[1]Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума.
[2]Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №35 от 20.11.2011), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину - с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукцией температуры 80 - 90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой к температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.
[3]Недостатками способа являются сложность строительства двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия. Строительство скважин ведется без учета толщины пласта и изменения гипсометрических отметок, что влияет на эффективность проводки горизонтальных стволов в скважине. В процессе эксплуатации происходит ограничение интервалов горизонтального ствола, тем самым снижается приток нефти к забою добывающей скважины, что ведет к недостаточной выработке продуктивного пласта.
[4]Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов (патент RU №2494240, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2013), включающий бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, причем горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья к забою, а участок нагнетательной скважины - от забоя к устью, пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя, при последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя.
[5]Недостатками способа являются низкая выработка продуктивного пласта, увеличение затрат на установку пакера при тепловом воздействии. Происходит неполный охват пласта добывающей скважиной за счет установки пакера в ней и расположения горизонтального ствола нагнетательной скважины только над средней частью добывающей скважины. При эксплуатации происходит неполная выработка продуктивного пласта. Строительство скважин ведется без учета толщины пласта и изменения гипсометрических отметок, что влияет на эффективность проводки горизонтальных стволов в скважине. В процессе эксплуатации происходит ограничение интервалов горизонтального ствола, тем самым снижается приток нефти к забою добывающей скважины.
[6]Техническими задачами предлагаемого изобретения являются увеличение притока нефти к забою добывающей скважины и повышение нефтеотдачи пласта за счет учета толщины пласта и изменения гипсометрических отметок в процессе бурения.
[7]Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, включающим бурение нагнетательной и добывающей наклонно направленных скважин навстречу друг другу с расположением нагнетательной скважины над добывающей скважиной, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины с контролем температуры.
[8]Новым является то, что строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта более 6,5 м, со стороны падения гипсометрических отметок кровли в сторону его роста бурят горизонтальный участок добывающей скважины, а восходящий участок нагнетательной скважины располагают над горизонтальным участком добывающей скважины с углом восхождения до 7°.
[9]На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием.
[10]Способ осуществляют в следующей последовательности.
[11]На основе данных разведочных скважин строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта h>6,5 м, со стороны падения гипсометрических отметок кровли 2 в сторону его роста бурят горизонтальный участок 3 добывающей скважины 4, а восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 располагают над горизонтальным участком 3 добывающей скважины 4 с углом восхождения α<7°. Скважины 4 и 6 оборудуют устройствами контроля давления и температуры (на черт, не показаны).
[12]Производят закачку расчетного объема пара в скважины 4 и 6 для возникновения гидродинамической связи между ними.
[13]Толщина пласта h>6,5 м залежи 1 позволяет разместить в пласте друг над другом горизонтальный участок 3 добывающей скважины и восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6. Восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 с углом восхождения 0<α<7° позволяет добиться восходящего потока теплоносителя к забою скважины 6, при этом незначительно уменьшить площадь горизонтальной проекции восходящего участка 5 нагнетательный скважины 6, обеспечивающую оптимальный массообмен теплоносителя - пара - из скважины 6 в пласт залежи 1.
[14]Далее в нагнетательную скважину 6 закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар. В процессе закачки теплоносителя в восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 образуется зона прогрева среды залежи 1, или «паровая камера» (на черт, не показана), которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева залежи 1. За счет восходящего ствола 5 теплоноситель интенсивно перемещается к забою нагнетательной скважины 6, откуда под действием силы Архимеда к кровле 2 пласта залежи 1, вдоль которой перемещается вверх, пар конденсируется, интенсивно передавая тепло продукции пласта. Сконденсированная горячая вода вместе продукцией залежи 1 движется к забою добывающей скважины. Так как циркуляция теплоносителя происходит как поперек восходящего участка 5 нагнетательной скважины 6, так и вдоль него, то теплообмен от теплоносителя в пласте залежи 1 происходит в более интенсивном режиме, ускоряя отбор из скважины 4 продукции пласта в промышленных масштабах, увеличивая охват пласта залежи 1 прогревом и обеспечивая увеличение выработки из единицы объема залежи 1 за счет снижения вязкости тяжелой нефти или битума, что способствует ее продвижению с применением гравитационного дренажа к горизонтальному участку 3 добывающей скважины 4, из которой производят отбор нефти.
[15]Пример конкретного выполнения.
[16]Предложенный способ разработки залежи 1 углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которого определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
[17]- глубина залегания - 148 м;
[18]- средняя общая толщина пласта - 30 м;
[19]- нефтенасыщенная толщина пласта - 20 м;
[20]- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;
[21]- начальная пластовая температура - 8°С;
[22]- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м3;
[23]- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 48140,5 мПа⋅с;
[24]- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;
[25]- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм2;
[26]- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 доли, ед.;
[27]- пластовое давление - 0,44 МПа.
[28]На основе данных исследования пробуренных разведочных скважин строят карту кровли продуктивного пласта залежи 1 и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи 1 с нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта 25 м, в сторону его роста бурят горизонтальный участок 3 добывающей скважины 4, а восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 располагают над горизонтальным участком 3 добывающей скважины 4 длиной 1000 м с углом восхождения α≈3°. Скважины 4 и 6 оборудуют устройствами контроля давления и температуры.
[29]Закачивают расчетный объем пара в скважины 4 и 6 - по 6500 м3 - пара для возникновения гидродинамической связи между ними.
[30]Далее в восходящий участок 5 нагнетательной скважины 6 закачивают пар с температурой 195°С и сухостью 0,9 доли. ед. под давлением 1,3 Мпа, объем закачиваемого пара - 130 т/сут. Прогревают часть залежи 1 до 148°С по всей длине вскрытого участка продуктивной залежи 1. Из горизонтального участка 3 добывающей скважины 4 производят отбор жидкости 160 т/сут.
[31]Предложенный способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием за счет учета толщины пласта и изменения гипсометрических отметок в процессе бурения позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,12 доли, ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 25%.
