[1]Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии.
[2]Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2322576, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №11 от 20.04.2008), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте, размещение в полости скважины поршня с силовыми тягами, которые на устьях скважины соединены с приводным узлом, причем поршень выполнен с возможностью реверсивного движения в скважине, дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивают отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах, с обеих сторон поршня устанавливают глубинные датчики для контроля температуры и давления в процессе отбора продукции из добывающей скважины.
[3]Недостатками способа являются большая обводненность продукции из-за прорыва воды из нижележащего водоносного пласта в добывающую скважину, снижение пластового давления, затрудненный подъем жидкости на поверхность.
[4]Также известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии (патент РФ №2425969, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №11 от 10.08.2011), включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, в котором горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт.
[5]Недостатками способа являются сложность регулирования самого процесса горения, а также потери углеводородов при его реализации.
[6]Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии (патент РФ №2527051, МПК Е21В 43/24, Е21В 33/138, опубл. Бюл. №24 от 27.08.2014) включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.
[7]Недостатками способа является неравномерно формирование и расширения паровой камеры, за счет снижения объемов над изолированным участком. Изоляция смежных участков снижает охват пласта воздействием, что приводит к снижению дебита нефти и конечному извлечению нефти. Сложность применения метода на горизонтальных нагнетательных скважинах с обводненными интервалами, приводящее к большим затратам на прогрев пласта.
[8]Техническими задачами данного способа являются повышение нефтеотдачи, снижение обводненности продукции, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.
[9]Технические задачи решаются способом разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, по геофизическим исследованиям определение нефтенасыщенности в зоне добывающей скважины, в зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачку водонепроницаемого состава, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.
[10]Новым является то, что в нагнетательной и добывающей скважинах по геофизическим исследованиям определяют интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью, в которые закачивают водонепроницаемый состав с запасом 2 м с каждой стороны через нагнетательную и добывающую скважины, причем в качестве водонепроницаемого состава используют гелеобразующие термостойкие составы, после технологической выдержки для схватывания водонепроницаемого состава, но до закачки пара стволы нагнетательной и добывающей скважин освобождают от остатков этого состава.
[11]На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины.
[12]Способ реализуется в следующей последовательности.
[13]В подошве продуктивном пласте 1 бурят одноустьевую или двухустьевую (не показана) горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор продукции на расстоянии от уровня водонефтяного контакта (ВНК) как минимум 2-3 м. Далее бурят в одном направлении над добывающей скважиной 2 на расстоянии 5-7 м горизонтальную нагнетательную скважину 3, через которую будет производиться закачка теплоносителя, например - пара.
[14]В горизонтальной добывающей и нагнетательной скважинах 2 и 3 проводятся геофизические исследования, определяется пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. По параметру "нефтенасыщенность" учитываются зональные неоднородности. Исходя из данных исследований относительных фазовых проницаемостей по кернам, определяется критическая нефтенасыщенность, при которой будет наблюдаться поступление высокообводненной продукции. Выделяются интервалы 4 в скважинах, в которых нефтенасыщенность ниже установленного критического значения (определяется эмпирически). Производят закачку через нагнетательную скважину 3 в данные интервалы гелеобразующий термостойкий состав. После технологической выдержки для схватывания водонепроницаемого состава горизонтальные участки стволов нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин освобождают от этого состава, удаляя остатки 5 (например, бурением, размыванием через гидромониторные насадки, выдавливанием на забой и т.п.). Производят закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 3 и осуществляют после прогрева пласта 1 отбор продукции из добывающей скважины 2. Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2.
[15]Изоляция интервалов 4 до закачки пара, через которые проходит добывающая и нагнетательная скважины 2 и 3, позволит снизить обводненность продукции и тем самым рационально использовать внутрипластовое давление в залежи, а также избежать снижения температуры в стволе скважины 2, что позволяет облегчить подъем продукции пласта 1 на поверхность из-за невысокой вязкости, уменьшить объемы закачки вытесняющего агента и увеличить площадь охвата воздействием.
[16]Пример конкретного выполнения.
[17]Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
[18]- глубина залегания - 148 м;
[19]- средняя общая толщина пласта - 30 м;
[20]- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;
[21]- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;
[22]- начальная пластовая температура - 8°С;
[23]- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м3;
[24]- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 480140,5 мПа⋅с;
[25]- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;
[26]- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм2;
[27]- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.;
[28]Выше уровня ВНК на 2 м в продуктивном пласте 1 (см. чертеж) бурят горизонтальную добывающую скважину 2 длиной горизонтального участка 250 м, через который пойдет отбор и контроль продукции. Далее бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной 260 м, через которую будет производиться закачка пара. Расстояние между горизонтальными участками скважин 2 и 3 в среднем составило 5 м. По горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважинах проводят геофизические исследования, определяется пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. По параметру "нефтенасыщенность" учитываются зональные неоднородности. Исходя из данных исследований относительных фазовых проницаемостей по кернам, критическая нефтенасыщенность составила 0,35 д. ед. Был выделен один интервал 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважинах, в которых нефтенасыщенность ниже установленного критического значения:
[29]Для добывающей скважины 2 интервал 4 составил: 101,0-105,6 м (средняя нефтенасыщенность интервала 0,38 д. ед.).
[30]Для нагнетательной скважины 3 интервал 4 составил: 133,4-140,6 м (средняя нефтенасыщенность интервала 0,36 д. ед.).
[31]Производится обработка данных интервалов 4 через скважины 2 и 3 водорастворимым полиакриламидом (ПАА) ДР9-8177 с запасом 2 м с каждой стороны. В результате были изолированы интервалы:
[32]- для добывающей скважины 2 интервал 4 составил: 99,0-107,6 м;
[33]- для нагнетательной скважины 3 интервал 4 составил: 131,4-142,6 м.
[34]После технологической выдержки (24 ч) для состава горизонтальные участки стволов нагнетательной 3 и добывающих 2 скважин освобождают от остатков 5 состава - размыванием через гидромониторные насадки.
[35]Производят закачку пара по всему стволу горизонтальной нагнетательной скважины 3 температурой 210°С, сухостью 0,8 д. ед. в объеме 10000 тон до достижения температуры добываемой продукции пласта 1, до создания текучести высоковязкой нефти к забою добывающей скважины. После чего объем закачки пара снижают во избежание прорыва его в добывающую скважину 2 и для поддержания "паровой подушки".
[36]Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до полной выработки прогретой зоны пласта 1.
[37]Благодаря данному способу разработки залежи высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии повышается нефтеотдача пласта, снижается обводненность продукции на 15%, уменьшаются объемы закачки вытесняющего агента на 12%, поддерживается пластовое давление, а также не снижается температура пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность.
[38]Изоляция водонасыщенных интервалов до закачки пара, через которые проходит добывающая и нагнетательная скважины, позволит снизить обводненность продукции и тем самым рационально использовать внутрипластовое давление в залежи, а также избежать снижения температуры в стволе добывающей скважины, что позволяет облегчить подъем продукции пласта на поверхность из-за невысокой вязкости, уменьшить объемы закачки вытесняющего агента и увеличить площадь охвата воздействием.
