способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов

Формула изобретения

Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов, включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, отличающийся тем, что наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5÷1 м, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м, производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин, в качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличение добычи высоковязких нефтей или битумов на месторождении за счет расширения областей этой залежи, прогреваемых паром, для добычи из нее продукции.

Известен «Способ увеличения добычи высоковязкой нефти или битума» (патент RU № 2477785, МПК E21B 43/24, E21B 33/138, опубл. Бюл. № 8 от 20.03.2013), включающий бурение и подготовку залежи к эксплуатации по меньшей мере двумя смежными парами горизонтальных параллельных скважин, включающими нагнетательную скважину и расположенную в залежи ниже добывающую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара по нагнетательным скважинам и одновременное извлечение углеводородов по добывающим скважинам, давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй смежной пары скважин, при этом при критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину первой пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине второй пары скважин давление нагнетания водяного пара поднимают, при повторных критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину второй пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине первой пары давление нагнетания водяного пара поднимают, при этом чередующиеся циклы снижения и подъема давления нагнетания водяного пара в нагнетательные скважины смежных пар скважин с предварительной закачкой изолирующего состава в нагнетательную скважину каждой пары скважин, в которой запланировано снижение давления закачиваемого водяного пара, повторяют не менее одного раза.

Недостатками данного способа являются необходимость постоянного контроля за обводненностью продукции, требующего привлечения высококвалифицированных специалистов, а также высокие требования к качеству и рецептуре изолирующих составов, так как несвоевременная обработка или обработка изолирующим составом не в нужной пропорции может привести к кольматации и продуктивных участков залежи, что приведет к значительному снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) из залежи или к высоким затратам введения в эксплуатацию закольматированных продуктивных участков залежи.

Известен также «Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов» (патент RU № 2439305, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. № 1 от 10.01.2012), включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, при этом на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.

Недостатком данного способа являются высокие материальные затраты на освоение месторождения высоковязкой нефти или битума, так как требуется строительство большого количества дополнительных горизонтальных скважин между основными и на одном уровне с ними, без изучения свойств паровой камеры и условий добычи.

Наиболее близким к предлагаемому является «Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти» (патент RU № 2471972, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. № 1 от 10.01.2013), включающий строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин, причем текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры, при этом если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки пара, а если больше, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива.

Недостатками данного способа являются при точном определении размеров паровой камеры незначительное увеличение нефтеотдачи и КИН месторождения, так как увеличение закачки теплоносителя в виде пара или пара вместе с продуктами сгорания горючего топлива приводит к преждевременному обводнению продукции месторождения, добываемой из низлежащей скважины, а введение в эксплуатацию дополнительных добывающих скважин из наблюдательных скважин, которые расположены на месторождении по разреженной сетке без привязки к определенным скважинам и не имеющие регулируемой гидродинамической связи с нагнетательными скважинами, также не дает значительного прироста для добычи продукции месторождения, а приводит только к неконтролируемому и затратному прогреву зон пласта, не охваченных добычей.

Технической задачей изобретения является создание способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума со значительным увеличением отбора продукции пласта и КИН по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры.

Новым является то, что наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5÷1 м, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м, производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин, в качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.

На фиг. 1 изображена схема продуктивного пласта с двумя парами горизонтальных скважин и с зоной распространения паровой камеры.

На фиг. 2 - схема продуктивного пласта с двумя парами горизонтальных скважин с дополнительной вертикальной скважиной и зоной распространения паровой камеры.

На фиг. 3 - схема продуктивного пласта с двумя парами горизонтальных скважин с дополнительной горизонтальной скважиной и зоной распространения паровой камеры.

Предложенный способ осуществляют следующим образом.

Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов включает строительство вертикальных наблюдательных скважин (не показаны) для уточнения геологического строения и последующего контроля и регулирования выработки пласта 1 (фиг. 1, 2 и 3), строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины 3 с прогревом продуктивного пласта 1 и созданием паровой камеры 4, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2 и контроль за состоянием паровой камеры при помощи наблюдательных скважин и аэрофотосъемки. Причем наблюдательные скважины для лучшего контроля застойных зон (не охваченных термическим воздействием и, как следствие, добычей) вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня 5 ВНК на 0,5÷1 м (для исключения прорыва несанкционированного воды в эти скважины). Разработку месторождения сверхвязкой нефти или битумов ведут с регулированием текущего размера паровой камеры 4 путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 3 и отбора скважинной жидкости из добывающих скважин 2: при превышении скорости формирования и продвижения паровой камеры 4 выше допустимой (определяется эмпирическим путем: при увеличении обводнения продукции выше 95% и снижении минерализации попутно добываемой воды менее 2-3 г/л), приводящей к неравномерности охвата пласта, уменьшают темп отбора жидкости из соответствующей добывающей скважины 2, одновременно увеличивают отбор продукции из скважин других близлежащих добывающих скважин 2, стимулируя их путем закачки перегретого пара (растворителей, природных газов и т.п.). Совместное нагнетание пара с другими реагентами, способствующими увеличению эффективности паротеплового воздействия, например с углеводородными растворителями (растворитель типа «Нефрас», «Абсорбент», дистиллят, пропан и т.п.), которые, как и пар, способствуют разжижению нефти, позволяя снизить вязкость нефти или битума и увеличивая их добычу; или углекислый газ - повышает пластовое давление и, частично растворяясь в нефти, улучшает эффективность добычи и т.п. Одновременно путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные горизонтальные скважины 3 и отбора жидкости из добывающих горизонтальных скважин контролируют формирование паровой камеры 4 относительно паровых камер 4' соседних пар горизонтальных скважин 2' и 3'. Если площадь распространения паровой камеры 4 в продуктивном пласте меньше площади распространения паровых камер 4' близлежащих пар горизонтальных скважин 2' и 3', то увеличивают давление нагнетания в скважине 3 и отбор жидкости в скважине 2, одновременно уменьшая отбор и закачку в соседних парах горизонтальных скважин 2' и 3' с большей площадью паровых камер 4'. Строят дополнительные скважины 6 (фиг.2 и 3) между близлежащими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2', 3', причем дополнительные скважины 6 вскрывают 7 ниже нижней добывающей горизонтальной скважины 2 и 2' как минимум на 0,5 м (для увеличения охвата тепловым воздействием месторождения между парными скважинами 2, 3 и 2', 3'), но не ниже уровня ВНК 5 более чем на 0,5 м (для исключения прорыва воды в дополнительные скважины 6), производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин 6 до создания термогидродинамической связи с получением общей паровой камеры 4 с близлежащими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2', 3' с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры 4 вокруг пар горизонтальных скважин 2, 3 и 2', 3'.

Если площадь распространения паровой камеры 4 или 4' в продуктивном пласте 1 меньше расстояния между парами добывающих 2 и 2' и нагнетательных 3 и 3' скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину 6 (фиг.3), если больше - то вертикальную 6 (фиг.2), причем в качестве теплоносителя для различных технологических задач могут использовать перегретый пар, пар с углеводородным растворителем или пар с инертным газом, при этом значительно уменьшая объем застойных зон, не охваченных нагревом теплоносителем и добычей, которая, как показали расчеты, может увеличиться как минимум на 20%

Предложенный способ разработки залежи высоковязких нефтей или битумов позволяет сократить финансовые и материальные затраты в результате контроля и регулирования формирования паровой камеры в процессе осуществления способа, повысить эффективность (как минимум на 20%) разработки месторождения сверхвязкой нефти благодаря повышению равномерности продвижения паровой камеры и увеличению охвата пласта выработкой за счет предлагаемого размещения вертикальных скважин 6 (фиг.2) или горизонтальных скважин 6 (фиг.3) с вскрытием 7 (фиг.2 или 3)ниже уровня горизонтальных добывающий скважин 2 и 2', стимулирования и изменения темпов отбора из скважин 2 и 2', изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 3 и 3' и отбора жидкости из парных им добывающих скважин 2 и 2' относительно соседних горизонтальных скважин (не показаны);

Высокая эффективность применения данного способа в продуктивном послойно-неоднородном коллекторе высоковязкой нефти и битума решается путем ввода в зонах, не охваченных паротепловым воздействием между парными горизонтальными скважинами, вертикальных и одиночных горизонтальных скважин с вскрытием ниже уровня парных скважин и их общей комплексной эксплуатации.

Предлагаемый способ добычи высоковязких нефтей или битумов прост в применении и значительно увеличивает отбор продукции пласта (как минимум на 20%) и КИН по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.