[1]Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума.
[2]Известен способ разработки залежи вязкой нефти и битума (патент RU №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 (добываемой продукции пласта) на поверхность. Невозможность проводить исследования месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, так как прорыв в газовую шапку будет приводить к большой потере теплоносителя и значительным экономическим затратам.
[4]Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума при тепловом воздействии (патент RU №2425969, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 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 контроля и регулирования самого процесса теплового воздействия, а также потери углеводородов при его реализации; невозможность проводить исследования месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, так как прорыв в газовую шапку будет приводить к большой потере теплоносителя и значительным экономическим затратам.
[6]Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006). Способ включает строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и параллельно ей построенную нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар в малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давления раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.
[7]Недостатки этого способа - невозможность исследования месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что приведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку.
[8]Техническими задачами способа разработки залежей битуминозной нефти являются расширение функциональных возможностей за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН).
[9]Технические задачи решаются способом разработки залежи битуминозной нефти, включающим строительство добывающей и нагнетательной скважин с горизонтальными участками, располагаемыми друг над другом в продуктивном пласте залежи, нагнетание водяного пара в обе скважины до создания проницаемой зоны между горизонтальными участками, нагнетание водяного пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.
[10]Новым является то, что до начала строительства производят исследования залежи для выделения участков с наличием газовых шапок, горизонтальные участки скважин располагают ниже газовой шапки, при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления, причем закачку пара в обе скважины, а потом в нагнетательную скважину производят при давлении, не превышающем давления в газовой шапке.
[11]На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти.
[12]Способ реализуется в следующей последовательности.
[13]Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2 при помощи промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Производят строительство пар расположенных друг над другом добывающих 3 и нагнетательных 4 скважин с соответствующими горизонтальными участками 5 и 6. Горизонтальные участки 5 и 6 скважин 3 и 4 располагают ниже газовой шапки 2. При строительстве в скважинах располагают устройства 7 контроля давления и температуры. Производят закачку теплоносителя через колонну труб 8 верхних нагнетательных скважин 4 и нижних добывающих 3 скважин с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры 9. Производят закачку в нагнетательную 4 и добывающую 5 скважины при давлении в призабойной зоне скважин 4 и 5 меньше (например, на 10-15%), чем давление в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносного продуктивного пласта 1 залежи в газовую шапку 2. Создают гидродинамическую связь между горизонтальными участками 5 и 6 скважин 3 и 4. После создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4 производят отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 3 и контроль за состоянием паровой камеры 9, при помощи наблюдательных скважин (не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 6 добывающей скважины 3 с определением зон наименьшего прогрева (не показаны). При превышении температуры в добывающей скважине, выше допустимой температуры для отбирающего глубинно-насосного оборудования (не показаны), которую определяют устройством контроля 7 давления и температуры, приводящей к прорыву пара к забою добывающей скважины 3, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 4 снижают. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Закачку пара производят при давлении в нагнетательной скважине 4 меньшем, чем давление в газовой шапке 2. Пример конкретного выполнения.
[14]Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
[15]- глубина залегания - 150 м;
[16]- средняя общая толщина пласта - 31 м;
[17]- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;
[18]- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;
[19]- начальная пластовая температура - 8°С;
[20]- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м3;
[21]- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 480140,5 мПа⋅с;
[22]- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;
[23]- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм2;
[24]- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.;
[25]- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;
[26]- давление в газовой шапке - 0,9 МПа.
[27]Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 70%. Расположили добывающую скважину в нефтяной залежи 1. Над добывающей скважиной 2 на расстоянии 5 м расположили нагнетательную скважину 3 с соответствующими горизонтальными участками 5 и 6. Добывающую скважину оборудовали устройством контроля температуры и давления 7. Горизонтальный участок 5 скважины 4 расположили ниже газовой шапки 2 на 4 м. После обустройства добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин через колонну труб 8 нагнетательной скважины 3 производили закачку рабочего агента в объеме 5 тыс.т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед. Также производили закачку пара через добывающую скважину 3 для создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4. После прогрева призабойной зоны горизонтальной нагнетательной скважины 3 горизонтальная добывающая скважина 2 была введена в добычу, а горизонтальная нагнетательная скважина 3 - под постоянную закачку для создания паровой камеры 9.
[28]При повышении температуры до 120°С в добывающей скважине 2 объем закачиваемого пара снизили на 20,5% во избежание прорыва пара к добывающей скважине и для поддержания паровой камеры, контролируя с помощью устройства 7 контроля давления и температуры. Тепло от пара снизило вязкость тяжелой нефти, что способствовало ее продвижению к горизонтальному стволу 6 добывающей скважины 3. Производили закачку из горизонтальной части 5 нагнетательной скважины 4 при давлении в призабойной зоне нагнетательной скважине 3 меньшем на 12,7%, чем давление (0,9 МПа) в газовой шапке 2, не допуская утечку закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1.
[29]При исследовании выявлены преимущества способа перед прототипом: снижение неэффективной закачки пара в 3,6 раза по отношению к прототипу, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 12%, уменьшение вероятности прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 7,6%.
[30]Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,12 дол. единиц, увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 25%.
[31]Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его эффективность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья, для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.
[32]Предлагаемый способ разработки залежи битуминозной нефти позволяет расширить функциональные возможности за счет применения на залежах с наличием газовых шапок и снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.
