Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии
METHOD FOR DEVELOPMENT OF ULTRAVISCOUS OIL DEPOSIT BY THERMAL METHODS AT A LATE STAGE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и направлено на увеличение технологической эффективности разработки залежей сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки путем нагнетания в залежь горячей воды.
Известен способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU №2611789, МПК Е21В 43/24, опубл. 01.03.2017 г. Бюл. №7) Согласно изобретению, по уточненным геологическим данным выбирается участок залежи с большой выработкой пласта, с помощью термобарометрических исследований по ряду контрольных, наблюдательных и эксплуатационных скважин проводится оконтуривание паровой камеры, определяются ее наиболее низкие и высокие по абсолютной величине отметки, закачку пара прекращают, производят выбор скважин под нагнетание сточной воды и газа; в скважины с перфорацией, имеющей уровень, соответствующий нижней границе паровой камеры, закачивается горячая сточная вода, нагнетательные скважины, находящиеся в купольной зоне паровой камеры, переводят под закачку азота. Путем закачки жидкого и газообразного агентов увеличивают пластовое давление до начального, из добывающих скважин производят отбор жидкости.
Недостатком данного способа является высокая вероятность прорыва закачиваемого газообразного агента в интервал перфорации добывающих скважин, необходимость закачки больших объемов газа в паровую камеру с целью увеличения пластового давления до необходимых значений, большие материальные и экономические затраты на выработку газа и закачку его в пласт.
Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU 2582256 С1, МПК E21B 43/24, опубл. 20.04.2016, бюл. №11), включающий строительство пар, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхние нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами. Растворитель закачивают через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, его применении на залежах тяжелой нефти или природного битума возникает необходимость бурения нагнетательных и добывающей скважин на предельно малом расстоянии порядка 5 м друг от друга и необходимость бурения дополнительной скважины между ними, что крайне сложно с точки зрения технологии бурения;
- во-вторых, способ подразумевает подачу в пласт растворителя, что подразумевает дополнительные затраты;
- в-третьих, данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки залежи сверхвязкой нефти.
Также известен способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума (патент RU 2643056 С1, МПК E21B 43/24, опубл. 30.01.2018, бюл. №4), предусматривающий бурение горизонтальной добывающей скважины вблизи подошвы пласта, бурение выше нее в той же вертикальной плоскости параллельно добывающей скважине нагнетательной горизонтальной скважины на расстоянии, обеспечивающем возможность создания гидродинамической связи между скважинами для инициирования процесса дренирования, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины, бурят дополнительную нагнетательную скважину над горизонтальной нагнетательной скважиной параллельно ей в вертикальной плоскости на минимальном расстоянии от кровли пласта с учетом технической возможности выдержать траекторию скважины без проходки по вышележащим породам, фиксируют момент установления гидродинамической связи между верхней нагнетательной и добывающей скважинами, после чего прекращают закачку пара в нижнюю нагнетательную скважину и начинают закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину до завершения периода выработки элемента вытеснения.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, высокие материальные затраты на бурение дополнительной горизонтальной скважины в кровле продуктивного пласта над каждой парой горизонтальных скважин;
- во-вторых, данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки залежи сверхвязкой нефти.
3
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU 2673934 С1, МПК E21B 43/24, опубл. 03.12.2018, бюл. №34), включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, определение параметров паровой камеры, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, отличающийся тем, что выбирают пару скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 1-3 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта.
Недостатком данного способа являются:
- во-первых, высокая вероятность быстрого обводнения верхней горизонтальной скважины ввиду близкого расположения нижней горизонтальной скважины;
- во-вторых, отсутствие возможности выработки остаточных запасов из верхней части пласта-коллектора.
Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из сводовой части продуктивного пласта (в верхней части коллектора пласта) с исключением быстрого обводнения добывающих дополнительных скважин на поздней стадии разработки, что приводит к снижению материальных и экономических затрат за счет экономии на исключении остановок добычи из-за обводнения продукции.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание горячей воды с температурой 40-65°С.
Новым является то что изначально после геофизических исследований через наблюдательные скважины залежь разбуривают рядами параллельных парных добывающих и нагнетательных скважин, направленных навстречу аналогичным соответствующим скважинам из соседнего ряда с выдерживанием расстояния между забоями, исключающими прорыв пара и/или горячей воды из одной скважины в другую, а после перевода под нагнетание нижних горизонтальных скважин производят геофизические исследования в наблюдательных скважинах для определения нефтенасыщенных зон пласта, в которых бурят дополнительные добывающие горизонтальные скважины в сводовой части продуктивного пласта между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин на расстоянии 1 - 3 м от кровли продуктивного пласта.
На фиг. 1 изображена схема расположения горизонтальных скважин в залежи (вид сверху).
На фиг. 2 изображена схема расположения горизонтальных скважин в залежи (вид сбоку).
Способ реализуется следующим образом.
Способ разработки пласта 1 (фиг. 2) залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает первоначальное разбуривайте по редкой сетке наблюдательными скважинами (не показаны), через которые проводят геофизических исследований для определения строения пласта 1 и его нефтенасыщенность. По результатам этих исследований пласт 1 залежи разбуривают рядами параллельных парных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, направленных навстречу аналогичным соответствующим скважинам 4 и 5 из соседнего ряда с выдерживанием расстояния L между забоями, исключающими прорыв пара и/или горячей воды из одной скважины 3, 5, 2 или 4 в другую 5, 3, 4 или 2 соответственно. Производят закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 3 и 5, прогрев продуктивного пласта 1 с созданием паровой камеры (не показана), отбор нефти через добывающие скважины 2 и 4. На поздней стадии разработки прекращают закачку пара и отбор продукции, при этом останавливают закачку пара в верхние скважины 3 и 5 (фиг.1, 2), а нижние скважины 2 и 4 переводят под нагнетание горячей воды с температурой 40 - 65°С. При этом производят геофизические исследования в наблюдательных скважинах для определения нефтенасыщенных зон 6 пласта 1, в которых бурят дополнительные добывающие горизонтальные скважины 7 (фиг.1, 2)  в сводовой части продуктивного пласта 1 между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин 1, 3, 4 и 5 на расстоянии 1 - 3 м от кровли  продуктивного пласта 1.
Расстояние Н между горизонтальными скважинами в рядах выбирается с учетом геологических свойств пласта 1 и свойств продукции этого пласта 1 для максимального нефтеизвлечения (повышения коэффициента извлечения нефти - КИН). Чем выше проницаемость пласта 1 и менее вязкая нефть тем расстояние Н больше. Например, для Ашальчинского месторождения Республики Татарстан (РТ) Н=90-110 м. Такая же зависимость от проницаемости пласта 1  и вязкости его продукции у расстояния L  между забоями скважин 2, 3 и 4, 5. Например, для Ашальчинского месторождения РТ L = 70 - 80 м. Авторы на это не претендуют.
Объемы закачки пара и воды и отбора продукции принимаются расчетами или эмпирическим путем из применяемых ранее на аналогичных месторождениях. Авторы на это не претендуют
Пример конкретного применения.
2
3
3
На Больше-Каменской залежи сверхвязкой нефти пласт 1 находится на глубине 170 м, коллектор представлен толщиной 15 - 25 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, плотностью сверхвязкой нефти в пластовых условиях 960 кг/м, вязкостью 22000 мПа⋅с. Пробурили после геофизических исследований в наблюдательных скважинах в пласте 1 встречные добывающие 2 и 4 (фиг. 1 и 2) и расположенные выше нагнетательные 3 и 5 соответственно - пары горизонтальных скважин. Произвели закачку теплоносителя - пара во все скважины 2, 3, 4 и 5 с прогревом продуктивного пласта 1 залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательные скважины 3 и 5 в количестве 70 - 120 т/сут, отбирали продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2 и 4 с дебитом по нефти 10 - 20 т/сут. После 10 лет эксплуатации и снижения дебита до 3 т/сут по нефти в добывающих скважинах 2 и 4 участка залежи, остановили закачку пара в верхние скважины 3 и 5 и отбор жидкости из нижних скважин 2 и 4. Оборудовали нижние горизонтальные скважины 2 и 4 под закачку горячей воды объемом 70 - 80 м/сут с температурой 58 - 60°С. Произвели геофизические исследования в наблюдательных скважинах (не показаны) и определили расположение нефтенасыщенной зоны 6 (фиг. 2), в которой произвели бурение новой горизонтальной скважины 7 на расстоянии 1,2 - 2 метра от кровли продуктивного пласта 1 между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин 2 (фиг. 2), 3, 4 и 5 и запустили скважину 4 на отбор продукции пласта. В результате проведенных мероприятий дебит нефти по вновь пробуренной скважине составил 19 т/сут.
В результате использования предлагаемого способа по сравнению с аналогичным участком дебит на одну скважину возрос на 80%, обводненность продукции снизилась с 95% до 85%. Материальные затраты снизились на 30%.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами позволяет повысить эффективность теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из сводовой части продуктивного пласта (в верхней части коллектора) с исключением быстрого обводнения добывающих дополнительных скважин на поздней стадии разработки, что приводит к снижению материальных и экономических затрат за счет экономии на исключении остановок добычи из-за преждевременного обводнения продукции.