Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа
METHOD FOR DEVELOPING A HIGH-VISCOSITY OIL OR BITUMEN FIELD WITH GAS INJECTION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти или битума.
Известен способ разработки битумных залежей с газовой шапкой (патент RU № 2625125, МПК Е21В 43/24, 7/04, опубл. 11.07.2017, бюл. № 20), включающий бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из данных горизонтальных скважин, при этом по данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа, после прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции, причем соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины, после начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл, после прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.
Недостатком этого способа является его узкая применимость, связанная с тем, что наличие газовой шапки для битумных залежей является большой редкостью и, как правило, такие залежи залегают на небольшой глубине около 80-300 м и не имеют газовой шапки и характеризуются очень низким газовым фактором. Также недостатком способа является бурение восходящих профилей горизонтальных стволов, так как «носок» ствола может оказаться в создаваемой закачкой пара паровой камере, и движущаяся по стенкам камеры нефть с конденсатом будет стекать ниже добывающей скважины и будет потеряна. Также описанный способ применяется только для одиночной пароциклической скважины при условии бурения дополнительных вертикальных скважин, что несет дополнительные капитальные затраты и снижает экономическую эффективность способа. При этом концентрация закачиваемого пара и газа является очень высокой - П:Г=5-50:1, и существует риск выпадения смол и асфальтенов.
Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU № 2713682, МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 06.02.2020, бюл. № 4), включающий размещение горизонтальных пароциклических скважин на периферии залежи, размещение парных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в центральной части залежи, расположение в горизонтальных добывающих скважинах устройств контроля температуры и давления, закачку пара на ранней стадии разработки в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращение подачи пара для термокапиллярной пропитки залежи. После этого горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара, горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции, на поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10, в указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте, указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа, при достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа.
Недостатком данного способа является снижение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти после перехода на закачку воды вместо пара, тем более на нерентабельных скважинах, еще более снижая энергию, доводимую до пласта для осуществления передачи тепла малоподвижной нефти для осуществления ее миграции к насосам в горизонтальных добывающих скважинах. При этом закачка газа на завершающей стадии разработки не является эффективной, что снижает эффективность всего способа в целом.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки месторождения высоковязкой нефти или битума за счет увеличения нефтеотдачи пласта путем снижения вязкости нефти и повышения ее подвижности за счет растворения газа в нефти , увеличение охвата пласта разработкой за счет латерального расширения паровой камеры, снижение материальных затрат на осуществление способа за счет снижения объемов вырабатываемого пара и частичной замены на газ, а также расширение технологических возможностей способа разработки.
Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа, включающим размещение горизонтальных пароциклических скважин на периферии месторождения, размещение парных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин центральной части месторождения, расположение в горизонтальных добывающих скважинах устройств контроля температуры и давления, осуществление закачки пара на ранней стадии разработки в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращение подачи пара для термокапиллярной пропитки, затем перевод горизонтальных добывающих скважин под отбор продукции, горизонтальных нагнетательных скважин - под закачку пара, эксплуатацию горизонтальных пароциклических скважин циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.
3
3
Новым является то, что на этапе роста паровой камеры определяют параметры работы добывающей скважины – дебит по жидкости, обводненность добываемой продукции и температуру жидкости, выделяют пары горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с неизменными или изменяющимися в пределах не более 8% параметрами работы добывающей скважины в течение месяца эксплуатации, в выделенные парные нагнетательные скважины инициируют совместную закачку газа с паром при концентрации 0,5 м газа к 1 м пара, в качестве газа используют метан или углекислый газ, разработку продолжают, при этом повторяют вышеуказанные операции по выделению пар горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с неизменными или изменяющимися в пределах не более 8% параметрами работы добывающей скважины в течении месяца эксплуатации и совместной закачке газа с паром.
На фиг.  показана схема размещения горизонтальных пароциклических и парных нагнетательных и добывающих скважин (вид в профиль).
Сущность способа заключается в следующем.
Одним из известных способов разработки месторождения 1 (см. фиг.) высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами является метод парогравитационного дренирования, разработку которого осуществляют горизонтальными пароциклическими скважинами 2'-2'', размещенными на периферии месторождения 1, и парными горизонтальными нагнетательными 3', 3'', 3''', 3'''' и добывающими 4', 4'', 4''', 4'''' скважинами, размещенными в центральной части месторождения 1. При строительстве в добывающих скважинах 4', 4'', 4''', 4'''' располагают устройства контроля температуры и давления, например, оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. не показаны). На ранней стадии разработки для создания проницаемой зоны между парными скважинами и прогрева продуктивного пласта осуществляют освоение скважин закачкой пара в горизонтальные пароциклические 2', 2'' и в парные нагнетательные 3', 3'', 3''', 3'''' и добывающие 4', 4'', 4''', 4'''' скважины. Контролируют давление и температуру продуктивного пласта. Прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки месторождения 1 и перераспределения давления и температуры. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''', 4'''' переводят под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''', 3'''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2'' эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.
3
3
2
Определяют параметры работы добывающих скважин 4', 4'', 4''', 4'''' – дебит по жидкости, обводненность добываемой продукции и температуру жидкости на устьевом термометре на этапе роста паровых камер (этапе, характеризующемся увеличением дебита по жидкости, снижением обводненности добываемой продукции и увеличением температуры жидкости на устьевом термометре) 5', 5'', 5''', 5'''' над добывающими скважинами 4', 4'', 4''', 4''''. Выделяют пары горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, например, 3' и 4', или 3'' и 4'', или 3''' и 4''', или 3'''' и 4'''' с неизменными (стабильными) параметрами работы добывающей скважины или изменяющимися параметрами работы добывающей скважины 4', 4'', 4''', 4'''' в пределах не более 8 % в течение месяца эксплуатации. В выделенные парные нагнетательные скважины 3', 3'', 3'''' инициируют совместную закачку газа с паром при концентрации 0,5 м газа к 1 м пара. В качестве газа используют, например, метан или углекислый газ -  СО, образующийся в процессе выработки пара на котельных установках.
Закачиваемый газ обладает высокой подвижностью и будучи легче пластовых флюидов движется к кровле 6 месторождения 1, где образует газовую прослойку 7 на кровле месторождения 1 и способствует латеральному расширению паровых камер 5', 5'', 5'''' в ранее не охваченные разработкой зоны. Также, растворяясь в нефти, газ снижает вязкость и повышает подвижность нефти. Все это повышает охват пласта парогазовым воздействием, что влияет на повышение коэффициента извлечения нефти, также образование газовой прослойки 7 на кровле 6 месторождения 1 снижает потери тепла на кровле 6. Таким образом предлагаемый способ позволяет утилизировать различные газы, возникающие в процессе эксплуатации месторождения высоковязкой нефти или битума.
Разработку месторождения высоковязкой нефти или битума продолжают. При этом повторяют вышеуказанные операции по выделению пар горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с неизменными или изменяющимися в пределах не более 8% параметрами работы добывающей скважины в течение месяца эксплуатации и совместной закачке газа с паром.
Пример практического применения.
Предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума был опробован на Черемшанском месторождении сверхвязкой нефти.
Определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
- глубина залегания - 144 м;
- средняя общая толщина пласта - 23 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта – 16,2 м;
- значение начального пластового давления - 0,44 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°С;
3
- плотность нефти в пластовых условиях - 987 кг/м;
- динамическая вязкость нефти в пластовых условиях - 16880 мПа⋅с;
2
- значение средней проницаемости по керну в пласте – 3,65 мкм;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,32 доли ед.
Разработку месторождения 1 сверхвязкой нефти осуществляли тепловыми методами путем закачки пара в горизонтальные пароциклические 2'-2'' и парные нагнетательные 3', 3'', 3''', 3'''' и добывающие 4', 4'', 4''', 4'''' скважины, прогревали продуктивный пласт с созданием паровой камеры. Остановили закачку пара для термокапиллярной пропитки месторождения 1 и перераспределения температуры и давления. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''', 4'''' перевели под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''', 3'''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2'' эксплуатировали циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции. На этапе роста паровой камеры определяли параметры работы добывающей скважины – дебит по жидкости, обводненность добываемой продукции и температуру жидкости на устьевом термометре.
После 14 месяцев эксплуатации скважин в данном режиме выделили 3 пары скважин, показатели дебита по жидкости, обводненности добываемой продукции и температуры жидкости на устьевом термометре которых менялись в пределах не более 8% в течение месяца эксплуатации:
0
- 3'-4': дебит по жидкости- 85-88 т/сут, обводненность – 79-84 %, температура жидкости на устьевом термометре 75-77 С;
0
- 3''-4'': дебит по жидкости- 80-86 т/сут, обводненность – 82-85 %, температура жидкости на устьевом термометре 91-95 С;
0
-3''''-4'''': дебит по жидкости- 72-76 т/сут, обводненность – 89-94 %, температура жидкости на устьевом термометре 55-58 С.
3
3
3
3
3
3
3
3
Инициировали закачку попутно добываемого газа в горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3'''' с концентрацией 0,5 м метана к 1 м пара. Через 3,5 месяца эксплуатации скважин совместной закачкой пара с метаном накопленные значения по закачке пара и метана составили, соответственно, для 3' – 8670 м и 4248 м, для 3'' – 7655 м и 3749 м, для 3'''' – 7880 м и 3948 м, а эксплуатационные показатели достигли следующих значений:
0
- 3'-4': дебит по жидкости- 93 т/сут, обводненность –80 %, температура жидкости на устьевом термометре 85 С;
0
- 3''-4'': дебит по жидкости- 112 т/сут, обводненность –77 %, температура жидкости на устьевом термометре 92 С;
0
-3''''-4'''': дебит по жидкости- 93 т/сут, обводненность –84 %, температура жидкости на устьевом термометре 103 С;.
3
3
Разработку месторождения продолжали, при этом повторяли вышеуказанные операции выбора скважин, достигших постоянных параметров эксплуатации или изменяющихся в пределах не более 8% в течение месяца эксплуатации, иницировали совместную закачку метана в данные скважины с концентрацией 0,5 м газа к 1 м пара.
2
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти или битума за счет увеличения нефтеотдачи пласта путем снижения вязкости нефти и повышения ее подвижности при растворении в ней газа, увеличить охват пласта разработкой за счет латерального расширения паровой камеры и соответственно увеличить коэффициент извлечения нефти, снизить материальные затраты на осуществление способа за счет снижения объемов вырабатываемого пара и частичной замены на газ, а также расширить технологические возможности способа разработки за счет использования попутно-добываемого газа – метана или СО, образующегося в процессе выработки пара на котельных установках.