СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ
DEVELOPMENT METHOD OF ULTRAVISCOUS OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2211318, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара из паровой камеры, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, под контролем вертикальных наблюдательных скважин, причем паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и 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 данного способа и устройства для его осуществления являются:
- во-первых, большие финансовые и материальные затраты на контроль развития паровой камеры в процессе осуществления способа, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов добывающих скважин;
- во-вторых, низкая эффективность разработки, так как по термограммам паровой камеры, построенным по показаниям термодатчиков, невозможно определить пространственное положения паровой камеры и точно определить ее текущий размер, что необходимо для эффективной разработки месторождения сверхвязкой нефти.
Задачей изобретения является снижение финансовых и материальных затрат при контроле за развитием паровой камеры в процессе осуществлении способа, а также повышение эффективности разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет возможности определения пространственного положения паровой камеры и ее текущего размера.
Поставленная задача решается способом разработки месторождения сверхвязкой нефти, включающим строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных, 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.
Новым является то, что разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин, причем текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры, при этом если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки пара, а если больше, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти (тяжелой нефти или битума) включает строительство (по любой известной схеме разработки месторождения тяжелой нефти или битума) горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин с участками, вскрывающими продуктивный пласт с тяжелой нефтью или битумом.
Горизонтальные нагнетательные скважины используются для закачки теплоносителя в продуктивный пласт. В качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива. Горизонтальные добывающие скважины используются для отбора разогретой продукции продуктивного пласта (тяжелой нефти или битума). Вертикальные наблюдательные скважины используют за контролем за состоянием разработки месторождения тяжелой нефти или битума (отбора проб, температуры, пластового давления и т.д.).
Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (продукты сгорания горючего топлива и перегретый пар) от парогазогенератора через нагнетательные скважины в продуктивный пласт тяжелой нефти или битума.
В зависимости от проницаемости продуктивного пласта подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта определяют объем нагнетаемого пара через нагнетательные скважины, при этом происходит прогревание продуктивного пласта с созданием паровой камеры.
Текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры.
В основу газовой съемки положена теория диффузии газов, поскольку для газов и отдельных молекул не существует совершенно непроницаемых веществ. Газы обладают большой подвижностью и способны проникать - диффундировать - даже через плотные металлические перегородки. Углеводороды, в том числе тяжелая нефть и битум, весьма подвижны и способны диффундировать через самые плотные породы. Количество проникающих через породы углеводородов может быть очень небольшим. Тем не менее, каждая нефтяная и газовая залежь как бы дышит, давая рассеянный поток углеводородов вокруг себя.
Известно, что проведение газовой съемки заключается в отборе проб газа (подпочвенного воздуха) или породы с последующим извлечением из нее газа с глубин 2-3 м или более (10-50 м и глубже). Точки отбора проб располагаются на исследуемой площади по профилям на расстояниях в несколько сотен метров друг от друга.
-5
-6
Полученные пробы газа анализируются с помощью газоанализаторов, позволяющих определять метан, этан, пропан и др. углеводороды, с чувствительностью 10…10%. По результатам анализов выявляют "газовые аномалии", т.е. фиксируют повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью.
Все разновидности газовой съемки основаны на определении микроконцентраций метана, этана, пропана, бутана, пентана, содержащихся в породах и подземных водах.
Для этого непосредственно над паровой камерой производят отбор проб газа (подпочвенного воздуха) или породы с последующим извлечением из нее газа, например с глубины 5-7 метров и с точками отбора проб, расположенными на исследуемой площади по профилям на расстояния 10-20 метров.
Полученные пробы газа анализируются с помощью газоанализаторов и по результатам анализов в зависимости от содержание углеводородных газов в отобранных пробах определяют текущий размер паровой камеры, ее объем и площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте.
Далее производят регулирование текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя и отбора жидкости.
Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки теплоносителя.
Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте больше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции.
Предложенный способ разработки месторождения сверхвязкой нефти позволяет снизить финансовые и материальные затраты при контроле за состоянием паровой камеры в процессе осуществлении способа за счет исключения дорогостоящих термодатчиков, а также повысить эффективность разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет повышения точности текущего размера паровой камеры и определения ее пространственного положения путем газовой съемки на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры.