СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМОВ
METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL OR BITUMEN POOL DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов.
Известен способ разработки залежей вязких нефтей или битумов (патент РФ №2085715, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.07.1997), включающий бурение горизонтального ствола скважины, крепление его эксплуатационной колонной, перфорацию участка эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта, прогрев и последующий подъем, и подачу в выкидную линию.
Недостатком способа является неравномерный прогрев пласта, что снижает эффективность процесса теплового вытеснения.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №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, 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. В качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.
Основными недостатками известного способа являются недостаточная эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта как по площади, так по вертикали, вследствие чего нефтеотдача не достигает высокого уровня, большие затраты времени, т.к. добыча нефти при таком способе приходится на более поздний срок разработки.
Техническими задачами являются сокращение затрат на строительство дополнительных нагнетательных скважин, повышение эффективности вытеснения вязкой нефти или битума, увеличение объема добываемой продукции, повышение темпа прогрева пласта и темпа отбора продукции за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу и более равномерного теплового воздействия на пласт, смещение добычи нефти на более ранние этапы разработки.
3
К высоковязким нефтям относятся тяжелые и битуминозные нефти с плотностью больше 0,870 кг/см (см. ГОСТ 51858-2002 г.).
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти или битумов, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.
Новым является то, что добывающие скважины бурят с подъемом забойной части в пределах пласта, а забойную часть нагнетательной скважины в пласте размещают над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя между скважинами, причем вскрытие нагнетательной скважины производят в нижней половине продуктивного пласта, а добывающей - по всей длине скважины, находящейся в продуктивном пласте, добычу продукции производят из низшей точки добывающей скважины с постоянным контролем температуры по длине вскрытого участка, разбивая этот участок на температурные зоны, при росте температуры продукции до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя между скважинами в зоне отбора, отбор переносят в сторону устья добывающей скважины в температурные зоны, где исключен прорыв теплоносителя, но с максимальной текучестью, при понижении температуры продукции в зоне отбора, отбор переносят от устья в зону с более высокой температурой.
Сущность изобретения.
Разработка залежи высоковязкой нефти или битумов характеризуется низким темпом отбора и нефтеизвлечением. В предложенном способе решается задача повышения эффективности вытеснения вязкой нефти и битума, увеличения объема добываемой продукции, повышения темпа прогрева пласта и темпа отбора продукции за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу и более равномерного теплового воздействия на пласт.
На чертеже изображен разрез в горизонтальной плоскости продуктивного пласта: 1 - горизонтальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная скважина; 3 - забойная часть горизонтальной скважины; 4 - продуктивный пласт высоковязкой нефти или битумов; 5 - насос с хвостовиком; 6 - перфорационные отверстия, 7 - зона прогрева пласта; 8 - паровая камера.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
1
2
3
1
2
3
На залежи высоковязкой нефти или битумов бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 1 с подъемом забойной части 3 в пределах пласта, не вскрывая кровли продуктивного пласта 4. Бурят вертикальную нагнетательную скважину 2 с размещением забойной части над средней частью горизонтального участка добывающей скважины 1 на расстоянии, равном 5-10 м и исключающем прорыв теплоносителя между скважинами, причем вскрытие нагнетательной скважины 2 производят в нижней половине продуктивного пласта 4. Продуктивный пласт 4 условно делят на несколько зон с разными температурными режимами t, t, t, (с разницей температур на практике в 10-15°С, что определяется периодическими замерами температуры продукции, взятой из разных участков добывающей скважины или по показаниям температурных датчиков). Отбор продукции из каждой температурной зоны t, t, t осуществляют с помощью насоса с хвостовиком 5, перемещая его с нижнего положения в сторону устья горизонтальной скважины 1.
1
1
1
2
Выработку пласта начинают с нижней части. В добывающую скважину 1 спускают насос с хвостовиком 5. Закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину 2. В качестве теплоносителя применяется пар, горячая вода и т.д. Прогревают часть пласта до 100°С - 110°С с температурным режимом t и производят постоянный контроль температуры по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 4. В области забоя нагнетательной скважины 2 образуется зона прогрева 7 скважинной среды. В процессе прогрева пласта вязкость нефти снижается, начинают отбор продукции скважины. Отбор производится из нижней части пласта 4 с температурной зоной t. По мере отбора пластовое давление снижается, в результате чего пласт легче прогревается в зоне отбора. Прогрев пласта производят до момента достижения температуры продукции до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя (до 90°С) между скважинами в зоне отбора t. При дальнейшем росте температуры отбор переносят в сторону устья добывающей скважины в температурную зону t, где исключен прорыв теплоносителя. Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне.
При этом в нижней части горизонтальной скважины 1 образуется гидрозатвор, препятствующий подъему газового потока в устьевую часть горизонтальной скважины и способствующий поддержанию постоянного уровня жидкости подтоком жидкости меньших температур из забойной части 3 горизонтальной скважины 1 и контролю за температурой прорыва теплоносителя между скважинами в зоне отбора. В результате часть прогретой жидкости поднимается по стволу добывающей скважины и происходит дополнительный прогрев пласта, а жидкость меньших температур из забойной части 3 добывающей скважины 1, поступая в нижнюю часть скважины, способствует снижению температуры в зоне отбора. При понижении температуры продукции в зоне отбора отбор переносят от устья в зону с более высокой температурой. По мере прогрева всего пласта из-за меньшего удельного веса пар продвигается по пласту и в кровельной части продуктивного пласта 4 образуется паровая камера 8, прогревая верхнюю часть продуктивного пласта. За счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть пласта и отбирается через горизонтальную скважину 1. В результате на забое горизонтальной скважины 1 создается разрежение, что способствует лучшему продвижению продукции скважины к зоне отбора и упрощает контроль регулирования температуры прогрева пласта в зоне отбора. Отбор продукции ведут до полной выработки пласта 4.
Пример конкретного выполнения.
2
3
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 25-40 м и с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,4 мкм, плотностью нефти - 956 кг/м и вязкостью - 500 мПа·с.
1
2
3
На залежи высоковязкой нефти или битумов бурят одну добывающую горизонтальную скважину 1 с подъемом забойной части 3 в пределах пласта, не вскрывая кровли продуктивного пласта 4. Бурят вертикальную нагнетательную скважину 2 с размещением забойной части над средней частью горизонтального участка добывающей скважины 1 на расстоянии 8 м, исключающем прорыв теплоносителя между скважинами и на расстоянии 60 м от забойной части горизонтальной скважины, причем вскрытие нагнетательной скважины 2 производят в нижней половине продуктивного пласта 4. Продуктивный пласт 4 условно делят на несколько зон с разными температурными режимами t, t, t (с разницей температур на практике в 10-15°С, что определяется периодическими замерами температуры продукции, взятой из разных участков добывающей скважины, или по показаниям температурных датчиков).
1
1
1
2
2
2
3
2
Вырабатывают нижнюю часть продуктивного пласта 4. Закачивают перегретый пар под давлением 2,1 МПа в нагнетательную скважину 2. Прогревают зону t до 110°С. Спускают насос с хвостовиком 5 в нижнюю зону t и отбирают продукцию скважины. При росте температуры продукции до 120°С в зоне отбора t отбор переносят в сторону устья добывающей скважины в зону t с температурой 80°С, где исключен прорыв теплоносителя. При росте температуры продукции в зоне отбора t выше 80°С и снижении температуры пласта в зоне 1 благодаря подтоку холодной жидкости из забойной части 3 добывающей скважины 1 отбор переносят в нижнюю часть пласта 5. При снижении температуры в зоне t поднимают насос и производят отбор продукции в этой зоне до 115°С. Далее отбор переносят в сторону устья добывающей скважины в зону t с температурой 85°С, где исключен прорыв теплоносителя. При этом в нижней части горизонтальной скважины 1 сохраняется постоянный уровень. При понижении температуры продукции ниже 60°С в зоне отбора отбор переносят от устья в зону t с более высокой температурой. Отбор продукции ведут до полной выработки пласта 4.
Благодаря подаче теплоносителя в вертикальную нагнетательную скважину 2 увеличивается охват пласта 4 воздействием, пласт равномерно вырабатывается по площади и вертикали и, как результат, повышается нефтеизвлечение. Благодаря такому размещению скважин и подъему забойной части горизонтальной скважины в пределах пласта снижаются затраты на строительство скважин и отсутствует необходимость в перераспределении газового потока. Темп отбора высоковязкой нефти за счет ускорения прогрева пласта увеличивается с 2,5% до 6,5% от извлекаемых запасов, затраты теплоносителя уменьшились на 35% по сравнению с прототипом.
Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,65. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 30%, увеличилось время работы скважин до достижения предельной обводненности, дополнительная добыча нефти составила 200 тыс. т нефти.
Разработка залежи битумной нефти и механизм проведения теплового воздействия производятся аналогично разработке залежи высоковязкой нефти.
Применение предложенного способа позволит снизить затраты на строительство дополнительных нагнетательных скважин, повысить эффективность вытеснения вязкой нефти или битума, увеличить объем добываемой продукции, повысить темп прогрева пласта и темп отбора продукции за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу и равномерного теплового воздействия на пласт, приблизить добычу нефти на более ранние этапы разработки.