELD DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи сверхвязкой нефти и/или битума.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2062865, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №36 от 27.06.1996), в соответствии с которым на залежь высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные добывающие скважины. Теплоноситель закачивают через нагнетательные скважины и одновременно периодически через горизонтальные скважины до прорыва теплоносителя к вертикальным добывающим скважинам. После прорыва теплоносителя через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.
Недостатком этого способа является то, что он не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. Вероятен быстрый прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую, что снижает его эффективность и увеличивает затраты на реализацию.
Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008), включающий включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.
Недостатком способа является вероятность быстрого прорыва теплоносителя из-за небольшого расстояния между забоем добывающей и нагнетательной скважин (3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК Е21В 43/16, опубл. в Бюл. №4 от 10.02.2014), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, при этом определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья кзабою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.
Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной добывающей скважины, вероятность быстрого прорыва нагнетаемого в вертикальную нагнетательную скважину пара к забою добывающей горизонтальной скважины.
Техническими задачами заявляемого способа являются повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, снижение затрат за счетотсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.
o
Новым является точто производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, а вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальных добывающих скважин, по глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, а отбор через горизонтальные скважины, расположенные у вертикальной нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапилярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют.
На фиг. 1 изображена схема расположения скважин в залежи (вид сверху).
На фиг. 2 изображена схема расположения горизонтальной и вертикальной скважин в залежи (вид сбоку).
Способ реализуется следующим образом.
o
По геологическим данным, выбирается залежь 1 (фиг 2) сверхвязкой нефти. Производится бурение горизонтальных скважин 2 (фиг 1) и 2' с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи 1 как минимум на 1 м (для исключения прорыва пара) выше подошвы 3 или уровня 3 водонефтяного контакта(ВНК), а также вертикальные скважины 4 между горизонтальными скважинами 2 на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальной скважины 2. При этом вскрытые горизонтальные части стволов горизонтальной скважины 2 (фиг. 2) и вскрытый продуктивный интервал в вертикальных скважинах 4 снабжаются фильтром 5. По глубине залегания залежи 1 определят максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи 1. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины 4 (фиг. 1) осуществляют в количестве 20-40 т/сут (максимально возможное количество для вертикальных скважины 4 в залежи сверхвязкой нефти), а отбор через горизонтальные скважины 2 и 2', расположенные у нагнетательной скважины 4, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины 2 ниже 50 С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной скважине 2 в залежи 1. При этом в другие горизонтальные скважины 2' закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи 1 (фиг. 2). После чего горизонтальные скважины 2 и 2' останавливают на термокапилярную пропитку, после которой горизонтальные скважины 2 и 2' меняют: на закачку переводят горизонтальные скважины 2, а на отбор - скважины 2', до следующего переключения. Далее циклы повторяют.
Пример конкретного применения.
2
3
На Западно-Екатериновской залежи 1 (фиг. 2)битума, находящемся на глубине 210 м, залежь 1 представлена однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 8,7 м, пластовой температурой 8 °С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностыо 0,68 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 3,176 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 975 кг/м, вязкостью 18260 мПа⋅с, произвели бурение пяти горизонтальных добывающих скважин 2 (фиг. 1) и 2'  расстояниями между ними в плане 75-78 м (разбег связан с отклонением при бурении) с расположением в залежи 1 (фиг. 2) на 1,2 -2 м (разбег связан с отклонением при бурении) выше уровня 3 ВНК, а также вертикальные нагнетательные скважины 4 (фиг. 1) расположили между горизонтальными скважинами 2 и 2' на расстоянии 37-39 м (чтобы располагались по середине) от средней части стволов соответствующих добывающих скважин 2 и 2'. По глубине (210 м) определили максимальное давление - 3 МПа, исключающее нарушение целостности породы залежи 1 (фиг. 2). 3акачку рабочего агента через вертикальные нагнетательные скважины 4 осуществляют в количестве 30 т/сут (больше без разрушения целостности залежи 1 закачать нельзя), а отбор через горизонтальные скважины 2, расположенные у нагнетательной скважины 4.Начальная добыча из скважин 2 составила 10 т/сут, а температура - 98°С. При этом в горизонтальные скважины 2' ведут закачку рабочего агента - пара в объеме 110 т/сут в каждую при давлении 3 МПа. Ведут отбор до снижения температуры по стволу одной из горизонтальных скважин 2 до 50 °С и дебита по нефти до 0,88 т/сут. После чего горизонтальные скважины 2 и 2' останавливают на термокапилярную пропитку в течение 480 часов, после которой горизонтальные скважины 2 переводят под закачку пара в том же объеме, что и из скважин 2', а горизонтальные скважины 2' - на отбор продукции. По достижении предельного значения в скважинах 2' по температуре и/или по дебиту после термокапилярной пропитки скважины 2 и 2' скважины по отбору и закачке опять меняют. Далее циклы повторяют.
В результате использования предлагаемого способа по сравнению с аналогичным участком дебит на одну скважину возрос на 50%, обводненность продукции снизилась с 95% до 90%. Материальные затраты снизились на 15%.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снизить процент обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снизить материальные затраты за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.