Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов включает бурение с поверхности земли горизонтальных и вертикальных скважин на площади разрабатываемого участка, закачку теплоносителя в скважины и отбор жидкости. Причем горизонтальные скважины бурят со стороны границ нефтеносности разрабатываемого месторождения в направлении площади смежного участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии. При этом горизонтальные стволы скважин бурят пологонаклонными в интервале нефтяного пласта и соединяют забои скважин с внутренним пространством буровой галереи, расположенной в нижней части нефтяного пласта. Проводят термометрию пласта по каждому пологонаклонному стволу горизонтальной скважины. По ее результатам определяют на площади разрабатываемого участка линию температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации. Разделяют площадь разрабатываемого участка на две зоны: внутреннюю прогретую зону, ограниченную контуром участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, и линией температуры текучести нефти, и внешнюю непрогретую зону, ограниченную линией температуры текучести нефти и линией, соответствующей "пяткам" горизонтальных скважин. При этом в каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину и располагают

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам теплового воздействия на нефтяной пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей или природных битумов термошахтным способом.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов, включающий бурение с поверхности земли вертикальных скважин, закачку теплоносителя и отбор жидкости с использованием старых подземных скважин, пробуренных при шахтной разработке месторождения на естественном режиме (см. патент РФ №2143060 от 10.04.1998, опубл. 20.12.1999, МПК: E21B 43/24).

Однако известный способ, обеспечивая использование старых подземных скважин для сокращения затрат на разработку месторождения, предназначен только для разработки нижней части нефтяного пласта под старой буровой галереей.

Также известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов, включающий бурение с поверхности земли горизонтальных и вертикальных скважин, закачку теплоносителя и отбор нефти. Горизонтальные скважины проводят вблизи или пересекают забои ярусов старых подземных скважин, а вертикальные скважины бурят вблизи забоев горизонтальных скважин. Способ предусматривает использование старых подземных скважин для прогрева нефтяного пласта для сокращения затрат на разработку месторождения (см. патент РФ №2197608 от 19.03.2001, опубл. 27.01.2003, МПК: E21B 43/24).

Однако известный способ, также обеспечивая использование старых подземных скважин для сокращения затрат на разработку месторождения, предназначен только для разработки нижней части нефтяного пласта под старой буровой галереей.

Задачей заявляемого способа является повышение эффективности разработки месторождения за счет сокращения затрат на проходку и эксплуатацию буровых галерей при разработке новых участков месторождения, смежных с участками, ранее отработанными или находящимися в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии путем использования буровых галерей этих участков.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе разработки месторождения высоковязкой нефти или природных битумов, осуществляют бурение с поверхности земли горизонтальных и вертикальных скважин на площади разрабатываемого участка, закачку теплоносителя в скважины и отбор жидкости.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- горизонтальные скважины бурят со стороны границ нефтеносности разрабатываемого месторождения в направлении площади смежного участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии, при этом горизонтальные стволы скважин бурят пологонаклонными в интервале нефтяного пласта и соединяют забои скважин с внутренним пространством буровой галереи, расположенной в нижней части нефтяного пласта;

- проводят термометрию пласта по каждому пологонаклонному стволу горизонтальной скважины и по ее результатам определяют на площади разрабатываемого участка линию температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации;

- разделяют площадь разрабатываемого участка на две зоны: внутреннюю прогретую зону, ограниченную контуром участка, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, и линией температуры текучести нефти, и внешнюю непрогретую зону, ограниченную линией температуры текучести нефти и линией, соответствующей "пяткам" горизонтальных скважин;

- в каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину и располагают ее на линии температуры текучести нефти;

- определяют приемистость каждой вертикальной скважины по показаниям расходомеров путем закачки теплоносителя в каждую скважину и выявляют скважины с отсутствием приемистости;

- осуществляют прогрев скважин с отсутствием приемистости путем циркуляции теплоносителя в скважине до достижения ими средней приемистости по участку;

- одновременно ведут постоянную закачку теплоносителя во все вертикальные и горизонтальные скважины, при этом обеспечивают превышение давления теплоносителя на устьях вертикальных скважин над давлением теплоносителя на устьях горизонтальных скважин и одновременно осуществляют отбор жидкости через забои горизонтальных скважин, расположенных в полости буровой галереи;

- контролируют температуру добываемой жидкости на забоях горизонтальных скважин, поддерживая ее на уровне 90°C путем регулирования расхода теплоносителя в вертикальные и горизонтальные скважины, сохраняя разницу давлений на устьях горизонтальных и вертикальных скважин;

- эксплуатацию участка ведут до запланированного коэффициента нефтеотдачи пласта.

Указанная совокупность существенных признаков позволяет повысить эффективность разработки новых участков месторождений, смежных с участками, ранее отработанными или находящимися в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии за счет сокращения затрат на проходку и эксплуатацию новых дорогостоящих буровых галерей и полезного использования существующих буровых галерей, расположенных в нижней части нефтяного пласта, для отбора добываемой жидкости путем соединения их внутреннего пространства с забоями вновь пробуренных горизонтальных скважин с пологонаклонными стволами, проходящими по площади вновь вводимого участка, и используемых одновременно как для нагнетания теплоносителя, так и для отбора добываемой жидкости, то есть являющихся одновременно нагнетательно-добывающими скважинами. При этом взаимосвязанное расположение горизонтальных нагнетательно-добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин позволяет равномерно охватить тепловым воздействием всю площадь разрабатываемого участка и создать благоприятные условия для его оптимального разогрева за счет теплопроводности и частичного проникновения теплоносителя в нефтяной пласт по трещинам и межслоевым контактам, а также полезного использования ранее частично прогретой зоны нефтяного пласта, температура которой может повышаться, на основании практических данных, на 30-32°C на расстояние до 120 метров от границ отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки участка за 12 лет его разработки.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг. 1 изображена схема разрабатываемого участка с кольцевой буровой галереей, расположенной в нижней части нефтяного пласта, вариант, когда между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину и располагают ее на линии температуры текучести нефти, разрез 1-1; На фиг. 2 - схема этого же участка в плане. На фиг. 3 изображена схема разрабатываемого участка с кольцевой буровой галереей, расположенной в нижней части нефтяного пласта, вариант, когда между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли несколько вертикальных скважин, например 3, причем одну из них располагают на линии температуры текучести нефти, разрез 1-1; На фиг. 4 - схема этого же участка в плане. На фиг. 5 изображена в плане схема разрабатываемого участка с буровой галереей, расположенной в нижней части нефтяного пласта, в виде панели, вариант, когда между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин во внешней непрогретой зоне бурят с поверхности земли несколько вертикальных скважин, причем одну из них располагают на линии температуры текучести нефти; На фиг. 6 изображена в плане схема размещения забоев горизонтальных скважин в кольцевой буровой галерее.

В дальнейшем при описании способа вместо термина "теплоноситель" будет использован термин "пар".

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу производят в следующей последовательности.

С поверхности земли со стороны границ нефтеносности разрабатываемого месторождения в направлении площади смежного участка 1, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии бурят горизонтальные скважины 2, при этом горизонтальные стволы скважин бурят пологонаклонными в интервале нефтяного пласта (позицией не показан) и соединяют забои горизонтальных скважин 2 с внутренним пространством буровой галереи 3, расположенной в нижней части нефтяного пласта. Если смежный участок 1 находится на завершающей стадии разработки, то его разработка продолжается по принятой технологии и буровые галереи используют в рабочем режиме. На устье каждой скважины устанавливают устьевую арматуру и расходомер (позицией не показаны). Пригалерейные интервалы горизонтальных скважин 2 обсаживают обсадной колонной (позицией не показано) и оборудуют забой каждой горизонтальной скважины устьевой арматурой 4 для подземных добывающих скважин (см. фиг. 6). Расстояния между горизонтальными скважинами выбирают равным расстоянию между паронагнетательными скважинами, принятыми для смежного участка 1, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии. В случае использования кольцевой буровой галереи пологонаклонные стволы в интервале нефтяного пласта разрабатываемого участка располагают в плане параллельно друг другу, а в площади отработанного участка 1 их сводят к кольцевой буровой галерее 3 (см. фиг. 1-4). При конфигурации буровой галереи в виде панели пологонаклонные стволы в интервале нефтяного пласта прокладывают параллельными друг другу по всей длине (см. фиг. 5). Проводят термометрию пласта по каждому пологонаклонному стволу скважины 2 и по ее результатам определяют на площади разрабатываемого участка линию 5 температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации. Разделяют площадь разрабатываемого участка на две зоны: внутреннюю прогретую зону 6, ограниченную контуром 7 участка 1, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, и линией 5 температуры текучести нефти, и внешнюю непрогретую зону 8, ограниченную линией 5 температуры текучести нефти и линией 9, соответствующей "пяткам" 10 горизонтальных скважин с пологонаклонными стволами. "Пятку" горизонтальной скважины 2 образует участок перехода вертикального ствола скважины в горизонтальный ствол. В каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин 2 во внешней непрогретой зоне 8 бурят с поверхности земли, по крайней мере, одну вертикальную нагнетательную скважину 11 и располагают ее на линии 5 температуры текучести нефти (см. фиг. 1-2). На каждой скважине 11 устанавливают устьевую арматуру и расходомер (позицией не показано). При увеличении размеров разрабатываемого участка в каждом промежутке между пологонаклонными стволами горизонтальных скважин 2 во внешней непрогретой зоне 8 бурят с поверхности земли необходимое расчетное количество вертикальных нагнетательных скважин 11, при этом одну из вертикальных нагнетательных скважин 11 располагают на линии 5 температуры текучести нефти. Расстояния между скважинами 11 выбирают равными расстоянию между паронагнетательными скважинами, принятыми для смежного участка 1, отработанного или находящегося в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии. Определяют приемистость каждой вертикальной нагнетательной скважины 11 с помощью расходомера путем закачки пара в каждую скважину и выявляют скважины с отсутствием приемистости. Наличие приемистости в скважинах 11 определяют в процессе закачки пара по показаниям расходомеров. Например, если при давлении пара на устье скважины, равном 10-12 кг/см², в течение суток расход пара по показанию расходомера не превысил четырех тонн, соответствующих весу конденсата при заполнении им скважины от забоя до устья при глубине скважины 220 метров, то приемистость пласта в этой скважине при таких параметрах отсутствует. Скважины 11 с наличием приемистости снабжают паронагнетательными колоннами с пакером, расположенным в кровле нефтеносного пласта. Скважины 11 с отсутствием приемистости снабжают паронагнетательными колоннами без пакера. Осуществляют прогрев скважин с отсутствием приемистости путем циркуляции пара в скважине по паронагнетательной колонне через затрубное пространство на поверхность, например, в барботажную емкость, создавая благоприятные условия для разогрева нефтяного пласта за счет теплопроводности до достижения скважинами средней приемистости по участку. Одновременно ведут постоянную закачку пара во все вертикальные и горизонтальные скважины, при этом обеспечивают превышение давления пара на устьях вертикальных скважин над давлением пара на устьях горизонтальных скважин и одновременно осуществляют отбор жидкости через забои горизонтальных скважин, расположенных в полости буровой галереи. Контролируют температуру добываемой жидкости на забоях горизонтальных скважин, поддерживая ее на уровне 90°C путем регулирования расхода теплоносителя в вертикальные и горизонтальные скважины, сохраняя разницу давлений на устьях горизонтальных и вертикальных скважин, при этом при достижении температуры жидкости свыше 90°C темп закачки теплоносителя во все вертикальные и горизонтальные скважины снижают, а при снижении температуры добываемой жидкости ниже 90°C темп нагнетания теплоносителя повышают, сохраняя разницу давлений на устьях горизонтальных и вертикальных скважин. Эксплуатацию участка ведут до запланированного коэффициента нефтеотдачи пласта.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, разрабатываемом по термошахтной технологии, в частности, на площади прилегающей к участку уклонного блока 4Т-4 нефтешахты №3. Залежь представлена терригенными неоднородными трещиновато-пористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 26 м, с температурой 6-8°C, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм², вязкостью нефти 12 Па·с. Участок уклонного блока 4Т-4 залежи ранее разрабатывался шахтным способом на естественном режиме истощения пласта по ухтинской и уклонно-скважинной системам. Далее разработка участка уклонного блока 4Т-4 осуществлялась по термошахтной технологии, эксплуатация велась в течение 8 лет по подземно-поверхностной системе разработки. Площадь участка составляет 17,3 га, имеет прямоугольную форму и дренируется добывающими скважинами в количестве 90 штук и средней длиной 250 метров. Пар закачивают через 12 вертикальных паронагнетательных скважин. Среднее расстояние между паронагентательными скважинами составляет 80 м. По состоянию на 01.01.2015 г. коэффициент извлечения нефти (КИН) по блоку составляет 0,43 д.ед. Планируется, что блок будет эксплуатироваться еще в течение 2-х лет до КИН на уровне 0,53 д.ед. Участок блока 4Т-4 располагается на северной границе отрабатываемых по термошахтной технологии площадей шахтного поля №3. С южной стороны участок граничит с разрабатываемым участком 4Т-2, с восточной стороны - с шахтным полем №1, с западной и северной стороны - с участками неохваченными термошахтной технологией.

Для реализации заявленного способа с северной стороны с поверхности земли в направлении круговой буровой галереи 3, расположенной в нижней части нефтяного пласта уклонного блока 4Т-4, бурят пять горизонтальных скважин 2 с пологонаклонными стволами в интервале нефтяного пласта. Устья горизонтальных скважин 2 располагают на расстоянии 800 м по поверхности земли от буровой галереи на линии, параллельной северной границе участка 4Т-4, с расстоянием между ними 80 метров. Длина горизонтальных скважин 2 с учетом вертикальной составляющей составит 1100 метров. Данная длина скважин определена на основе практики бурения пологонаклонных и горизонтальных скважин для условий Ярегского месторождения. Пологонаклонные стволы скважин 2 в плане от их устьев до границы участка 4Т-4 проводят параллельно друг другу, а в пределах площади 4Т-4 их траектории сводят к буровой галерее. Скважины 2 бурят до проникновения бурового долота в буровую галерею блока 4Т-4. Участок перехода вертикального ствола скважины 2 в горизонтальный ствол - "пятку" располагают на отметке, превышающей отметку подошвы буровой галереи 3 на 5-8 метров. Это обеспечивает нисходящий уклон траектории скважины 2 в пределах 0,008-0,01 д.ед. После бурения горизонтальных скважин 2 в них проводят геофизические исследования - термометрию пласта, замеряя температуру пласта по каждому пологонаклонному стволу скважины 2. Далее все горизонтальные скважины 2 оборудуют: эксплуатационной колонной диаметром 245 мм на глубину от устья до "пятки", термоизолированной паронагнетательной колонной диаметром 159*108 мм от устья до "пятки". От "пятки" скважины пологонаклонный ствол в нефтяном пласте оборудуют щелевым фильтром диаметром 108 мм с шириной щели 3-5 мм до точки, не доходящей до буровой галереи 3 на 50 м, и далее пологонаклонный ствол закрепляют обсадной трубой диаметром 108 мм до забоя скважины 2, расположенного в полости буровой галереи 3. Забой скважины 2 оборудуют устьевой арматурой 4 для подземных добывающих скважин. Интервал от забоя скважины 2 на глубину 50 метров цементируют со стороны буровой галереи. По результатам замера температуры в скважинах 2 определяют на площади границу зоны, прилегающей к участку 4Т-4, где пласт прогрет от блока 4Т-4 за счет теплопроводности и частичного проникновения пара в пласт по трещинам и высокопроницаемым зонам до температуры 45-50°C, то есть линию 5 температуры текучести нефти в коллекторе под действием сил гравитации. При данной температуре нефть, содержащаяся в пласте, имеет вязкость достаточную для притока флюида в добывающие скважины под действием сил гравитации и гидродинамического вытеснения. Поверхность земли на участке месторождения, разбуренного пологонаклонными скважинами, разделяют на две зоны: внутреннюю, предварительно прогретую зону 6 и внешнюю непрогретую 8. Предварительно прогретая зона 6 ограничивается границей 7 участка 4Т-4 с одной стороны и линией температуры текучести нефти 5 с другой стороны. Внешняя непрогретая зона 8 ограничивается линией температуры текучести 5 с одной стороны и линией 9, соответствующей "пяткам" 10 горизонтальных скважин 2, с другой стороны. Ширина внутренней прогретой зоны 6 будет составлять 70 метров, а внешней непрогретой зоны соответственно - 8-320 метров. Во внешней непрогретой зоне 8 в промежутках между линиями пологонаклонных скважин 2 на равном удалении от последних бурят вертикальные нагнетательные скважины 11 глубиной 200 м. В каждом промежутке между стволами скважин 2 на линии текучести нефти 5 бурят по одной вертикальной скважине 11, а остальные вертикальные скважины бурят на расстоянии 80 метров друг от друга. Необходимое количество вертикальных скважин 11 на участке внешней непрогретой зоны составляет 20 штук. Каждую вертикальную скважину 11 оборудуют эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, спущенной до кровли пласта, фильтром диаметром 140 мм, размещенным в интервале нефтяного пласта, и паронагнетательной колонной диаметром 100 мм с хвостовиком 73 мм, спущенным до средины интервала нефтяного пласта. На уровне кровли пласта устанавливают пакер, отсекающий затрубное пространство паронагнетательной колонны скважин 11. По поверхности участка прокладывают паропровод диаметром 200 мм, оборудуют устья скважин 2 и 11 расходомерами пара и через них подсоединяют паронагнетательные колонны скважин 2 и 11. Нагнетают пар в скважины с давлением до 16 кг/см² и расходом до 15 т/сут. Одновременно с этим ведут отбор пластовой жидкости через забои пологонаклонных стволов скважин 2. По показаниям расходомеров на устьях нагнетательных скважин 11 определяют скважины с отсутствием приемистости. У устьев этих скважин 11 устанавливают барботажные емкости и выводят выкидные линии затрубных пространств паронагнетательных колонн в эти емкости и снимают пакер с паронагнетательной колонны. Циркуляцией пара в системе паронагнетательная колонна-забой скважины-затрубное пространство осуществляют прогрев продуктивного интервала. Периодически, раз в неделю, путем закрытия задвижки на выкидной линии от затрубья по показаниям расходомера определяют наличие приемистости в скважинах 11. После прогрева продуктивного интервала скважин и увеличения приемистости до средней по участку на паронагнетательных колоннах устанавливают пакеры на уровне кровли нефтяного пласта и переводят данные скважины под нагнетание пара. С начала нагнетания пара во все скважины 2 и 11 ведут постоянный отбор жидкости через забои горизонтальных скважин 2 в буровой галерее 3, при этом давление нагнетания пара в вертикальные скважины 11 поддерживают выше давления нагнетания пара в скважины 2 на 3-5 кг/см². Например, при давлении пара на устьях скважин 11 на уровне 10 кг/см² давление пара на устьях скважин 2 поддерживают на уровне 5-7 кг/см². При эксплуатации горизонтальных скважин 2 ведут постоянный контроль за количеством, обводненностью и температурой добываемой жидкости из буровой галереи 3 уклонного блока 4Т-4. Эксплуатацию участка в данном режиме ведут до увеличения средней температуры добываемой жидкости выше 90°C. При достижении средней температуры жидкости по всем скважинам выше 90°C производят ступенчатое снижение расхода пара по участку до стабилизации средней температуры добываемой жидкости на уровне 90°C и регулированием расхода пара поддерживают данный уровень температуры. Например, при среднесуточном расходе пара на участок в количестве 300 т/сут расход снижают, например, на 10% до 270 т/сут. Если через 10 дней температура жидкости опустилась на уровень 90°C, данный уровень закачки пара поддерживают до очередного роста температуры. Если при снижении темпа закачки пара температура жидкости опустилась ниже 90°C, то расход пара увеличивают, например, на 3%. В процессе регулирования расхода пара заданный перепад давления между скважинами 8 и скважинами 2 поддерживают на уровне 3-5 кг/см². При эксплуатации участка добываемая через забои горизонтальных скважин 2 жидкость вместе с жидкостью, добываемой через скважины уклонного блока 4Т-4, стационарными насосами откачивается во внутришахтные емкости по подготовке товарной нефти. Эксплуатацию участка ведут до достижения заданного коэффициента нефтеотдачи.

Таким образом, заявляемый способ позволяет повысить эффективность разработки новых участков месторождений, смежных с участками ранее отработанными или находящимися в завершающей стадии разработки, например, по термошахтной технологии за счет сокращения затрат на проходку и эксплуатацию новых дорогостоящих буровых галерей и полезного использования существующих буровых галерей для отбора добываемой жидкости. При использовании способа сокращается срок эксплуатации участка по сравнению с прототипом за счет одновременного прогрева нефтяного пласта и добычи жидкости из горизонтальных скважин с начала разработки участка. Вместе с тем способ обеспечивает высокую тепловую эффективность за счет рационального размещения вертикальных нагнетательных скважин и использования ранее прогретых зон.