СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL AND BITUMEN DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязких нефтей и битумов.
Известен способ добычи высоковязкой нефти. В обсадную колонну скважины спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации, и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колоннами насосно-компрессорных труб подают газ. Продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб. После обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают. Закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины. При этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии. Затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне. Сбрасывают давление в скважине. Отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта. Цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину. Отбор продукции из скважины производят свабированием или подачей газа в межтрубные пространства. Добывающую скважину до создания зоны с подвижным флюидом эксплуатируют аналогичным способом, после чего переводят в добывающую (патент РФ №2206728, кл. Е21В 43/24, опубл. 2003.06.20).
Известный способ позволяет отобрать нефть из залежи на относительно небольшом расстоянии от скважины. При этом верхняя часть залежи остается практически не охваченной воздействием. Способ сложен, требует применения нескольких рабочих агентов, включая газ. Применение газа как наиболее легкого и подвижного рабочего агента создает предпосылки для создания в продуктивном пласте каналов (языков) прохождения рабочего агента и разогретой нефти, образования застойных невырабатываемых зон, что снижает нефтеотдачу залежи.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2274742, МПК Е21В 43/24, опубл. от 20.04.2006), включающий спуск в скважину двух колонн насосно-компрессорных труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта, закачку рабочего агента по первой колонне насосно-компрессорных труб и отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб. Интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях, в скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб с одним пакером, конец первой колонны насосно-компрессорных труб размещают напротив верхней части продуктивного пласта, конец второй колонны насосно-компрессорных труб с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта, пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта, в качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя, закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне насосно-компрессорных труб в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне насосно-компрессорных труб из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне насосно-компрессорных труб и отсутствии закачки рабочего агента, циклы закачки и отбора повторяют.
Недостатками способа являются невозможность определения направления теплоэнергии, а также неполная выработка пластовой продукции, так как направление разогрева не регулируется наличием зоны пониженного пластового давления, и, как следствие, лишние затраты тепловой энергии, при этом закачка рабочего агента проводится по отдельным колоннам труб, исключая прогрев поднимаемой продукции пласта во время закачки.
Техническими задачами являются получение дебита продукции на ранней стадии разработки, удешевление проекта за счет более рентабельного и направленного использования прогрева пласта и поднимаемой продукции, особенно на начальном этапе.
Техническая задача решается способом, включающим вскрытие верхнего и нижнего интервалов скважины в пределах пласта, разобщение скважины между интервалами вскрытия, циклическая закачка рабочего агента в виде пара в пласт через верхний интервал вскрытия и отбор продукции пласта через нижний интервал вскрытия.
Новым является то, что расстояние между интервалами вскрытия не менее 5 м, а отбор продукции пласта ведут постоянно, при этом закачку рабочего агента прекращают при повышении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала, до температуры, равной 70-90% от температуры прорыва рабочего агента, а возобновляют закачку рабочего агента при снижении температуры продукции пласта, отбираемой из нижнего интервала, до температуры, равной 50-70% от температуры прорыва рабочего агента, определяемой из физических свойств пласта и расстояния между интервалами вскрытия, после образования паровой камеры в пределах верхнего интервала вскрытия скважину переводят в нагнетательную.
На фиг.1 представлен способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов.
На фиг.2 представлен суточный дебит продукции по предлагаемому способу.
Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов осуществляется следующим способом.
В продуктивном пласте 1 (фиг.1) строят вертикальную скважину 2 так, чтобы забой вертикальной скважины 2 находился в подошве продуктивного пласта 1 для большего охвата по толщине пласта. Вертикальную скважину 2 перфорируют в двух интервалах вскрытия верхнем 3 и нижнем 4 в пределах продуктивного пласта 1. Расстояние между интервалами вскрытия 3 и 4 должно быть не менее 5 м во избежание быстрого прорыва перегретого пара. В скважину 2 спускают колонну 5 меньшего диаметра. Межтрубное пространство между стенками скважины 2 и колонной 5 изолируют пакером 6 для предотвращения связи между ними. Колонну 5 оснащают насосом 7 для отбора добываемой продукции из подпакерного пространства 8. Через верхний интервал вскрытия 3 будет осуществляться закачка рабочего агента, например, перегретого пара температурой 180-260°С, по затрубью колонны 5. Через нижний интервал вскрытия 4 из подпакерного пространства 8 насосом 7 будет осуществляться отбор добываемой продукции по колонне 5. При закачке пара определяется температура продукции, добываемой из пласта по колонне 5, соответствующей прорыву теплоносителя из верхнего интервала вскрытия 3 в нижний 4, что регистрируется резким снижением давления закачки пара в верхний интервал вскрытия 3. После чего закачку пара прекращают. При снижении температуры добываемой продукции по колонне 5 до 40-50% от температуры прорыва пара, определяемой физическими свойствами пласта из расстояния между интервалами вскрытия 3 и 4 в лабораторных условиях при анализе кернов из данного пласта (при расстоянии между интервалами вскрытия 3 и 4, равном 10 м, температура прорыва теплоносителя составила 110°С), закачку пара возобновляют.
Впоследствии ведется мониторинг температуры продукции, поднимаемой по колонне 5, и при достижении ее 70-90% от температуры прорыва пара, закачка пара прекращается до тех пор, пока температура продукции не упадет до 50-60% от температуры прорыва пара, определяемой в лабораторных условиях. Таким образом, процесс переходит в циклическую закачку теплоносителя для его экономии и одновременно поддержания суточного дебита.
Перегретый пар, находящийся в стволе скважины 2, за счет своей энергии прогревает колонну 5 вместе с продукцией пласта 1, уменьшая вязкость продукции, тем самым обеспечив еще более легкий подъем ее на поверхность, чем экономится энергия, затрачиваемая на это, что особенно актуально при начале эксплуатации скважины 2, когда продукция пласта 1 еще не прогрета.
При использовании способа в скважинах 2 глубиной более 200 м снаружи колонны 5 располагают дополнительную колонну 9 с пакером 10 (показаны на фиг.1 условно), располагаемым выше верхнего интервала вскрытия 3 для исключения при закачке потерь тепла, затрачиваемых на прогрев стенок скважины, и уменьшения объема пара, необходимого для нагнетания в пласт 1 по скважине 2. В данном случае сначала устанавливается проходной пакер 6, потом спускается дополнительная колонна 9 с пакером 10, который устанавливается выше верхнего интервала вскрытия 3, после чего внутрь спускается колонна 5 с насосом 7 до герметичного входа колонны 5 в проходной пакер 6.
Так как отбор продукции ведется насосом 7 постоянно, то в районе нижнего интервала вскрытия 4 создается область постоянного пониженного пластового давления, что обеспечивает направление продукции пласта 1, нагреваемого паром из района верхнего интервала вскрытия 3 в сторону нижнего интервала вскрытия 4, обеспечивая первоочередной прогрев именно этой области, что значительно ускоряет время до промышленного использования продукции данного пласта 1.
После выработки продукции пласта 1 вокруг скважины 2, что характеризуется обводнением продукции до 95-99% и сокращением времени нагнетания пара до отключения при циклической закачке в семь и более раз, скважину 2 переводят в нагнетательную под закачку пара после извлечения колонны 5 с насосом 7 и пакером 6 (при наличии также извлекают и дополнительную колонну 9 с пакером 10), так как в кровельной части пласта 1 при этом вокруг скважины 2 образуется полость (на фиг.1 не показана), свободная от продукции и пригодная для создания паровой камеры, которую поддерживают. При этом пласт 1 значительно прогреется, а паровая камера будет поддерживать давление для вытеснения продукции пласта 1 к нагнетательным скважинам (на фиг.1 не показаны), расположенным вокруг скважины 2.
Данный способ был осуществлен на одной из скважин Ашальчинского месторождения Республики Татарстан и смоделирован на базе практически полученных данных в программном комплексе, в котором существует модуль для расчета тепловых моделей, например, программный комплекс CMG.
В таблице приведены значения, которые соответствуют моделируемому объекту.
Параметр
Значение
Средняя глубина залегания, м
81,0
Средняя общая толщина, м
26,0
Коэффициент пористости, д.ед.
0,32
Значение средней проницаемости по керну, мкм<sup>2</sup>
2,5
Значение начальной пластовой температуры, °С
8,0
Значение начального пластового давления, МПа
0,44
Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа·с
14000,0
Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м<sup>3</sup>
965,0
Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·с
1,53
Давление нагнетания пара соответствует 1,7 МПа. Температура пара - 180°С, сухость пара - 0,8 д.ед.
Полученные результаты по суточному дебиту нефти показаны на фиг.2.
Применение данного метода за счет использования гарантированного потока продукции в пласте и его прогрева, а также прогрева поднимаемой продукции при закачке пара позволяет добывать продукцию на ранней стадии разработки (промышленная добыча продукции началась уже на 4 месяце после использования способа), в том числе с использованием старого фонда скважин, что значительно удешевляет проект и делает более рентабельным, особенно на начальном этапе разработки при добыче высоковязкой нефти и битума.