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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти с использованием двухустьевых горизонтальных скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает строительство двухустьевых горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхнюю - нагнетательную - скважину с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, 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. Выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину. При этом съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах. Со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры. В процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды. Исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере. 1 з.п. ф-лы, 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, который можно осуществить только при наличии рядом расположенных пар двухустьевых нагнетательных и добывающих скважин.

Также известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2211318, 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, равномерность прогрева паровой камеры и наличие температурных пиков производятся только по данным полученных термограмм, и в случае выхода из строя одного или нескольких температурных датчиков или обрыве оптико-волоконного кабеля теряется контроль за равномерность прогрева паровой камеры, что может привести к ошибочной смене направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции и, как следствие, снижение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин;

- во-вторых, кроме полученных термограмм отсутствует возможность дополняющего (дублирующего) контроля за состоянием равномерности прогрева паровой камеры.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин с возможностью дополнительного (дублирующего) контроля за равномерностью прогрева паровой камеры.

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 выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину, причем съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах, при этом со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры, причем в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды, исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере.

Новым также является то, что двухустьевую технологическую скважину при необходимости можно использовать в качестве добывающей скважины.

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 используется для добычи тяжелой нефти или битума (продукции) из продуктивного пласта 5.

Далее нагнетательную скважину 1 снабжают колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 и 8' перфорированными отверстиями 9 и 9' соответственно. Добывающую скважину 2 снабжают колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) 10 и 10' с насосами 11 и 11' соответственно. Выше нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя (не менее 5 метров), производят строительство технологической скважины 12 с горизонтальным участком 13, оборудованным фильтром 14. В технологическую 12 и добывающую 2 двухустьевые скважины спущены на оптико-волоконных кабелях от обоих устьев и по всей длине стволов 13 и 4 соответственно термодатчики 15 и 16.

Начинают осуществлять закачку теплоносителя (пара) от парогенератора (на чертеже не показано) в продуктивный пласт 5 с обоих устьев нагнетательной скважины в соотношении 50:50 по колоннам НКТ 8 и 8' через их перфорированные отверстия 9 и 9' соответственно, а также 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 и 11', которые соответственно по колоннам НКТ 10 и 10' поднимают продукцию на дневную поверхность с обоих устьев двухустьевой добывающей скважины 2 в соотношении 50:50.

Для уточнения технологических параметров горизонтального ствола (ГС) в работе (автореферат диссертации М.И.Амерханова УДК 622.276.031:532.5 «Исследование условий эффективного применения горизонтальных скважин на объектах разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти, стр.17) предложено использовать результаты анализа минерализации и состава добываемой воды.

Установлено, что дебит по нефти значительно коррелирует с температурой на устье скважины и общей минерализацией добываемой воды. Причем дебит пропорционален температуре добываемой жидкости (Т°, С) и обратно пропорционален величине минерализации (М, г/л):

Q_гс=0,21·Т-1,38·М-4,33

Коэффициент корреляции модели отражает на 79% изменчивости дебита ГС. Стандартная ошибка равна 2,6, и ее величину можно использовать в задании границ предсказания для новых наблюдений.

После продолжительной закачки теплоносителя и отбора продукции по показаниям термодатчиков 15 и 16 строят термограммы паровой камеры, которые характеризуют состояние прогрева паровой камеры, между горизонтальными участками 13 и 4 соответственно технологической 12 и добывающей 2 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.

Одновременно с этим с помощью пробоотборника любой известной конструкции отбирают пробы продукции с обоих устьев контрольной скважины 12.

Производят анализ проб и определяют минерализацию добываемой воды с обеих сторон двухустьевой технологической скважины 12.

В отбираемой продукции, кроме высоковязкой нефти и сконденсированной воды, присутствует попутно отбираемая пластовая вода высокой минерализации. Минерализация пластовой воды при смешивании с конденсатом снижается. При постоянстве закачки и отбора устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды. При этом можно устанавливать соотношение объемов добытой воды и конденсата и степень равномерности прогрева межскважинной зоны, используя эти данные для регулирования режимов отбора продукции и закачки пара по устьям скважин.

Сопоставляют величину минерализации добываемой пластовой воды с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции изменением соотношений объемов закачки теплоносителя (10%-90%):(90%-10%) через первое или второе устье нагнетательной скважины и объемов отбора продукции (10%-90%):(90%-10%) через первое или второе устье добывающей скважины следующим образом:

- при резком уменьшении минерализации добываемой пластовой воды в отбираемых пробах со стороны одного из устьев технологической скважины относительно противоположного устья этой же скважины, а также наличии синхронного температурного пика (рост температуры на небольшом участке) на термограммах паровой камеры с той же стороны в добывающей и технологической скважинах изменяют режим работы снижением объема закачки теплоносителя в нагнетательную скважину и отбора продукции из добывающей скважины со стороны этих устьев, при этом со стороны противоположных устьев нагнетательной и добывающей скважин соответственно увеличивают объемы закачки теплоносителя и отбора продукции;

- при резком увеличении минерализации продукции в отбираемых пробах со стороны одного из устьев технологической скважины относительно противоположного устья этой же скважины, а также отсутствии синхронного температурного пика (снижении температуры на небольшом участке) на термограммах паровой камеры с той же стороны в добывающей и технологической скважинах изменяют режим работы увеличением объема закачки теплоносителя в нагнетательную скважину и отбора продукции из добывающей скважины со стороны этих устьев, при этом со стороны противоположных устьев нагнетательной и добывающей скважин соответственно уменьшают объемы закачки теплоносителя и отбора продукции.

Объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины увеличивается и/или уменьшается до установления равновесной минерализации добываемой продукции, наблюдавшийся до изменения температуры.

Пример конкретного осуществления

Анализ отобранных проб с обоих устьев технологической скважины 12 показал, что со стороны правого устья минерализация добываемой пластовой воды резко уменьшилась и более чем в три раза превышает показатели минерализации продукции, отобранной с левого устья технологической скважины 12, также данные термограмм, снятых с термодатчиков 15 и 16, размещенных по всей длине стволов технологической 12 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 снижают объем закачки теплоносителя через правое устье горизонтальной нагнетательной скважины 1 и увеличивают объем закачки теплоносителя через левое устье горизонтальной нагнетательной скважины 1, например, в соотношении 70%:30%.

Также уменьшают объем отбора продукции через правое устье горизонтальной добывающей скважины 2 и увеличивают объем отбора продукции через левое устье горизонтальной добывающей скважины 1, например, в соотношении 70%:30%.

После закачки расчетного объема воды производят повторный отбор и анализ проб продукции с обоих устьев технологической скважины 12, при этом со стороны правого устья минерализация продукции превышает в 1,1-1,2 раза показатели минерализации проб, отобранных с левого устья технологической скважины 12, а снятие термограмм с помощью термодатчиков 15 и 16, размещенных по всей длине стволов технологической 12 и добывающей 2 скважин, на которых отсутствуют синхронные температурные пики, свидетельствующие о смещении температурного поля в правой части термограммы в технологической 12 и добывающей 2 скважинах в нужном направлении 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.

Равномерный разогрев паровой камеры напрямую влияет на эффективную выработку запасов высоковязкой нефти, что в свою очередь влияет на коэффициент извлечения нефти (КИН) и дебит. При необходимости можно производить дополнительные геофизические исследования, например спуск уровнемера и другие.

Двухустьевую технологическую скважину 12 при необходимости можно использовать в качестве добывающей скважины для отбора продукции.

Реализация данного способа позволяет повысить эффективность разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет строительства двухустьевой технологической скважины выше нагнетательной двухустьевой скважины, позволяющей производить дополняющий (дублирующий) контроль за состоянием равномерности прогрева паровой камеры периодическим отбором проб продукции с обоих устьев технологической скважины с последующей оценкой минерализации находящейся в пробе воды и сопоставлением ее со снятыми в добывающей и технологической скважинах термограммами с последующим изменением направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.

1. 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, отличающийся тем, что выше нагнетательной скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят технологическую двухустьевую скважину, причем съем термограммы паровой камеры проводят по данным термодатчиков, которые размещают в технологической и добывающей двухустьевых горизонтальных скважинах, при этом со стороны обоих устьев технологической скважины производят геофизические исследования с целью контроля равномерности прогрева паровой камеры, причем в процессе разработки месторождения тяжелой нефти или битума производят периодический отбор проб продукции с обоих устьев контрольной скважины для оценки минерализации находящейся в пробах воды, исходя из минерализации этой воды сопоставляют ее с наличием температурных пиков на термограммах паровой камеры, после чего производят изменение направлений фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции для выравнивания температуры в паровой камере.

2. Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин по п.1, отличающийся тем, что двухустьевую технологическую скважину при необходимости можно использовать в качестве добывающей скважины.