СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL AND BITUMEN DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязких нефтей и битумов.
Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2206728, кл. E21B 43/24, опубл. 2003.06.20). В обсадную колонну скважины спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую до начала, а вторую колонну через первую до конца интервала перфорации, и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колоннами насосно-компрессорных труб подают газ. Продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб. После обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают. Закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины. При этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии. Затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне. Сбрасывают давление в скважине. Отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта. Цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину. Отбор продукции из скважины производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства. Добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом эксплуатируют аналогичным способом, после чего переводят в добывающую.
Известный способ позволяет отобрать нефть из залежи на относительно небольшом расстоянии от скважины. При этом верхняя часть залежи остается практически не охваченной воздействием. Способ сложен, требует применения нескольких рабочих агентов, включая газ. Применение газа как наиболее легкого и подвижного рабочего агента создает предпосылки для создания в продуктивном пласте каналов (языков) прохождения рабочего агента и разогретой нефти, образования застойных невырабатываемых зон, что снижает нефтеотдачу залежи.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2274742, МПК E21B 43/24, опубл. от 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 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.
Недостатками способа являются невозможность определения направления теплоэнергии, а также неполная выработка пластовой продукции, так как направление разогрева не регулируется наличием зоны пониженного пластового давления и, как следствие, лишние затраты тепловой энергии, при этом закачка рабочего агента проводится по отдельным колоннам труб, исключая прогрев извлекаемой продукции пласта во время закачки.
Техническими задачами являются интенсификация дебита продукции на ранней стадии разработки, удешевление проекта за счет более рентабельного и направленного использования прогрева пласта и подымаемой продукции, особенно на начальном этапе, поддержание давления при циклической закачке пара с использованием двух скважин.
Техническая задача решается способом, включающим строительство скважины, вскрытие верхнего и нижнего интервалов скважины в пределах пласта, разобщение интервалов перфорации в скважине, циклическая закачка рабочего агента в виде пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор продукции пласта через нижний интервал вскрытия.
Новым является то, что расстояние между интервалами вскрытия в скважине не менее 5 м, а отбор продукции пласта ведут постоянно, при этом закачку рабочего агента прекращают при повышении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала, до температуры, равной 70-90% от температуры закачиваемого рабочего агента, а возобновляют закачку рабочего агента при снижении дебита добываемой продукции до нерентабельного значения, при этом на расстоянии 50-100 м от существующей скважины строят дополнительную аналогичную первой скважину, используемую под постоянную закачку рабочего агента из ее верхнего интервала вскрытия до создания гидродинамической связи с первой скважиной, после чего нижний интервал вскрытия дополнительной скважины переводят под добычу продукции, а верхний интервал - под циклическую закачку рабочего агента в период остановки закачки рабочего агента в первой скважине.
На фиг.1 представлена схема способа разработки залежи высоковязких нефтей и битумов.
На фиг.2 представлен график зависимости суточного дебита первой скважины продукции пласта по предлагаемому способу от времени эксплуатации.
Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов осуществляется следующим образом.
В продуктивном пласте 1 (фиг.1) строят вертикальную скважину 2 так, чтобы забой вертикальной скважины 2 находился непосредственно над подошвой продуктивного пласта 1 для большего охвата по толщине пласта 1. Причем под скважину 2 возможно использование скважин из старого фонда за счет строительства искусственного забоя на необходимом уровне. Вертикальную скважину 2 перфорируют в двух интервалах вскрытия - верхнем 3 и нижнем 4 в пределах продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами вскрытия 3 и 4 должно быть не менее 5 м во избежание быстрого прорыва перегретого пара. На расстоянии 50-100 м строят аналогичную вертикальную скважину 5. Под скважину 5 возможно использование скважин из старого фонда за счет строительства искусственного забоя на необходимом уровне. Вертикальную скважину 5 перфорируют в двух интервалах вскрытия - верхнем 6 и нижнем 7 в пределах продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами вскрытия 6 и 7 должно быть также не менее 5 м во избежание быстрого прорыва перегретого пара. Через верхний интервал вскрытия 3 и 6 соответствующих скважин 2 и 5 будет осуществляться закачка рабочего агента, например перегретого пара температурой 180-260°C. Через нижний интервал вскрытия 4 скважины 2 будет осуществляться отбор добываемой продукции за счет, например, спуска колонн(ы) труб (на фиг.1 не показана) в скважину 2 и/или 5 с перекрытием межтрубного пространства пакером (пакерами) между верхним(и) 3 и/или 6 и нижним(и) 4 и/или 7 интервалами вскрытия, причем отбор продукции пласта 1 ведется по колонне труб, а закачка по затрубью. Закачку рабочего агента из интервала 3 прекращают при повышении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала 4, до температуры, равной 70-90% от температуры закачиваемого рабочего агента. При снижении дебита добываемой продукции из скважины 2 до нерентабельного значения закачку пара из интервала 3 возобновляют. Закачка пара из скважины 5 ведется непрерывно до создания гидродинамической связи между скважинами 2 и 5 (определяется измерением внутрипластового давления при технологической остановке отбора из нижнего интервала 4 и закачки в верхний интервал вскрытия 3 скважины 2 для измерения этого давления - увеличение давления свидетельствует о наличии гидродинамической связи между скважинами 2 и 5). После создания гидродинамической связи скважина 5 переходит на циклическую закачку пара из интервала перфорации 6, при этом отбор продукции ведется из интервала перфорации 7 непрерывно. Циклическая закачка пара скважин 2 и 5 через соответствующие верхние интервалы вскрытия 3 или 6 ведется строго поэтапно в противофазе по принципу: скважина 2 для закачки включена, скважина 5 выключена, и наоборот: скважина 2 выключена, скважина 5 включена.
Далее ведется мониторинг температуры продукции, извлекаемой из скважин 2 и 5, и при достижении ее 70-90% от температуры закачиваемого агента закачка пара прекращается до тех пор, пока дебит продукции пласта не упадет до значения ниже рентабельного. Таким образом процесс переходит в циклическую закачку рабочего агента для его экономии и одновременно поддержания суточного дебита.
После выработки продукции пласта 1 вокруг скважин 2 и 5, что характеризуется обводнением продукции до 95-99% и сокращением времени нагнетания пара до отключения при циклической закачке в семь и более раз, скважины 2 и 5 переводят в нагнетательные.
Осуществление данного способа было осуществлено на одной из скважин Ашальчинского месторождения Республики Татарстан и смоделировано 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.
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, °C
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
Давление нагнетания пара соответствует 1,7 МПа. Температура пара - 180°C, сухость пара - 0.8 д.ед.
Полученные результаты суточного дебита продукции пласта скважины 2 показаны на фиг.2.
Практические данные и данные расчетов показывают, что промышленная добыча из скважины 2 начинается уже на первом месяце разработки при расстоянии, равном ≈10 м между ее интервалами вскрытия 3 и 4, что в несколько раз быстрее применяемых способов, а количество вытесняемой продукции пласта 1, добываемой из скважины 2, за счет поддержания пластового давления циклической закачкой рабочего агента в скважинах 2 и 5 более чем в два раза выше, чем у наиболее близкого аналога. При этом если учитывать продукцию пласта 1, добываемую из скважины 5, то количество добываемой нефти будет почти в 2 раза больше.
Применение данного метода за счет использования гарантированного потока продукции в пласте и его прогрева, а также прогрева извлекаемой продукции при закачке пара позволяет добывать продукцию на ранней стадии разработки в больших объемах, чем в аналогах, и поддерживать пластовое давление и увеличить объем добываемой продукции пласта, в том числе и за счет второй скважины при отключении закачки пара на первой.