[1]Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи битуминозной нефти.
[2]Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти при тепловом воздействии (патент RU №2425969, МПК Е21В 43/24, опубл. в 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.
[3]Недостатками способа являются технологическая сложность его реализации, в частности сложность навигации при бурении второго ствола (риск пересечения стволов горизонтальных скважин), а также удорожание строительства ввиду необходимости возведения двух буровых площадок. Кроме того, отсутствие исследований по вязкости нефти повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения и снижения эффективности работы скважин ввиду расположения горизонтального ствола добывающей скважины в зоне с повышенным значением вязкости пластовой нефти.
[4]Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, бюл. №2), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Согласно изобретению окончания колонн НКТ располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин.
[5]Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. С учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.
[6]Недостатком способа является отсутствие исследований по вязкости нефти, что повышает вероятность увеличения паронефтяного отношения и снижения эффективности работы скважин ввиду расположения горизонтального ствола добывающей скважины в зоне с повышенным значением вязкости пластовой нефти. Кроме того, расположение горизонтального ствола добывающей скважины в зоне с повышенной вязкостью нефти может потребовать выполнения повторного бурения горизонтальных скважин выше по разрезу, что увеличит стоимость строительства пары скважин.
[7]Техническими задачами способа разработки залежи битуминозной нефти являются снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, а также экономия средств на начальный прогрев, увеличение добычи нефти в начальный период разработки и снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти за счет исследований по вязкости и размещения скважин в необходимом интервале пласта также по вязкости.
[8]Технические задачи решаются способом разработки месторождения битуминозной нефти, включающим строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами НКТ, позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю скважину по НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины.
[9]Новым является то, что предварительно проводят исследование залежи на определение пластов с вертикально неоднородной по вязкости продукции структурой, определяют среднюю вязкость продукции пласта на выбранном для строительства скважин участке залежи и зоны пласта с вязкостью, превышающей среднюю в 1,2 и более раза, выше этой зоны, но не ближе 8-10 м от кровли пласта и не ближе 1-3 м от водонефтяного контакта - ВНК или подошвы пласта строят горизонтальную добывающую скважину.
[10]На фиг.1 изображена схема реализации способа.
[11]На фиг.2 изображен график вязкости битуминозной нефти в пласте в зависимости от расстояния от кровли пласта.
[12]Способ разработки залежи битуминозной нефти включает предварительное изучение пласта 1 залежи геофизическими исследованиями или исследованиями керна, направленными на измерение параметра вязкости по стволу горизонтальных или вертикальных скважин (на фиг. 1 не показаны), ранее пробуренных или пробуренных специально для целей определения вязкости и свойств пласта 1. При выявлении пластов 1 с вертикально неоднородной по вязкости структурой по полученным из геофизических исследований или исследований керна данным определяется среднеарифметическая либо средневзвешенная по толщине или объему динамическая вязкость (средняя вязкость), выделяются области пласта 1 с повышенной вязкостью (где вязкость битуминозной нефти выше средней вязкости более чем в 1,2 раза). При увеличении вязкости битуминозной нефти к подошве 2 пласта 1 выделяется граница повышенной вязкости 3, ниже которой располагается область пласта с повышенной вязкостью. Далее в пласте 1 залежи с неоднородной по вязкости структурой битуминозной нефти производят строительство пары горизонтальных верхней 4 и нижней 5 скважин. Горизонтальные участки скважин 4 и 5 размещают один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта 1 выше водонефтяного (водобитумного) контакта ВНК (ВБК) 6, который выделяют при наличии водонасыщенной области у подошвы 6 пласта 1, ниже которой располагается водонасыщенная область. Нижнюю горизонтальную добывающую скважину 5 располагают выше выделенной границы по вязкости 3 и не ближе уровня ВНК 6 на 1-3 м или подошвы 2 пласта 1 (если ВНК 6 отсутствует), но не ближе 8-10 м от кровли 7 пласта 1. Расстояние от горизонтальной нижней скважины 5 до горизонтальной верхней скважины 4 должно быть не менее 4 м. Закачкой пара через НКТ (на фиг. 1 не показано) в горизонтальные
[13]верхнюю 4 и нижнюю 5 скважины добиваются прогрева межскважинной зоны продуктивного пласта 1 и получения гидродинамической связи между скважинами 4 и 5. Затем скважины 4 и 5 оставляют на термокапиллярную пропитку для снижения температуры в призабойной зоне нижней горизонтальной скважины 5 до значения, допускающего работу глубинного оборудования. После этого в верхнюю горизонтальную скважину 4 закачивают пар, переводя под добычу нижнюю горизонтальную скважину 5.
[14]Пример конкретного выполнения
[15]Предложенный способ разработки залежи битуминозной нефти был рассмотрен на Нижне-Кармальском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:
[16]- средняя общая толщина пласта - 32,4 м;
[17]- нефтенасыщенная толщина пласта - 30,8 м;
[18]- глубина залегания пласта (до кровли) - 190 м;
[19]- значение начального пластового давления - 0,73 МПа;
[20]- начальная пластовая температура - 8°C;
[21]- плотность битума в пластовых условиях - 0,98 т/м3;
[22]- коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 51270 мПа⋅с;
[23]- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,6 мПа⋅с;
[24]- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,1 мкм2;
[25]- значение средней пористости по керну в пласте - 0,31 д. ед.
[26]В нефтенасыщенном пласте 1 по исследованиям керна определили изменение вязкости нефти в зависимости от расстояния по вертикали от кровли 7 пласта 1 (изменение изображено на фиг. 2, где I - вязкость по исследованиям керна, II - график изменения вязкости в зависимости от расстояния по вертикали от кровли пласта, III - граница повышенной вязкости). Затем определили средневзвешенную по толщине вязкость по залежи, она составила 51270 мПа⋅с. Определили границу повышенной вязкости 3 (фиг. 1) (расстояние по вертикали 25,8 м от кровли 7 пласта 1), ниже которой вязкость в 2 раза выше средней по залежи (102540 мПа⋅с). Граница 3 расположена на расстоянии 5 м выше уровня ВНК 6 (соответственно уровень ВНК на расстоянии 30,8 м от кровли 7 пласта 1). На расстоянии 6 м от уровня ВНК 6 (24,8 м от кровли 7 пласта 1) расположили нижнюю горизонтальную скважину 5 с длиной горизонтального участка 600 м. Над нижней горизонтальной скважиной 5 на расстоянии 4,7 м расположили верхнюю горизонтальную скважину 4 также с длиной горизонтального участка 600 м (20,1 м от кровли 7 пласта 1). После обустройства верхней и нижней горизонтальных скважин 4 и 5 в них закачивался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед., давление нагнетания - 12 атм (1,2 МПа). После закачки расчетного объема пара (10,3 тыс. т) - закачку в скважины 4 и 5 приостановили и оставили их на термокапиллярную пропитку в течение 27 дней. При достижении в нижней горизонтальной скважине 5 температуры 110°C верхнюю горизонтальную скважину 4 перевели под закачку пара, а нижнюю горизонтальную скважину 5 - под добычу нефти.
[27]Были просчитаны параметры представленного способа, а также способа по прототипу на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение времени достижения промышленного притока нефти (выше 15 т/сут) на 1,5 года (2 года - по прототипу, 0,5 лет - по представленному способу), увеличение темпа выработки от текущих извлекаемых запасов на 15% за весь срок разработки (7,65% - по прототипу, 9% - по предложенному способу), увеличение экономической эффективности работы скважин на 13%, уменьшение удельной закачки пара на 1 т добытой нефти (4,0 т/т - по прототипу, 3,5 т/т - по предложенному способу).
[28]Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, экономия средств на начальный прогрев, увеличение добычи нефти в начальный период разработки и снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти.
