Способ разработки залежи сверхвязкой нефти
METHOD FOR DEVELOPING SUPERVISCOUS OIL DEPOSITS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами при нелинейном расположении водонефтяного контакта.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010) с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб 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, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров 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 и 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.
Недостатком данного способа является то, что в случае нелинейного водонефтяного контакта (ВНК) залежи и одновременном вводе в разработку нескольких соседних пар скважин залежи при этом возникает высокий риск невыработки проектных запасов из скважин, расположенных выше по абсолютной отметке. В связи с этим способ менее эффективен на залежи с нелинейным расположением ВНК.
Наиболее близким является способ разработки высоковязкой нефти (патент RU № 2663532, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. 07.08.2018), 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 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 в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами выше подошвы пласта или уровня водонефтяного контакта - ВНК не менее чем на 2 м дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, причем выше дополнительной скважины в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину, через которую осуществляют закачку теплоносителя после начала отбора из дополнительной скважины в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин и поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.
Недостатками данного способа являются:
- бурение дополнительной скважины в прогретой зоне, так как бурение скважины в прогретом пласте представляет сложности, связанные с высокой вероятностью прорыва пара;
- способ не применим на залежи с нелинейным расположением ВНК;
Технической задачей является повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет наиболее полного извлечения запасов сверхвязкой нефти при нелинейном расположении водонефтяного контакта с поддержанием оптимального уровня жидкости в пласте для отбора продукции.
Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных 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 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.
Новым является то, что при нелинейном расположении водонефтяного контакта на начальном этапе определяют расположение абсолютной отметки водонефтяного контакта в пределах залежи, производят строительство пары горизонтальных расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин находящихся в самом верхнем по абсолютной отметке участке залежи осуществляют закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при снижении дебита нефти до 2 т/сут и менее, а также достижении обводненности до 98% и более закачку пара и отбор жидкости останавливают, далее осуществляют строительство следующей пары горизонтальных расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин в направлении понижения абсолютной отметки водонефтяного контакта на расстоянии 1,5-2 м от водонефтяного контакта по вертикали и на расстоянии 100 м в плане от предыдущей пары горизонтальных скважин, осуществляют закачку теплоносителя через нагнетательную скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, возобновляют отбор продукции из предыдущей добывающей скважины, операции по остановке закачке пара и отбору жидкости, по строительству новой пары горизонтальных расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин после снижения дебита нефти до 2 т/сут и менее, а также достижения обводненности до 98 % и более повторяют.
На фиг. изображена залежь сверхвязкой нефти, где 1 - залежь сверхвязкой нефти, 2, 2', 2''- нагнетательная скважина, 3, 3', 3'' - добывающая скважина, 4 - водонефтяной контакт (ВНК).
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти осуществляют следующим образом.
При разработке залежей сверхвязкой нефти встречается нелинейное расположение ВНК, т.е. с разницей между верхним и нижним уровнями ВНК более 7 м.
При нелинейном расположении ВНК 4 на начальном этапе определяют расположение абсолютной отметки ВНК 4 в пределах залежи 1. Производят строительство и эксплуатацию горизонтальной пары расположенных друг над другом добывающей 3 и нагнетательной 2 скважин, находящихся в самом верхнем по абсолютной отметке участке залежи. Закачивают теплоноситель через нагнетательную скважину 2 с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 3, осуществляют контроль за состоянием паровой камеры. После выработки данного участка (добывающей скважины 3), т.е. при снижении дебита нефти до 2 т/сут и менее, а также достижении обводненности до 98 % и более (также при достижении проектного коэффициента извлечения нефти не менее 0,36 д.ед.) закачку пара и отбор жидкости останавливают.
Далее строят следующую пару горизонтальных расположенных друг над другом добывающей 3' и нагнетательной 2' скважин в направлении понижения абсолютной отметки ВНК 4 на расстоянии 1,5-2 м от ВНК по вертикали и на расстоянии 100 м в плане от предыдущей пары горизонтальных скважин. Закачивают теплоноситель через нагнетательную скважину 2' с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 3', осуществляют контроль за состоянием паровой камеры. Возобновляют отбор продукции из предыдущей добывающей 3 скважины. После выработки добывающей скважины 3', т.е. при снижении дебита нефти до 2 т/сут и менее, а также достижении обводненности до 98 % и более (также при достижении проектного коэффициента извлечения нефти не менее 0,36 д.ед.) закачку пара в нагнетательную скважину 2' и отбор жидкости из добывающей скважины 3' останавливают, также останавливают отбор жидкости из предыдущей, соседней с данной парой, добывающей 3 скважины. Операции по строительству новой пары горизонтальных расположенных друг над другом добывающей 3'' и нагнетательной 2'' скважин после выработки предыдущей пары повторяют.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти повышает эффективность разработки, позволяет наиболее полно выработать запасы с рассматриваемой залежи, избежать негативного эффекта от массового ввода в эксплуатацию добывающих скважин, при котором добывающие скважины на более высоких отметках оказываются в условиях меньшего потенциала по добыче жидкости и нефти из-за более ускоренного начала этапа прорыва пара и меньшего притока жидкости в добывающие скважины. Так, на этапе эксплуатации закачиваемый пар внутри залежи стремится занять более высокие абсолютные отметки, а вода (как пластовая, так и в виде конденсата) стремится к более низким участкам. Применение данного способа позволит исключить снижение уровня жидкости и, как следствие, снижение дебита в вышележащей по абсолютной отметке скважины по сравнению с вводом в разработку одновременно всех скважин. Ступенчатый поэтапный ввод пар горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин позволит повысить конечный коэффициент извлечения нефти.
Примеры конкретного применения
2
3
Пример 1. На Западно-Екатериновской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 210 м, представленной однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 8,7 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,68 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 3,176 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 975 кг/м, вязкостью 18260 мПа⋅с, произвели построение геологической модели залежи. Далее из геологической модели выгрузили карту поверхности ВНК (по абсолютной отметке), произвели размещение проектных парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. На начальном этапе пробурили пару горизонтальных расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин, расположенную в самом верхнем по абсолютной отметке участке залежи, добывающую скважину расположили на абсолютной отметке - 61,5 м, выполнили мероприятия по созданию термогидродинамической связи между нижней и верхней скважинами. 10 лет производили добычу, отбор сверхвязкой нефти, из нижней добывающей скважины, в верхнюю нагнетательную скважину закачивали пар. После 10 лет эксплуатации дебит нефти снизился до 2 т/сут, обводненность увеличилась до 98%, проектный коэффициент извлечения сверхвязкой нефти достиг 0,36 д.ед. По паре горизонтальных скважин остановили закачку пара и отбор жидкости. После этого в направлении понижения абсолютной отметки ВНК на расстоянии 1,5 м от ВНК по вертикали и на расстоянии 100 м в плане от первой пары горизонтальных скважин на абсолютной отметке - 63 (добывающая скважина), пробурили следующую пару расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин. Произвели прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину, осуществили контроль за состоянием паровой камеры. Возобновили отбор жидкости из предыдущей добывающей скважины. Далее вели разработку до снижения дебита нефти до 1,8 т/сут и увеличения обводненности до 99 % (до достижения проектного коэффициента извлечения нефти 0,36 д.ед.) по паре горизонтальных скважин. Операции по строительству новой пары горизонтальных расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин после повторили.
2
3
Пример 2. На Мельничной залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 193 м, представленной однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 12,7 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,5 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,521 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 922 кг/м, вязкостью 38571 мПа⋅с, произвели построение геологической модели залежи.
Далее из геологической модели выгрузили карту поверхности ВНК (по абсолютной отметке), произвели размещение проектных парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. На начальном этапе пробурили пару горизонтальных расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин, расположенную в самом верхнем по абсолютной отметке участке залежи, добывающую скважину расположили на абсолютной отметке +28,8 м, выполнили мероприятия по созданию термогидродинамической связи между нижней и верхней скважинами. 8 лет производили добычу, отбор сверхвязкой нефти, из нижней добывающей скважины, в верхнюю нагнетательную скважину закачивали пар. После 8 лет эксплуатации дебит нефти снизился до 1,9 т/сут, обводненность увеличилась до 98%, проектный коэффициент извлечения сверхвязкой нефти достиг 0,36 д.ед. По паре горизонтальных скважин остановили закачку пара и отбор жидкости. После этого в направлении понижения абсолютной отметки ВНК на расстоянии 2 м от ВНК по вертикали и на расстоянии 100 м в плане от первой пары горизонтальных скважин на абсолютной отметке +26,8 (добывающая скважина), пробурили следующую пару расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин. Произвели прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбирали продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину, осуществили контроль за состоянием паровой камеры. Возобновили отбор жидкости из соседней добывающей скважины. Далее вели разработку до снижения дебита нефти до 2 т/сут и увеличения обводненности до 98 % до достижения проектного коэффициента извлечения нефти 0,36 д.ед. по паре горизонтальных скважин.
2
3
Пример 3. На Туйметкинское залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 168 м, представленной однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 14 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,85 МПа, нефтенасыщенностью 0,54 д.ед., пористостью 32%, проницаемостью 2,596 мкм, плотностью битума в пластовых условиях 970 кг/м, вязкостью 18260 мПа⋅с, произвели построение геологической модели залежи.
Далее из геологической модели выгрузили карту поверхности ВНК (по абсолютной отметке), произвели размещение проектных парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. На начальном этапе пробурили пару горизонтальных расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин, расположенную в самом верхнем по абсолютной отметке участке залежи, добывающую скважину расположили на абсолютной отметке +8 м, выполнили мероприятия по созданию термогидродинамической связи между нижней и верхней скважинами. 10 лет производили добычу, отбор сверхвязкой нефти, из нижней добывающей скважины, в верхнюю нагнетательную скважину закачивали пар. После 10 лет эксплуатации дебит нефти снизился до 2 т/сут, обводненность увеличилась до 98%, проектный коэффициент извлечения сверхвязкой нефти достиг 0,36 д.ед. По паре горизонтальных скважин остановили закачку пара и отбор жидкости. После этого в направлении понижения абсолютной отметки ВНК на расстоянии 1,8 м от ВНК по вертикали и на расстоянии 100 м в плане от первой пары горизонтальных скважин на абсолютной отметке +6,8 (добывающая скважина), пробурили следующую пару расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин. Произвели прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину, осуществляют контроль за состоянием паровой камеры. Возобновляют отбор жидкости из соседней добывающей скважины. Далее вели разработку до снижения дебита нефти до 2 т/сут и увеличения обводненности до 98% до достижения проектного коэффициента извлечения нефти 0,36 д.ед. по паре горизонтальных скважин.