СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2062865, МПК Е21В 43/20, опубл. в 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.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и 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 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-(3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность. Способ не подходит для разработки залежи с наклонным водонефтяным контактом.
Техническими задачами способа являются работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, снижение затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.
Новым является то, что определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК), добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою 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 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.
На чертеже представлена схема размещения вертикальной нагнетательной скважины и наклонно-горизонтальной добывающей скважины.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.
В продуктивном пласте 1 определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 2, в случае, если уровень ВНК наклонный 2', то определяют его угол наклона. Далее бурят и обустраивают горизонтально-наклонную добывающую скважину 3 с забоем выше уровня ВНК 2 как минимум на 2-3 м, через которую пойдет отбор продукции пласта 1. Перфорируют скважину 3 по всему стволу. В случае разработки залежи с наклонным уровнем ВНК Т наклонно-горизонтальная скважина 3 бурится над уровнем ВНК Т с расстоянием от него как минимум на 2-3 м. Далее бурится вертикальная нагнетательная скважина 4 с расположением забоя на расстоянии 5-8 м над забоем горизонтально-наклонной добывающей скважины 3. После обустройства вертикальной скважины 4 через нее производится закачка рабочего агента. В качестве рабочего агента используется пар, например, с температурой 180-250°С и сухостью 0,8 д. ед. Для уменьшения теплопотерь и создания паровой камеры над наклонно-горизонтальной скважиной 3 нагнетательную вертикальную скважину 4 перфорируют в направлении устья наклонно-горизонтальной скважины 3. Далее по способу поэтапно по мере прорыва теплоносителя или достижения процента обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины 4 отсекают выше зоны прорыва или обводнения. В качестве изоляции обводнившегося участка ствола скважины или прорыва в него теплоносителя можно использовать различные глухие пакеры или тампонирующие составы, а также, например, глинистый или цементный раствор. В случае своевременной изоляции проблемного участка можно практически полностью исключить проблему прорыва теплоносителя, тем самым достичь экономии при закачке рабочего агента, а также избежать падения давления, которое дает высокий приток продукции в добывающую скважину. Зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, например, глухими пакерами или тампонирующими составами. Такое решение обуславливается тем, что при небольшом (5-8 м) расстоянии между забоями добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин позволяет достигать добычу продукции на более ранней стадии эксплуатации пласта 1, но притом же возможен прорыв рабочего агента. Вследствие чего после разогрева межскважинной зоны низ забоя нагнетательной скважины 4 нужно изолировать, тогда закачка рабочего агента будет производиться в верхний интервал продуктивного пласта 1, и тем самым образовавшаяся паровая камера над добывающей наклонно-горизонтальной скважиной 3 будет выталкивать продукцию из верхнего участка пласта 1, также такое решение дает меньшую вероятность прорыва рабочего агента. При выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины 3 переводят под нагнетание рабочего агента.
Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был реализован на месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:
Средняя глубина залегания объекта - 85 м.
Средняя общая толщина пласта - 26 м.
Уровень ВНК - 84 м.
Значение начального пластового давления - 0,45 МПа.
Начальная пластовая температура - 8°С.
Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях - 0,965 кг/м.
Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 12000 мПа·с.
Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа·с.
Значение средней проницаемости по керну в пласте - 1500 мкм.
Значение средней пористости по керну в пласте - 0.08 д. ед.
Выше наклонного уровня ВНК Т на расстоянии 2,5 м построили наклонно-горизонтальную скважину 3 с длиной наклонно-горизонтального участка 150 м, который перфорировали гидромеханическим перфоратором ПГМ-120 по всей длине. Построили вертикальную скважину 4 с размещением забоя на 6,8 м выше забоя скважины 3. В скважине 4 вторично вскрыли пласт 1 на длине 12 м односторонним гидромеханическим перфоратором ПГМ-0-120 в сторону устья скважины 3, ориентируемым в скважине при помощи геофизического навигационного оборудования. При прорыве теплоносителя призабойную часть скважины 3 на расстоянии 40 м от забоя заполнили глинистым раствором. При этом вертикальную скважину 4 на расстоянии 5 м от забоя заполнили цементным раствором, исключив полностью вероятность прорыва теплоносителя из скважины 4 в скважину 3. Продолжили эксплуатацию скважин 3 и 4 до полного обводнения продукции (выше 95%) в добывающей скважине 3, которую перевели под нагнетание рабочего агента. В результате использование предложенного способа позволило получить накопленную добычу нефти на 12% выше, чем наиболее близкий аналог.
Представленный способ, а также способ по прототипу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля STARS на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 10-15%.
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта. Исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину, что дает возможность избежать падения достигнутого давления в разрабатываемом пласте и тем самым обеспечить высокий приток продукции в добывающую скважину. Перевод устья наклонно-горизонтальной скважины под нагнетание рабочего агента обеспечивает экономию на строительстве дополнительной нагнетательной скважины. Накопленная добыча нефти по предлагаемому способу выше, чем по прототипу, на 10-15%.