Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума. Способ включает строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции через нижнюю - добывающую скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков. С учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Между нагнетательной и добывающей скважинами располагают на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, технологическую двухустьевую скважину. Съем термограммы паровой камеры проводят из двух скважин, причем в технологическую скважину закачивают воду со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом участке в добывающую скважину, что отмечают при синхронном температурном пике на термограммах паровой камеры в обеих скважинах. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.

Известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (патент РФ №2287678, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.

Недостатком данного способа является ограниченность его применения, способ можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.

Также известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №221138, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %:(10-90):(90-10).

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, не контролируется температура в паровой камере в пространстве между горизонтальными участками нагнетательной и добывающей скважин, что приводит процесс разработки месторождения тяжелой нефти или битума менее эффективным;

- во-вторых, нет возможности экстренного снижения температуры паровой камеры в участках возможного прорыва теплоносителя, причем для выравнивания температурного поля в паровой камере необходимо изменять направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума, а также создание процесса контроля за температурой в паровой камере более управляемым и гибким.

Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающим строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции через нижнюю - добывающую скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.

Новым является то, что между нагнетательной и добывающей скважинами располагают на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, технологическую двухустьевую скважину, а съем термограммы паровой камеры проводят из двух скважин, причем в технологическую скважину закачивают воду со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом участке в добывающую скважину, что отмечают при синхронном температурном пике на термограммах паровой камеры в обеих скважинах.

На чертеже схематично представлен предлагаемый способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.

Сначала производят строительство верхней нагнетательной 1 (см. чертеж) и нижней добывающей скважин 2 с горизонтальными участками 3 и 4 соответственно, расположенными друг над другом и вскрывающими продуктивный пласт 5 с тяжелой нефтью или битумом, причем в процессе строительства нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин их горизонтальные участки 3 и 4 соответственно оборудуют фильтрами 6 и 7.

Нагнетательная скважина 1 используется для закачки теплоносителя в продуктивный пласт 5, а добывающая скважина 2 - для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5. Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 с горизонтальным перфорированным участком 9. Добывающую скважину 2 снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 10 с насосом 11.

Между нагнетательной 1 и добывающей 2 скважинами на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя (не менее 5 метров), производят строительство технологической скважины 12 с горизонтальным участком 13, оборудованным фильтром 14.

В добывающую 2 и технологическую 12 двухустьевые скважины спущены термодатчики 15 по всей длине стволов 4 и 13 соответственно.

Начинают осуществлять закачку теплоносителя (пара) от парогенератора (на чертеже не показано) в продуктивный пласт 5 с обеих устьев нагнетательной скважины в соотношении 50:50 по колонне НКТ 8 через его горизонтальный перфорированный участок 9 и фильтр 6 горизонтального участка 3 нагнетательной скважины 1.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта 5 подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта 5 определяют объем нагнетаемого пара, при этом происходит прогревание продуктивного пласта 5 с созданием паровой камеры.

Отбор продукции производят из двухустьевой добывающей скважины 2, при этом разогретая продукция через фильтр 7 горизонтального участка 4 добывающей скважины 2 поступает на прием насосов 11, которые по колоннам НКТ 10 поднимают продукцию на дневную поверхность с обоих устьев двухустьевой добывающей скважины 2 в соотношении 50:50.

После продолжительной закачки теплоносителя и отбора продукции по показаниям термодатчиков 15 и 16 строят термограммы паровой камеры, которые характеризуют состояние прогрева паровой камеры, расположенной над горизонтальной участками 3, 4, 13 соответственно нагнетательной 1, добывающей 2, технологической 12 скважин. Анализируют полученные термограммы с термодатчиков 15 и 16 на равномерность прогрева паровой камеры и на наличие температурных пиков. В случае выявления на термограмме неравномерности прогрева паровой камеры (температура в какой-то зоне заметно ниже, чем в других) или появления острых пиков или недостаточности прогрева паровой камеры с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры следующим образом:

- изменением соотношений объемов закачки теплоносителя (10%-90%):(90%-10%) через первое или второе устье нагнетательной скважины, то есть снижением объема закачки теплоносителя со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом горизонтальном участке технологической скважины (определяется по термограмме, снятой с термодатчиков 15) и увеличением объема закачки теплоносителя через противоположное устье нагнетательной скважины;

- изменением соотношений объемов отбора продукции (10%-90%):(90%-10%) через первое или второе устье нагнетательной скважины, то есть снижением объема отбора продукции со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом горизонтальном участке добывающей скважины (определяется по термограмме, снятой с термодатчиков 15) и увеличением объема отбора продукции через противоположное устье добывающей скважины;

- закачкой расчетного объема воды в технологическую скважину со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этих горизонтальных участках технологической и добывающей скважин (определяется по наличию острых пиков при наложении термограмм, снятых с термодатчиков 15 и 16).

Пример 1.

Анализ термограммы, снятой с термодатчиков 15, размещенных по всей длине ствола двухустьевой технологической скважины 12, показал, что повысилась температура в правой части относительно левой части паровой камеры между горизонтальными участками 3 и 13 соответственно нагнетательной 1 и технологической 12 скважин, что ведет к неравномерности прогрева паровой камеры. После этого увеличивают объем закачки теплоносителя через левое устье горизонтальной нагнетательной скважины 1 и уменьшают объем закачки теплоносителя через правое устье горизонтальной нагнетательной скважины 1 в соотношении 70%:30%, благодаря чему в процессе последующей разработки месторождения достигается равномерность прогрева паровой камеры между горизонтальными участками 3 и 13 соответственно нагнетательной 1 и технологической 12 скважин, которая определяется последующим повторным снятием термограммы с термодатчиков 15, размещенных по всей длине ствола технологической скважины 12, свидетельствующих о смещении температурного поля в нужном направлении и равномерности прогрева в паровой камере.

Пример 2.

Анализ термограммы, снятой с термодатчиков 16, размещенных по всей длине ствола двухустьевой добывающей скважины 2, показал, что повысилась температура в левой части относительно правой части паровой камеры между горизонтальными участками 4 и 13 соответственно добывающей 2 и технологической 12 скважин, что ведет к неравномерности прогрева паровой камеры. После этого увеличивают отбор продукции через правое устье горизонтальной добывающей скважины 2 и уменьшают объем отбора продукции через левое устье горизонтальной добывающей скважины 2 в соотношении 40%:60%, благодаря чему в процессе последующей разработки месторождения достигается равномерность прогрева паровой камеры между горизонтальными участками 4 и 13 соответственно добывающей 2 и технологической 12 скважин, которая определяется последующим повторным снятием термограммы с термодатчиков 16, размещенных по всей длине ствола добывающей скважины 2, свидетельствующих о смещении температурного поля в нужном направлении и равномерности прогрева в паровой камере.

Пример 3.

Анализ термограмм, снятых с термодатчиков 15 и 16, размещенных по всей длине стволов технологической 13 и добывающей 2 скважин, показывает синхронный температурный пик на термограммах паровой камеры в обеих скважинах в правой части термограммы, что свидетельствует о возможном прорыве теплоносителя в горизонтальный участок 4 добывающей скважины 2 с правой стороны, при этом левая часть термограммы значительно ниже по величине абсолютной температуры, что свидетельствует о неравномерности прогрева паровой камеры. После этого через технологическую скважину 12 в продуктивный пласт 5 закачивают расчетный объем воды со стороны правого устья для исключения прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой, например, до 70°C в этом горизонтальном участке добывающей скважины 2. После закачки расчетного объема воды производят повторное снятие термограмм, снятых с термодатчиков 15 и 16, размещенных по всей длине стволов технологической 13 и добывающей 2 скважин, на которых отсутствуют синхронные температурные пики, что свидетельствует о снижении температуры в правой части термограммы в технологической 13 и добывающей 2 скважинах и равномерности прогрева в паровой камере.

Происходит выравнивание фронта прогрева паровой камеры и увеличение площади охвата равномерно прогретой зоны паровой камеры, вследствие чего увеличивается охват пласта тепловым воздействием, что приводит к увеличению отбора тяжелой нефти или битума.

Предложенный способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин позволяет контролировать температуру в паровой камере в пространстве между горизонтальными участками нагнетательной и добывающей скважин за счет строительства между двухустьевой нагнетательной и добывающей скважинами двухустьевой технологической скважины.

Кроме того, реализация данного способа позволяет повысить эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет возможности экстренного снижения температуры в паровой камере за счет закачки воды в паровую камеру через двухустьевую технологическую скважину со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом участке в добывающую скважину, при этом для выравнивания температурного поля в паровой камере нет необходимости изменять направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.

Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающий строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, а отбор продукции через нижнюю - добывающую скважину, съем термограммы паровой камеры, анализ состояния ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, отличающийся тем, что между нагнетательной и добывающей скважинами располагают на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, технологическую двухустьевую скважину, а съем термограммы паровой камеры проводят из двух скважин, причем в технологическую скважину закачивают воду со стороны возможного прорыва теплоносителя для снижения температуры до допустимой на этом участке в добывающую скважину, что отмечают при синхронном температурном пике на термограммах паровой камеры в обеих скважинах.