СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD FOR INCREASING HIGH-VISCOSITY OIL PRODUCTION

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам увеличения добычи высоковязкой нефти из подземной залежи с применением теплового воздействия.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (Патент RU №2287679, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006 г.), направленный на увеличение добычи углеводородной продукции. Способ включает строительство ряда параллельных добывающих двухустьевых горизонтальных скважин, выше ряда параллельных добывающих двухустьевых горизонтальных скважин параллельно ему строят ряд параллельных нагнетательных двухустьевых горизонтальных скважин с расположением в плане нагнетательных скважин между добывающими. При реализации способа нагнетают водяной пар через ряд параллельных нагнетательных двухустьевых горизонтальных скважин с закачкой пара через оба устья каждой нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины, через ряд параллельных добывающих двухустьевых горизонтальных скважин отбирают продукцию, в промежутках между добывающими и нагнетательными двухустьевыми горизонтальными скважинами строят пологие нагнетательные скважины, через которые закачивают растворитель высоковязкой нефти или битума.
Недостатком известного способа является то, что строительство пологих нагнетательных скважин, через которые закачивают растворитель, существенно увеличивает стоимость разработки залежи высоковязкой нефти или битума.
Наиболее близким техническим решением является способ добычи углеводородов из подземной залежи гудронного песка или залежи тяжелой нефти (патент RU №2098613, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.1997 г.), направленный на увеличение добычи углеводородной продукции. Способ включает бурение и подготовку залежи к эксплуатации по меньшей мере двумя парами скважин, имеющих горизонтальные участки, где каждая пара включает нагнетательную скважину, заканчивающуюся в залежи, и добывающую скважину, заканчивающуюся в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, причем горизонтальные участки добывающей и нагнетательной скважины как внутри пары, так и отдельно каждой пары параллельны между собой. При реализации способа создают проницаемую зону между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара осуществляют по нагнетательным скважинам, одновременное извлечение углеводородов осуществляют по добывающим скважинам, при этом давление нагнетания пара в нагнетательной скважине первой пары скважин на 50-2000 кПа превышает давление нагнетания в смежной нагнетательной скважине второй пары скважин.
Недостатком известного способа является то, что при длительной эксплуатации в условиях, когда давление нагнетания пара в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в смежной нагнетательной скважине второй пары скважин, в пласте происходит формирование высокопроницаемых зон, по которым с опережением продвигается основная масса пара, закачиваемого с повышенным давлением. В отдалении от этих зон пласт не прогревается в достаточной степени, а запасы высоковязкой нефти или битума, содержащиеся в непрогретой части пласта, не могут быть добыты. Кроме того, при опережающем продвижении основной массы пара в направлении добывающих скважин возможно критическое обводнение продукции конденсатом водяного пара, а при обводнении, как правило, происходит снижение дебита по нефти.
Технической задачей предложения является увеличение добычи высоковязкой нефти из подземной залежи за счет расширения областей залежи, прогреваемых паром и содержащих подвижную нефть.
Задача решается способом увеличения добычи высоковязкой нефти, включающим 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 для добычи высоковязкой нефти, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара по нагнетательным скважинам и одновременное извлечение продукции по добывающим скважинам, давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй смежной пары скважин.
Новым является то, что 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 скважин 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.
Под критическими снижениями дебита высоковязкой нефти и обводнением продукции добывающих скважин следует понимать рост обводнения продукции и снижение дебита высоковязкой нефти, приводящие к экономической нерентабельности эксплуатации. При обводнении, как правило, происходит снижение дебита высоковязкой нефти и возрастают затраты на подъем из скважины смеси высоковязкой нефти с увеличивающимся объемом воды. Также возрастают затраты на подготовку высоковязкой нефти и последующую утилизацию добытой воды. Момент времени, когда эксплуатация становится нерентабельной, определяют в нефтедобывающей организации, ведущей разработку залежи.
На фиг.1 и фиг.2 схематически представлен предлагаемый способ увеличения добычи высоковязкой нефти. Приведен разрез залежи в направлении, перпендикулярном направлению проводки горизонтальной части ствола скважины.
Способ реализуют следующим образом. Подземную залежь 1 (см. фиг.1) высоковязкой нефти разбуривают по меньшей мере двумя смежными парами горизонтальных параллельных скважин 2, 3, 4, 5. Первая пара скважин включает в себя нагнетательную скважину 2, расположенную в верхней части залежи 1, и добывающую скважину 3, расположенную в залежи 1 ниже нагнетательной скважины 2. Вторая пара скважин, смежная первой, включает в себя нагнетательную скважину 4, расположенную в верхней части залежи 1, и добывающую скважину 5, расположенную в залежи 1 ниже нагнетательной скважины 4. Скважины могут быть одно- или двухустьевыми (на фиг.1 и фиг.2 не показано). В скважины 2, 3, 4, 5 на всю длину скважин спускают эксплуатационные колонны (обсадные трубы), перфорированные в интервале продуктивной части залежи (на фиг.1 и фиг.2 не показано). Далее, в первоначально непроницаемой из-за высокой вязкости нефти залежи 1 (см. фиг.1) создают проницаемую зону между нагнетательными скважинами 2, 4 и добывающими скважинами 3, 5 каждой пары скважин. Для этого в скважины 2, 3, 4, 5 спускают колонны насосно-компрессорных труб (на фиг.1 и фиг.2 не показано) и через них закачивают водяной пар. Под действием водяного пара происходит прогрев областей залежи 1, содержащих высоковязкую нефть, из-за увеличения температуры в залежи происходит снижение вязкости нефти и она становится подвижной, таким образом, в залежи 1 создают проницаемую зону. После создания проницаемой зоны закачку водяного пара в добывающие скважины 3, 5 прекращают. Водяной пар закачивают только в нагнетательные скважины 2, 4, а в добывающие скважины 3, 5 спускают на насосно-компрессорных трубах погружные электрические насосы (на фиг.1 и фиг.2 не показано) и ведут добычу высоковязкой нефти.
3
3
В процессе разработки в залежи 1 происходит образование областей 6 и 7, содержащих водяной пар. На начальном этапе разработки залежи 1 давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине 2 первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине 4 второй смежной пары скважин. При длительной эксплуатации в условиях, когда давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине 2 первой пары скважин превышает давление нагнетания в смежной нагнетательной скважине 4 второй пары скважин, в залежи происходит формирование высокопроницаемых областей 8 (см. фиг.1), по которым с опережением продвигается основная масса водяного пара, закачиваемого с повышенным давлением (относительно давления закачки водяного пара в скважину 4). В отдалении от высокопроницаемых областей 8 (см. фиг.1) залежь не прогревается в достаточной степени, а запасы высоковязкой нефти, содержащиеся в непрогретой области залежи, не могут быть добыты. Кроме того, при опережающем продвижении основной массы водяного пара в направлении добывающих скважин возможно критическое обводнение продукции конденсатом водяного пара, а при обводнении, как правило, происходит снижение дебита высоковязкой нефти. В процессе разработки залежи нефтедобывающая организация определяет обводнение продукции и дебит высоковязкой нефти. При критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину 2 первой пары скважин закачивают изолирующий состав 9 (см. фиг.2) и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине 4 второй смежной пары скважин давление нагнетания водяного пара поднимают, при повторных критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину 4 второй пары закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине 2 первой пары скважин давление нагнетания водяного пара поднимают. При этом разницу давления в нагнетательных скважинах 2 и 4 смежных первой и второй пар скважин принимают в пределах от 100 кПа до 500 кПа. Затем чередующиеся циклы снижения и подъема давления нагнетания водяного пара в нагнетательные скважины смежных пар скважин с предварительным закачиванием изолирующего состава в нагнетательную скважину, в которой запланировано снижение давления закачиваемого водяного пара, повторяют не менее одного раза. В качестве изолирующих используют известные составы, например, ГАЛКА-Термогель-С (производится ЗАО «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2163-015-00205067-01), кремнийорганический материал для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах АКОР БН 102 (производится в НПФ "НИТПО" по ТУ 2458-001-01172772-99) или другие изолирующие составы, применение которых возможно в условиях высоких температур. Объем состава для закачки в одну скважину, определенный из опыта промысловых работ, составляет от 5,0 м до 20,0 м. Чередующиеся циклы снижения и подъема давления нагнетания водяного пара в нагнетательные скважины 2 и 4 смежных пар скважин приводят к изменению направлений путей продвижения водяного пара в залежи. Предварительная закачка изолирующего состава в нагнетательную скважину 2 или 4 (в ту, в которой запланировано снижение давления закачиваемого водяного пара), приводит к снижению проницаемости ранее сформированных путей продвижения водяного пара в залежи и перенаправлению водяного пара в новые, ранее не подверженные воздействию области залежи 1. Таким образом, происходит расширение областей залежи 1, содержащих водяной пар, приводящее за счет улучшения прогрева к расширению областей залежи 1, содержащих подвижную нефть. Расширение областей залежи 1, содержащих подвижную нефть, ведет к увеличению добычи высоковязкой нефти.
3
Пример практического применения. Залежь 1 (см. фиг.1) нефти с вязкостью 26,9 Па·с, находящуюся на глубине 98 м, представленную продуктивными пластами толщиной 16 м, разбуривают двумя смежными парами горизонтальных параллельных скважин 2, 3, 4, 5. Все скважины двухустьевые (на фиг.1 и фиг.2 не показано). Первая пара скважин включает в себя нагнетательную скважину 2, расположенную в верхней части залежи 1, и добывающую скважину 3, расположенную в залежи 1 ниже нагнетательной скважины 2. Вторая пара скважин, смежная первой, включает в себя нагнетательную скважину 4, расположенную в верхней части залежи 1, и добывающую скважину 5, расположенную в залежи 1 ниже нагнетательной скважины 4. В скважины 2, 3, 4, 5 на всю длину скважин спускают эксплуатационные колонны (обсадные трубы), перфорированные в интервале продуктивной части залежи (на фиг.1 и фиг.2 не показано). Далее в первоначально непроницаемой из-за высокой вязкости нефти залежи 1 создают проницаемую зону между нагнетательными скважинами 2, 4 и добывающими скважинами 3, 5 каждой пары скважин. Для этого в скважины 2, 3, 4, 5 спускают колонны насосно-компрессорных труб (на фиг.1 и фиг.2 не показано) и через них закачивают водяной пар с температурой 180°C. Содержащая высоковязкую нефть область в залежи 1 прогревается под действием водяного пара, из-за увеличения температуры в залежи вязкость нефти снижается, и она становится подвижной, таким образом, в залежи 1 создают проницаемую зону. После создания проницаемой зоны закачку водяного пара в добывающие скважины 3, 5 прекращают. Водяной пар закачивают только в нагнетательные скважины 2, 4, а в добывающие скважины 3, 5 спускают на насосно-компрессорных трубах погружные электрические насосы (на фиг.1 и фиг.2 не показано) и ведут добычу высоковязкой нефти. При разработке залежи 1 давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине 2 первой пары скважин составляет 1100 кПа, давление нагнетания в нагнетательной скважине 4 второй смежной пары скважин составляет 700 кПа. По истечении 14 месяцев разработки залежи в указанном режиме нефтедобывающая организация установила критическое обводнение продукции добывающих скважин 3 и 5 до 99% и снижение дебита высоковязкой нефти в 3 раза. В нагнетательную скважину 2 закачали изолирующий состав, в качестве которого использовали 10 мкремнийорганического материала АКОР БН 102. Далее, давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине 2 первой пары скважин снизили до 700 кПа, а в нагнетательной скважине 4 второй смежной пары скважин подняли до 1100 кПа. По истечении 2 месяцев разработки залежи в указанном режиме произошло снижение обводненности продукции добывающих скважин 3 и 5 в среднем на 12%, а дебит высоковязкой нефти возрос в среднем в 1,5 раза. При повторных критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину 4 второй пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине 2 первой пары давление нагнетания водяного пара поднимают.
Применение предлагаемого способа позволяет увеличить добычу высоковязкой нефти из подземной залежи за счет расширения областей залежи, прогреваемых паром и содержащих подвижную нефть, путем снижения проницаемости ранее сформированных путей продвижения водяного пара в залежи и перенаправлению водяного пара в новые, ранее не подверженные воздействию области залежи. Как результат, происходит увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти на 5-10%.