СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАРНЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях. На основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по приведенному математическому выражению. При этом углеводородный растворитель закачивается в нагнетательную скважину до начала прогрева пласта закачкой пара. При этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины. Техническим результатом является сокращение расхода углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сокращение энергетических затрат на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки залежей сверхвязких нефтей (патент RU №2470149, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2012), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную скважину с поддержанием температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода пар - углеводородный растворитель и последующий отбор продукции из добывающей скважины, при этом совместно с закачкой пара закачивают 20-40%-ный водный раствор карбамида из расчета 12-15 т на 100 м горизонтального ствола скважины в пропорции к пару 8:1, затем закачивают пар до восстановления температуры в пласте не менее 150°С, далее закачивают пар с углеводородным растворителем, объем которого выбирают исходя из формулы:

где m - коэффициент пористости, д. ед.;

L - длина работающей части пласта (выделенная на основе данных геофизических исследований (ГИС), м;

Н - высота паровой камеры, м; после закачки углеводородного растворителя с паром переходят на закачку пара, пока дебит в добывающей скважине не снизится до значения, предшествующего началу обработки залежи раствором карбамида и углеводородным растворителем с паром в данной скважине, после чего обработку залежи периодически повторяют, пока прирост дебита в добывающей скважине не будет меньше на 10% от значения, предшествующего началу обработки залежи.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №12 от 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции, при этом в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар-углеводородный растворитель.

Недостатками известных способов являются снижение давления в паровой камере по мере использования растворителя и перехода его из паровой фазы в жидкую, значительный расход растворителя на углеводородной основе, что негативно скажется на технико-экономических показателях работы скважин, непроизводительные потери растворителя в прилегающих пластах, сложность контроля термобарического состояния паровой камеры, возможные выпадения в осадок растворителя при высоких значениях температуры.

Техническими задачами заявляемого способа являются сокращение расхода растворителя за счет отсутствия выпадения в осадок растворителя при высоких температурах и продавливания растворителя паром в зоны, не охваченные прогревом и добычей, сокращение энергетических затрат за счет поддержания давления в паровой камере и предварительной закачки растворителя в нагнетательную скважину перед закачкой пара для растворения части высоковязкой нефти и повышения ее подвижности и создания каналов проникновения высоковязкой нефти к нижней добывающей скважине при последующем гравитационном дренировании с закачкой пара.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине.

Новым является то, что предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:

где t - время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;

h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;

υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч,

до начала прогрева пласта закачкой пара, в нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:

где V - объем закачки углеводородного растворителя, м³;

K=1÷3 - безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;

d - диаметр фильтра, м;

L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м, при этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:

где t - время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;

h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м;

υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч.

В нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:

где V - объем закачки углеводородного растворителя, м³;

K=1÷3 - безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого-физических свойств пласта;

d - диаметр фильтра, м;

L - длина горизонтальной фильтровой части нагнетательной скважины, м. Причем K=1÷3 выбирают в зависимости от геолого-физических свойств пласта в соответствие с таблицей:

При разбросе параметров геолого-физических свойств пласта K присваивают максимальное значение из возможных.

Закачка пара (по известной из аналогов технологии) в обе скважин для прогрева пласта начинается после истечения расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины, определяемого по формуле [1].

После образования паровой камеры, что контролируется при помощи геофизических исследований, переводят верхнюю нагнетательную скважину в режим закачки пара, а нижнюю добывающую скважину - отбора продукции.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют пару скважин на месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти составляет 10849*10-6 м²/с (при 8°С). Исходя из вязкости нефти выбирают коэффициент K=3.

Нагнетательная скважина с горизонтальным стволом длиной 758 м на глубине 121 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 1148 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Добывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 749 м на глубине 126 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, забой скважины на глубине 1139 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром диаметром 168 мм. Среднее расстояние по вертикали между скважинами составило h=5 м.

Лабораторными исследованиями на образце керна данного продуктивного пласта определяется скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях υ=0,11 м/ч.

По формуле [1] определили время прохождения растворителя между скважинами:

Количество закачиваемого углеводородного растворителя определили по формуле [2]:

В нагнетательную скважину закачивают расчетный объем растворителя - 50 м³ и оставляют на выдержку (согласно лабораторным исследованиям) на 45 часов.

Далее при прогреве пласта в верхнюю нагнетательную скважину закачивают объем пара 6518 тонн со среднесуточным расходом 100 т/сут, а в нижнюю добывающую скважину закачивают объем пара 4794 тонн со среднесуточным расходом 80 т/сут, далее останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки на 19 суток, после чего проводят термобарометрические измерения в добывающей скважине посредством геофизических исследований, и спускают электроцентробежный насос ЭЦН5-125-400 на гл. 483 м и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Начинают вести закачку пара в нагнетательную скважину с суточным расходом 160 т/сут и отбирать продукцию с добывающей скважины с дебитом 150 т/сут.

При этом нефть была получена на данной скважине на 3 сутки после начала отбора, а на соседних скважинах, не обработанных заранее растворителем, не ранее 8-х суток. Расход растворителя уменьшился примерно в 1,5÷2 раза по сравнению с аналогами. Экономия энергии на выработку пара для закачки и прогрева пласта при освоении для одной пары скважин составила 15÷20% по сравнению с аналогичными скважинами, работающими по технологии, описанной в наиболее близком аналоге.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин позволяет сократить расход углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сократить энергетические затраты на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.