СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАССИВНОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD OF HIGH-VISCOSITY MASSIVE OIL POOL DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти массивного типа.
Известен способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти, включающий выделение в залежи по разрезу отдельных эксплуатационных объектов, бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом в вышерасположенные горизонтальные нагнетательные скважины, отбор нефти через нижерасположенные горизонтальные добывающие скважины в каждом объекте, при этом выработку нефти из объектов осуществляют сверху вниз и уменьшают температуру закачиваемого теплоносителя от объекта к объекту на 30-60°C, причем в нижнем объекте поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°C. Разработку каждого нижерасположенного объекта осуществляют после выработки зоны залежи в вышерасположенном объекте (см. патент РФ №2334096 от 24.09.2007, МПК: Е21В 4/24).
Однако использование данного способа при разработке массивной залежи с гидродинамической связью между эксплуатационными объектами за счет разработки залежи сверху вниз приводит к опережающему продвижению подошвенной воды, увеличению обводненности нефти, а также к частичному захоронению нефти в целиках коллектора нижнего объекта за счет прорыва подошвенной воды и, как результат, к снижению эффективности разработки залежи.
Также известен способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти, принятый авторами за прототип, включающий выделение в залежи по разрезу отдельных эксплуатационных объектов, бурение скважин до подошвы нижнего эксплуатационного объекта по одной из систем, закачку в скважины теплоносителя и отбор нефти. Согласно способу в каждой вертикальной скважине, как правило, в нижней части каждого эксплуатационного объекта бурят боковые горизонтальные стволы, изменяя их азимутальное направление относительно друг друга. Учитывая наличие гидродинамической связи между эксплуатационными объектами, отработку боковых стволов осуществляют последовательно снизу вверх. При отработке одного бокового ствола в вертикальный ствол скважины спускают до бокового ствола специальную термоизолированную колонну, а в боковой ствол вводят обычные насосно-компрессорные трубы (НКТ). Затем в боковой ствол закачивают пар и оставляют скважину на пропитку. Далее извлекают термоизолированную колонну, а в скважину спускают штанговый глубинный насос и вводят ее в эксплуатацию до достижения минимально рентабельного уровня дебита по нефти. Циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добываемой продукции, при этом последовательно осуществляют отработку всех боковых стволов и переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, пара, в нагнетательные скважины и осуществляют отбор нефти через добывающие скважины (см. патент РФ №2213857 от 24.09.2007, МПК: Е21В 4/24).
Однако, учитывая, что массивная залежь является гидродинамически связанной системой, при отборе нефти из нижнего объекта происходит снижение давления во всех объектах по разрезу залежи и при снижении давления ниже давления насыщения выделяющийся из нефти газ запирает нефть в тупиковые зоны. Вместе с тем из-за потери растворенного в нефти газа происходит многократное увеличение вязкости нефти, что приводит к снижению потенциально возможного коэффициента нефтеизвлечения за период разработки залежи, и, как результат, к снижению эффективности разработки залежи.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности разработки залежи за счет регулирования процесса извлечения нефти по разрезу залежи с учетом изменения параметров пластов и нефти в залежи.
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе разработки массивной залежи высоковязкой нефти осуществляют выделение в разрезе залежи отдельных эксплуатационных объектов с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, разбуривание залежи по любой из известных схем расположения нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин.
Существенными отличительными признаками заявленного способа являются:
- разбуривание залежи осуществляют с максимально возможной плотностью сетки;
- вскрывают продуктивные пласты нижнего эксплуатационного объекта во всех пробуренных скважинах;
- осуществляют отбор нефти из нижнего эксплуатационного объекта на естественном режиме изо всех скважин;
- осуществляют мониторинг пластового давления во всех эксплуатационных объектах;
- при приближении пластового давления в верхнем эксплуатационном объекте к давлению насыщения в сетке скважин выделяют нагнетательные скважины и добывающие скважины, образующие первую и вторую орбиты относительно нагнетательных скважин;
- в нагнетательных скважинах и добывающих скважинах второй орбиты изолируют нижний объект, вскрывают продуктивные пласты верхнего эксплуатационного объекта;
- осуществляют закачку в нагнетательные скважины рабочего агента в виде пара в верхний объект;
- осуществляют отбор нефти из нижнего объекта добывающих скважин первой орбиты и из верхнего объекта добывающих скважин второй орбиты;
- при приближении температуры отбираемой нефти в добывающей скважине к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования в скважине изолируют работающий интервал и вскрывают продуктивные пласты, ранее не охваченные разработкой, и осуществляют из них отбор нефти;
- при повышении текущего паронефтяного отношения выше рентабельного уровня прекращают закачку пара в нагнетательные скважины и производят в них закачку рабочего агента в виде холодной воды до достижения предельной обводненности добываемой нефти.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает повышение эффективности разработки залежи за счет регулирования процесса извлечения нефти по разрезу залежи с учетом изменения параметров пласта и флюидов в залежи в процессе разработки. Так на первом этапе разработки осуществляют отбор нефти из нижнего эксплуатационного объекта из всех пробуренных скважин на естественном режиме, при этом, максимально используя естественную энергию пласта, осуществляют мониторинг пластового давления во всех эксплуатационных объектах и осуществляют отбор нефти до приближения пластового давления в верхнем объекте к давлению насыщения, предотвращая выделение из нефти растворенного газа и увеличения вязкости нефти. Таким образом, поддерживается «эффект вспененной нефти» при движении ее к зоне отбора вместе с растворенным в ней газом в «окклюдированном состоянии», предотвращая хаотическое движение нефти и выделяющегося из нее растворенного газа в свободной фазе, когда газ начнет «обгонять» нефть, не участвуя в ее вытеснении. При приближении пластового давления в верхнем эксплуатационном объекте к давлению насыщения нефти газом изменяют режим разработки залежи, при этом в сетке скважин выделяют нагнетательные скважины и добывающие скважины первой и второй орбиты относительно нагнетательных скважин, в нагнетательных скважинах и добывающих скважинах второй орбиты изолируют нижний объект и вскрывают продуктивные пласты верхнего эксплуатационного объекта, а затем осуществляют закачку в нагнетательные скважины рабочего агента в виде пара в верхний объект и осуществляют отбор нефти из нижнего объекта добывающих скважин первой орбиты и из верхнего объекта добывающих скважин второй орбиты. При закачке пара в верхнюю зону залежи образующаяся паровая камера распространяется по площади пласта от нагнетательной скважины к вскрытым продуктивным пластам добывающих скважин первой и второй орбит, разогревая высоковязкую нефть. За счет непрерывно закачиваемого пара паровая камера постоянно расширяется. Вместе с тем, образующийся в результате охлаждения пара конденсат под действием сил гравитации проникает в нижерасположенные зоны и одновременно с паром обеспечивает вытеснение нефти из этих зон сверху вниз. Также каждая зона передает свое тепло соседней зоне за счет теплопередачи. Следует также отметить, что, как правило, нижние зоны характеризуются ухудшенной продуктивностью по сравнению с верхними, поэтому в нижней зоне латеральная фильтрация оказывается более медленной, чем в верхних, а влияние сил гравитации, наоборот, больше. Вместе с тем, осуществление контроля температуры добываемой продукции позволяет своевременно изменять по отдельным скважинам область отбора добываемой продукции и изменять движение теплового фронта, увеличивая охват залежи тепловым воздействием. Таким образом, предлагаемый способ, обеспечивая регулирование процесса извлечения нефти по разрезу залежи с учетом изменения параметров пластов и флюидов в залежи, способствует повышению эффективности разработки массивной залежи высоковязкой нефти.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются не очевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим, мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.
На фиг. 1 показана площадная схема разбуривания залежи; на фиг. 2 - рядная схема разбуривания залежи; на фиг. 3 - вариант вскрытия продуктивных пластов в нагнетательной и добывающих скважинах на первом этапе разработки при выделении в залежи двух эксплуатационных объектов; на фиг. 4 - вариант вскрытия продуктивных пластов в нагнетательной и добывающих скважинах на втором этапе разработки при закачке рабочего агента в виде пара при выделении в залежи двух эксплуатационных объектов; на фиг. 5 представлена зависимость вязкости нефти от давления при переходе в режим растворенного газа после снижения пластового давления ниже давления насыщения для пластовых условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения; на фиг. 6 представлена выгрузка из модели, построенной по площадной схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающей распространение температурного фронта при различных вариантах вскрытия продуктивных пластов добывающих скважин по вариантам 1-3 и 5-10; на фиг. 7 - выгрузка из модели, построенной по площадной схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами по вариантам 1-3 и 5-10; на фиг. 8 - выгрузка из модели, построенной по площадной схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающей распространение температурного фронта по варианту 4; на фиг. 9 - выгрузка из модели, построенной по площадной схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами по варианту 4.
Способ реализуют следующим образом.
Выделяют в разрезе залежи эксплуатационные объекты с учетом одинаковой суммарной эффективной нефтенасыщенной толщины объединяемых продуктивных пластов. Разбуривание залежи осуществляют с максимально возможной плотностью сетки по любой из известных схем расположения нагнетательных и добывающих скважин, например по площадной схеме (см. фиг. 1) или по рядной схеме (см. фиг. 2). Во всех пробуренных скважинах вскрывают продуктивные пласты нижнего эксплуатационного объекта. В скважины спускают глубиннонасосное оборудование и осуществляют первую стадию разработки - отбор нефти из нижнего эксплуатационного объекта на естественном режиме изо всех скважин. Осуществляют мониторинг пластового давления во всех эксплуатационных объектах с помощью контрольных скважин (на схеме не показаны). Предварительно в лабораторных условиях устанавливают зависимость вязкости нефти от давления при переходе в режим растворенного газа после снижения пластового давления ниже давления насыщения. Так, лабораторным путем установлено, что давление насыщения нефти газом для пластовых условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения составляет 7350 кПа (см. фиг. 5). При приближении пластового давления в верхнем эксплуатационном объекте к давлению насыщения переходят ко второй стадии разработки. В сетке скважин выделяют нагнетательные 1 скважины и добывающие скважины 2, образующие первую орбиту относительно нагнетательных скважин и добывающие скважины 3, образующие вторую орбиту относительно нагнетательных скважин (см. фиг. 1). В нагнетательных скважинах 1 и добывающих скважинах 3 второй орбиты изолируют нижний объект, например с помощью пакера, вскрывают продуктивные пласты верхнего эксплуатационного объекта и осуществляют закачку в нагнетательные 1 скважины рабочего агента в виде пара в верхний объект. Отбор нефти осуществляют из нижнего объекта добывающих скважин 2 первой орбиты и из верхнего объекта добывающих скважин 3 второй орбиты с помощью глубиннонасосного оборудования, спущенного в добывающие скважины. Осуществляют мониторинг температуры отбираемой нефти. При приближении температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования переходят к третьей стадии разработки, то есть изолируют работающий интервал, например, с помощью пакера, вскрывают, например, перфорацией продуктивные пласты, ранее не охваченные разработкой и осуществляют из них отбор нефти.
Возможны варианты осуществления способа, когда в разрезе залежи в зависимости от ее толщины выделяют два или три эксплуатационных объекта. При выделении двух эксплуатационных объектов на третьей стадии разработки при приближении температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине первой орбиты к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования в скважине изолируют работающий интервал нижнего объекта, например, с помощью пакера и вскрывают продуктивные пласты верхнего объекта добывающих скважин первой орбиты. При приближении температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине второй орбиты верхнего объекта к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования вновь переходят к отбору нефти из нижнего объекта второй орбиты, то есть производят демонтаж пакера, обеспечивающиего изоляцию нижнего объекта второй орбиты, и спускают в нижний объект глубиннонасосное оборудование, так как за счет сил гравитации образующийся конденсат осуществляет вытеснение нефти сверху вниз. При повторных повышениях температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине первой и второй орбит скважину переводят в режим циклического отбора нефти. При повышении текущего паронефтяного отношения выше рентабельного уровня переходят к четвертой стадии разработки - прекращают закачку пара в нагнетательные скважины и производят в них закачку рабочего агента в виде холодной воды до достижения предельной обводненности добываемой нефти - 98%.
При увеличении толщины залежи до 150 м выделяют в разрезе залежи три эксплуатационных объекта с одинаковой нефтенасыщенной толщиной (на схемах не показано). В этом случае на третьей стадии разработки при приближении температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине первой орбиты к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования, так же как и при выделении двух объектов, в добывающей скважине первой орбиты изолируют работающий интервал нижнего объекта, например, с помощью пакера и вскрывают продуктивные пласты верхнего объекта добывающих скважин первой орбиты. При дальнейшем повышении температуры отбираемой нефти к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования в добывающих скважинах первой и второй орбит вскрывают, например, перфорацией ранее не охваченные разработкой продуктивные пласты среднего объекта. Возможен вариант повторного ввода в эксплуатацию нижнего объекта в добывающих скважинах первой и второй орбит. При повторных повышениях температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине первой и второй орбит скважину переводят в режим циклического отбора нефти. При повышении текущего паронефтяного отношения выше рентабельного уровня переходят к четвертой стадии разработки - прекращают закачку пара в нагнетательные скважины и производят в них закачку рабочего агента в виде холодной воды до достижения предельной обводненности добываемой нефти - 98%.
Возможен вариант, когда в каждом эксплуатационном объекте (независимо от их количества) в каждой вертикальной скважине бурят боковые стволы или радиальные отводы, при этом при вводе в эксплуатацию каждого эксплуатационного объекта закачку рабочего агента и (или) отбор нефти осуществляют одновременно через все боковые стволы или радиальные отводы.
Предлагаемый способ может быть реализован на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с нефтенасыщенной толщиной 100-150 м. Залежь расположена на глубине 1500 м с вязкостью нефти около 710 мПа·с. В разрезе залежи может быть выделено от 2 до 3 эксплуатационных объектов с толщиной каждого объекта по 50 м. При реализации способа бурят до подошвы нижнего объекта вертикальные нагнетательные и добывающие скважины глубиной 1500 м, располагая их, например, по пятиточечной системе, по сетке 250×250 м. Рентабельный уровень паронефтяного отношения для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения составляет 7-8 т/т.
Возможность осуществления предлагаемого способа и преимущества его перед другими способами доказана созданной геолого-технологической моделью. Термогидродинамические расчеты для прогнозирования технологических показателей по вариантам проводились с использованием прикладного симулятора.
При актуализации созданной геолого-технологической модели было принято, что нефть тяжелая, высоковязкая. В связи с применением термических методов увеличения нефтеотдачи моделирование соответствующего периода добычи выполнялось с применением термической опции симулятора.
Актуализированная модель представлена сектором четырех 5-точечных элементов разработки с размерами по оси x и y 1900×1650 м с общей толщиной продуктивного пласта 160 м с нагнетательной вертикальной скважиной по центру каждого элемента и вертикальными добывающими скважинами вокруг, общее количество активных ячеек модели составило 114838 единиц, граничные условия задавались с учетом фактического снижения давления залежи на уровне начального положения ВНК (-1310 м).
Первоначально с помощью актуализированной модели было установлено, что распространение рабочего агента в виде пара по разрезу залежи происходит наиболее оптимально при закачке его в верхний объект нагнетательной скважин независимо от количества выделенных объектов. Дальнейшие исследования проводились на период 30 лет разработки при приближении пластового давления в верхнем эксплуатационном объекте к давлению насыщения, то есть со второй стадии разработки. При проведении исследований рассматривались различные варианты последовательности вскрытия продуктивных интервалов в добывающих скважинах первой и второй орбит. Во всех вариантах рассматривался один срок разработки залежи - 30 лет и одинаковая накопленная закачка пара- 4371 тыс.т. Основные результаты исследований приведены в таблице 2.
Как видно из приведенной таблицы, при одинаковых сценарных условиях в вариантах 1-3 и 5-10 сравнимы накопленная добыча нефти, паронефтяное отношение и коэффициент нефтеотдачи. Результаты исследований также подтверждаются представленными выгрузками из гидродинамической модели на фиг. 6 и 7. Как видно на фиг 6, соответствующей вариантам исследования 1-3 и 5-10, распространение температурного фронта при закачке в нагнетательную скважину пара и отборе нефти из различных объектов добывающих скважин первой и второй орбит наблюдается в основном по стволу нагнетательных скважин. Одновременно на фиг. 7, также соответствующей вариантам исследования 1-3 и 5-10, видно, что движение фильтрационных потоков по пласту наблюдается в основном в верхнем объекте.
Наилучшие результаты получены по варианту 4, соответствующему заявляемому способу, а именно получена наибольшая накопленная добыча нефти - 1318 тыс. т., максимальный коэффициент нефтеотдачи - 8,5% и минимальное паронефтяное отношение - 3,3 т/т. Результаты исследований по заявляемому способу также подтверждаются представленными выгрузками из гидродинамической модели на фиг. 8 и 9. Как видно на фиг. 8, температурный фронт при закачке в нагнетательную скважину пара и отборе нефти из нижнего объекта первой орбиты и верхнего объекта второй орбиты распространяется существенно дальше относительно ствола нагнетательной скважины. Одновременно на фиг. 9, также соответствующей варианту исследования 4, видно, что движение фильтрационных потоков наблюдается по всему разрезу залежи.
Таким образом, исследования подтвердили эффективность заявляемого способа и возможность достижения поставленной задачи - повышение эффективности разработки залежи за счет регулирования процесса извлечения нефти по разрезу залежи с учетом изменения параметров пластов и нефти в залежи, а именно изменения пластового давления, температуры нефти, а также паронефтяного отношения.