Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL AND / OR BITUMEN DEPOSIT BY CYCLIC EFFECT ON FORMATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти и/или битума.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт (патент RU 2560036, МПК Е21В43/24, опубл. 20.08.2015, бюл. № 23), включающий бурение горизонтальной скважины, последовательную закачку теплоносителя - пара для прогрева пласта, охлаждаю- щей жидкости и последующий отбор продукции из скважины, причем в качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10 %-ный водный раствор карбамида, а теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта не ниже температуры разложения карбамида, причем охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя с температурой, не более чем на 120°C меньшей температуры теплоносителя.
Недостатком этого способа являются низкая продолжительность эффекта вследствие необходимости закачки охлаждающей жидкости, что снижает эффективность начальной закачки пара и приводит к быстрому снижению призабойной температуры после начала отбора жидкости.
Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU № 2663530, МПК E21B 43/24, E21B 43/22, опубл. 07.08.2018, бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбор продукции в добывающей скважине, причем предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, на основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного
растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по формуле:
где t - время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, ч;
h - расстояние по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины, м; υ - скорость диффузии углеводородного растворителя в вертикальном
направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях, м/ч,
до начала прогрева пласта закачкой пара, в нагнетательную скважину закачивается углеводородный растворитель в объеме, рассчитанном по формуле:
3
где V - объем закачки углеводородного растворителя, м;
K=1÷3 безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от геолого- физических свойств пласта;
d - диаметр фильтра, м;
L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м, при этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени до- стижения растворителем добывающей скважины.
Недостатками способа являются узкая область применения, ограниченная только парными горизонтальными скважинами, эксплуатирующими залежь высоковязкой нефти и/или битума по технологии парогравитационного дренирования и не учитывающая одиночные горизонтальные скважины, а также отсутствие подбора наиболее оптимального растворителя в лабораторных условиях для геолого- физических условий конкретной залежи.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума за счет обработки залежи растворителем, обладающим наиболее растворяющими и разбавляющими способностями и не вызывающим выпадение нерастворимого осадка, повышение коэффициента извлечения нефти, получение дополнительной добычи нефти за счет увеличения пластовой энергии, снижения вязкости сырой нефти в пластовых условия, снижение эксплуатационных затрат на производство и закачку пара.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт, включающим бурение горизонтальной скважины, закачку теплоносителя для прогрева пласта и последующий отбор продукции из скважины.
Новым является то, что до бурения горизонтальной скважины бурят оценочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят исследования проб нефти, проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, перед закачкой теплоносителя закачивают растворитель, представляющий собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, в объеме, который определяют по формуле:
где V - объем закачиваемого растворителя, м3;
K=1,2÷2,4, безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от вязкости нефти в пластовых условиях следующим образом: при динамической вязкости нефти менее 12000 мПа*с, К равен 1,2; при динамической вязкости нефти 12001- 19000 мПа*с, К равен 1,5; при динамической вязкости нефти 19001-26000 мПа*с, К равен 1,8; при динамической вязкости нефти 26001-35000 мПа*с, К равен 2,1; при динамической вязкости нефти более 35001 мПа*с, К равен 2,4;
π – математическая константа, равная 3,14;
d - диаметр горизонтальной фильтровой части скважины, м; L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м,
продавливают растворитель и оставляют скважину на технологическую выдержку для реагирования всего объема растворителя на не менее 4 суток, после технологической выдержки осуществляют закачку теплоносителя в течение 70-180 суток, а в качестве теплоносителя закачивают парогазовую смесь, в качестве парогазовой смеси используют состав, содержащий, мас. %: пар 40-60; углекислый газ СО2 5- 15; азот N2 35-55; кислород О2 0,5 и менее.
На фиг. 1 показана схема расположения одиночной горизонтальной скважины для организации закачки теплоносителя с наличием колонн насосно- компрессорных труб НКТ.
На фиг. 2 показана схема расположения одиночной горизонтальной скважины для с погружным насосом для организации отбора продукции.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт осуществляют следующим образом.
До бурения в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2) горизонтальной скважины 2 бурят оценочные скважины (на фиг. 1, 2 не показаны) для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят исследования проб нефти. Проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, глубину кровли нефтенасыщенного пласта, допустимое давление закачки.
Далее в пределах продуктивного пласта 1 бурят одиночную горизонтальную скважину 2, на которой предполагается циклическая эксплуатация - закачка теплоносителя и отбор жидкости. В условно вертикальную часть скважины 2 спускают эксплуатационную колонну 3, а горизонтальную часть скважины 2 оборудуют щелевым фильтром-хвостовиком 4. Для закачки растворителя и парогазовой смеси спускают в скважину 2 насосно-компрессорные трубы (НКТ) 5 (фиг. 1). Перед закачкой теплоносителя в продуктивный пласт 1 закачивают растворитель, представляющий собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов.
По способу используют растворители, например, растворитель промышленный - РП (ТУ 0258-007-60320171-2016), растворитель углеводородный - РУ (ТУ 19.20.23-030-60320171-2019), ароматический растворитель - толуол (ГОСТ 5789 –78) и др.
По результатам проведенных опытов, а также промысловых испытаний можно сделать вывод о том, что данные растворители обладают наиболее растворяющими и разбавляющими способностями и не вызывают выпадение нерастворимого осадка, обладают наилучшими вытесняющими свойствами, дают одинаково положительные результаты, обеспечивают получение одного и того же технического результата и применяются на месторождениях разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума. Выбор растворителя (растворителя промышленного или растворителя углеводородного или толуола) определяется его наличием.
Объем растворителя определяют по формуле:
где V - объем закачиваемого растворителя, м3;
K=1,2÷2,4, безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от вязкости нефти в пластовых условиях;
π – математическая константа, равная 3,14;
d - диаметр горизонтальной фильтровой части скважины, м;
L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м.
Зависимость коэффициента К от вязкости нефти в пластовых условиях представлена в таблице:
Таблица. Зависимость коэффициента К от вязкости нефти в пластовых условиях.
Динамическая вязкость мПа*с
К
менее 12000
1,2
12001-19000
1,5
19001-26000
1,8
26001-35000
2,1
более 35001
2,4
Продавливают растворитель технологической жидкостью. Оставляют скважину 2 на технологическую выдержку для реагирования всего объема растворителя на не менее 4 суток. После технологической выдержки осуществляют закачку теплоносителя в течение 70-180 суток.
В качестве теплоносителя закачивают парогазовую смесь. Парогазовая смесь, применяемая по предлагаемому способу, представляет собой смесь, которая состоит из: 40-60 мас. % пара, 5-15 мас. % углекислого газа - СО2, 35-55 мас. % азота - N2, 0,5 мас. % и менее кислорода - О2, и обладающую рядом преимуществ перед закачкой пара:
1. Закачка полного объема смеси с продуктами горения установки, производящей парогазовую смесь, в пласт;
2. СО2 в составе парогазовой смеси помогает снизить вязкость сырой нефти. Обычно СО2 может снизить вязкость до 1/10 от исходного уровня. Также СО2 отмывает связанную нефть с поверхности породы, уменьшая межфазное натяжение нефти и воды;
3. Отсутствие выброса СО2 в атмосферу с установки, производящей парогазовую смесь;
4. Неконденсирующийся газ N2 полезен для повышения давления в пластовом резервуаре и создает довольно широкую газовую зону вокруг добывающей скважины, чтобы усилить движущие силы газа и жидкости и привести к перераспределению тепла и газа в нефтяных слоях. Эффект подъема давления N2 увеличивает коэффициент извлечения нефти;
5. Тепловой эффект – снижение вязкости и повышение текучести сырой нефти.
После чего закачку парогазовой смеси в скважину прекращают, скважину
останавливают на выдержку в течение 20-30 суток для термокапиллярной пропитки и остывания призабойной зоны добывающей скважины 2. Далее из скважины 2 извлекают НКТ 5 и проводят геофизические исследования для определения распределения температуры вдоль горизонтального ствола 4 скважины 2. После чего спускают в скважину 2 насос 6 (фиг. 2) на НКТ 7, располагают его в пределах эксплуатационной колонны 3 и осуществляют отбор продукции скважины с контролируемым расходом для поддержания температуры на приеме насоса 6 близкой, но не выше предельной для сохранения работоспособности насоса 6.
Примеры конкретного выполнения. Пример 1.
Пробурили оценочные скважины для оконтуривания продуктивной залежи, произвели опробования через оценочные скважины в нефтенасыщенном пласте 1 (фиг. 1), провели исследования проб нефти и определили вязкость нефти, которая составила 27042 мПа*с (при 8°С начальной пластовой температуры), глубина кровли нефтенасыщенного пласта 124 м, допустимое давление закачки на устье – 16 атм.
В пределах продуктивного пласта 1 пробурили одиночную горизонтальную скважину 2 глубиной 1050 м, длиной горизонтально ствола 853 м, предполагающую циклическую эксплуатацию закачки теплоносителя и отбора жидкости. В условно вертикальную часть скважины 2 спустили эксплуатационную колонну 3 диаметром 244,5 мм длиной 421,6 м, а горизонтальную часть оборудовали щелевым фильтром-хвостовиком 4 диаметром 168 мм длиной 646,5 м. Для проведения
закачки растворителя и парогазовой смеси спустили НКТ 5 на глубину 692 м. Рассчитали объем растворителя:
Перед первоначальным циклом закачки теплоносителя и отбора жидкости осуществили закачку растворителя в продуктивный пласт 1 в объеме 30,1 м3. В качестве растворителя закачали растворитель промышленный на углеводородной основе (ТУ 0258-007-60320171-2016) с продавкой технологической жидкостью объемом 1,5 м³ и выдержкой в течение 4 суток. После технологической выдержки на реагирование растворителя осуществили закачку парогазовой смеси в объеме 8123 т в течение 70 суток с температурой не менее 180°С на устье скважины со средне-суточным расходом 116 т/сут. После чего закачку в скважину остановили на ожидание в течение 20 суток для перераспределения тепла и термокапиллярной пропитки в продуктивном пласте 1. Далее из скважины 2 извлекли НКТ 5 и провели геофизические исследования для определения распределения температуры вдоль горизонтального ствола 4 скважины 2 после чего спустили насос 6 (фиг. 2) на НКТ 7, расположили его в пределах эксплуатационной колонны 3 и осуществили отбор продукции скважины с контролируемым расходом для поддержания температуры на приеме насоса 6 близкой, но не выше предельной для сохранения работоспособности насоса 6.
Пример 2.
Пробурили оценочные скважины для оконтуривания продуктивной залежи, произвели опробования через оценочные скважины в нефтенасыщенном пласте 1 (фиг. 1), провели исследования проб нефти и определили вязкость нефти, которая составила 42753 мПа*с (при 8°С начальной пластовой температуры), глубина кровли нефтенасыщенного пласта 189 м, допустимое давление закачки на устье – 22,3 атм.
В пределах продуктивного пласта 1 пробурили одиночную горизонтальную скважину 2 глубиной 1286 м, предполагающую циклическую эксплуатацию закачки теплоносителя и отбора жидкости. В условно вертикальную часть скважины 2 спустили эксплуатационную колонну 3 диаметром 244,5 мм длиной 501 м, а горизонтальную часть оборудовали щелевым фильтром-хвостовиком 4 диаметром
168 мм длиной 803 м. Для проведения закачки растворителя и парогазовой смеси спустили НКТ 5 на глубину 843 м. Рассчитали объем растворителя:
Перед закачкой теплоносителя и отбора жидкости осуществили закачку растворителя в продуктивный пласт 1 в объеме 42,7 м³. В качестве растворителя закачали толуол (ГОСТ 5789 – 78) с продавкой технологической жидкостью объемом 1,5 м³. После технологической выдержки на реагирование продолжительностью 23 суток осуществили закачку парогазовой смеси в объеме 11391 т в течение 180 суток с температурой не менее 180 °С на устье скважины со среднесуточным расходом 63 т/сут. После чего закачку в скважину остановили на ожидание в течение 30 суток для перераспределения тепла и термокапиллярной пропитки в продуктивном пласте 1. Далее из скважины 2 извлекли НКТ 5 и провели геофизические исследования для определения распределения температуры вдоль горизонтального ствола 4 скважины 2 после чего спустили насос 6 (фиг. 2) на НКТ 7, расположили его в пределах эксплуатационной колонны 3 и осуществили отбор продукции скважины с контролируемым расходом для поддержания температуры на приеме насоса 6 близкой, но не выше предельной для сохранения работоспособности насоса 6.
Пример 3.
Пробурили оценочные скважины для оконтуривания продуктивной залежи, произвели опробования через оценочные скважины в нефтенасыщенном пласте 1 (фиг. 1, 2), провели исследования проб нефти и определили вязкость нефти, которая составила 14089 мПа*с (при 9°С начальной пластовой температуры), глубина кровли нефтенасыщенного пласта 212 м, допустимое давление закачки на устье – 25,2 атм.
В пределах продуктивного пласта 1 пробурили одиночную горизонтальную скважину 2 глубиной 693 м, предполагающую циклическую эксплуатацию за- качки теплоносителя и отбора жидкости. В условно вертикальную часть скважины 2 спустили эксплуатационную колонну 3 диаметром 244,5 мм длиной 356 м, а горизонтальную часть оборудовали щелевым фильтром-хвостовиком 4 диаметром 168 мм длиной 335 м. Для проведения закачки растворителя и парогазовой смеси спустили НКТ 5 на глубину 489 м. Рассчитали объем растворителя:
Осуществили закачку растворителя в продуктивный пласт 1 в объеме 11,13 м3. В качестве растворителя закачали растворитель углеводородный – РУ (ТУ 19.20.23-030-60320171-2019), с продавкой технологической жидкостью объемом 1,5 м³ и выдержкой в течение 12 суток. После технологической выдержки на реагирование растворителя осуществили закачку парогазовой смеси в объеме 8123 т в течение 123 суток с температурой не менее 180 °С на устье скважины со среднесуточным расходом 66 т/сут. После чего закачку в скважину остановили на ожидание в течение 22 суток для перераспределения тепла и термокапиллярной пропитки в продуктивном пласте 1. Далее из скважины 2 извлекли НКТ 5 и провели геофизические исследования для определения распределения температуры вдоль горизонтального ствола 4 скважины 2 после чего спустили насос 6 (фиг. 2) на НКТ 7, расположили его в пределах эксплуатационной колонны 3 и осуществили отбор продукции скважины с контролируемым расходом для поддержания температуры на приеме насоса 6 близкой, но не выше предельной для сохранения работоспособности насоса 6.
Предлагаемый способ повышает эффективность разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума за счет обработки залежи растворителем, обладающим наиболее растворяющими и разбавляющими способностями и не вызывающим выпадение нерастворимого осадка, повышает коэффициент извлечения нефти, позволяет получить дополнительную добычу нефти за счет увеличения пластовой энергии, снижения вязкости сырой нефти в пластовых условия, а также позволяет снизить эксплуатационные затраты на производство и закачку пара.