СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ
METHOD OF DEVELOPMENT OF STRATIFIED OIL DEPOSIT WITH HIGH-VISCOSITY OIL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слоистых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью вертикальными скважинами.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение групп пластов с различной проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины. После разделения пластов по фильтрационно-емкостным свойствам их разбивают на три группы с различной проницаемостью при помощи пакеров. Избирательно в нагнетательных скважинах отсекают нижнюю группу пластов, верхнюю и нижнюю группы по соответствующим раздельным колоннам дополнительно исследуют на проницаемость пластов. Затем снимают изоляцию, изучают общую проницаемость средней и нижней группы пластов. Нижние пакеры нагнетательных скважин оснащают разделителем потока, например штуцером или регулировочным клапаном. Далее производят закачку рабочего агента по отдельным колоннам в верхнюю группу пластов и в среднюю и нижнюю группы пластов. При этом на устье закачку производят с одной нагнетательной линии, разбив устьевыми регуляторами потока, например задвижками для отдельных колонн каждой нагнетательной скважины. Подъем продукции групп пластов из добывающих скважин производят одновременно или раздельно в зависимости от физико-химических свойств продукции этих групп пластов (патент РФ 2380523, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.01.2010).
Недостатком известного способа является низкий охвата пластов, а для высоковязких нефтей - низкий коэффициент вытеснения. Соответственно коэффициент нефтеизвлечения по известному способу остается низким.
3
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром в пласты, отбор пластовой продукции через добывающие скважины общим фильтром из пластов. В известном способе анализируют участки разработки месторождения, выбирают участок с наличием остаточных запасов по добывающим скважинам не менее 20 тыс.т каждой, снижением пластового давления до 60-70% от начального, на участке выбирают нагнетательную скважину с перфорированными тремя пластами, в выбранной нагнетательной скважине в нижний наиболее проницаемый пласт ограничивают закачку рабочего агента до минимальных значений не более 40 м/сут, под действием образовавшегося избыточного устьевого давления производят неограниченный максимально возможный объем закачки рабочего агента в другие пласты, в таком режиме эксплуатируют нагнетательную скважину, анализируют состояние добывающих скважин во втором пласте, при увеличении забойного давления на 10-15% и обводненности не более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят интенсификацию режима работы добывающей скважины, при увеличении забойного давления на 10-15% и росте обводненности более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят полное или частичное ограничение по закачке во второй пласт, при этом производят контроль за изменением забойного давления в районе полного или частичного ограничения закачки по нижнему наиболее проницаемому пласту и при подтверждении снижения забойного давления на 10-15% ниже давления насыщения, производят увеличение объемов закачки для недопущения сокращения объемов добычи нефти, периодически повторяют ограничение закачки в нижний наиболее проницаемый пласт и анализ состояния добывающих скважин второго пласта (патент РФ 2528305, кл. Е21В 43/14, Е21В 43/12, опубл. 10.09.2014 - прототип).
Известный способ позволяет за счет оптимизации режимов работы скважин несколько повысить темпы отбора нефти, однако конечная нефтеотдача остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью.
3
Задача решается тем, что в способе разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью, включающем разбуривание залежи по рядной системе вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие скважинами всех нефтенасыщенных пропластков, использование оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки - ОРД/З, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают залежь с количеством нефтенасыщенных пропластков не более десяти, у внешней границы залежи бурят нагнетательные скважины, в пределах внутренней границы - добывающие скважины, а в промежуточных - скважины, оборудованные ОРД/З, причем в скважинах с ОРД/З нагнетание ведут по тому пропластку, который впервые встречается при рассмотрении залежи в направлении от границы к ее центру, а добычу - по всем остальным, скважины бурят с расстоянием между стволами от 150 м до 300 м, в качестве рабочего агента после ввода скважины под нагнетание используют нагретый до температуры не более 400°С на устье газ, закачку которого ведут с расходом от 50 до 500 м/сут на одну скважину и в течение времени, пока, по данным предварительного гидродинамического моделирования, тепловой фронт не пройдет расстояние не менее 0,3 от расстояния до соседней добывающей скважины, после чего повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5-30 суток и затем переходят на закачку данной воды, при снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин в процессе разработки на более чем 20% от первоначального, регулируют отбор жидкости и закачку воды таким образом, чтобы пластовое давление составляло 80-120% от первоначального.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу слоистой нефтяной залежи, которые в большинстве случаев представлены карбонатными породами с высоковязкой нефтью (более 30 мПа·с), существенное влияние оказывает эффективность системы разработки, включающая оптимальное размещение добывающих и нагнетательных скважин, использование оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРД/З) из пропластков, использование тепловых методов для снижения вязкости нефти и закачку, позволяющую как поддерживать пластовое давление, так и вытеснять нефть к забоям добывающих скважин. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать слоистые нефтяные залежи с высоковязкой нефтью. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение нефтяной залежи в разрезе А-А. На фиг. 2 представлено схематическое изображение залежи в плане. Обозначения: 1 - нефтяная залежь, 2 - добывающая скважина, 3 - нагнетательная скважина, 4 - внешний контур нефтеносности, 5 - внутренний контур нефтеносности, 6 - скважины, оборудованные ОРД/З, 7 - участок ствола скважины с ОРД/З, через который ведут нагнетание рабочего агента, 8 - участок ствола скважины с ОРД/З, через который ведут добычу жидкости, 9 - пропласток неколлектора, I, II, III - нетенасыщенные пропластки, ВНК - водо-нефтяной контакт.
Способ реализуют следующим образом.
Нефтяную залежь 1 (фиг. 1), представленную слоистым коллектором с высоковязкой нефтью (более 30 мПа·с) и количеством нефтенасыщенных пропластков не более десяти, разбуривают по рядной системе вертикальными добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами с расстоянием между стволами от 150 м до 300 м. Причем нагнетательные скважины 3 размещают у внешней границы залежи (либо внешнего контура нефтеносности 4 при его наличии, т.е. в водонефтяной зоне), в пределах внутренней границы (либо внутреннего контура нефтеносности 5 при его наличии, т.е. в чисто нефтяной зоне) - добывающие скважины 2. В остальных случаях размещают скважины 6, оборудованные ОРД/З.
Исследования показали, что в большинстве случаев, количество нефтенасыщенных пропластков не превышает десяти. Однако, при их количестве большем десяти, эффективность закачки по предлакаемому способу снижается. Для поддержания пластового давления в этом случае необходимо дополнительно размещать нагнетательные скважины в центральной части залежи.
Расстояние между скважинами от 150 м до 300 м, согласно расчетам, оптимально с точки зрения баланса между экономической и технологической эффективностью при разработке рассматриваемых слоистых коллекторов с высоковязкой нефтью.
В скважинах 2, 3, 6 вскрывают все пропластки. Если, например, коллектор залежи представлен тремя пропластками (фиг.2), то вскрывают все: I, II, III при их наличии. В скважинах 6 с ОРД/З нагнетание 7 ведут по тому пропластку, который впервые встречается при рассмотрении залежи в направлении от границы к ее центру. Добычу 8 осуществляют по всем остальным пропласткам. Конструкцию ОРД/З выбирают такую, чтобы можно было отдельно эксплуатировать пропласток в который нагнетают рабочий агент, и пропластки, из которых ведут добычу жидкости, устанавливая при этом пакера в пропластках неколлектора 9.
Согласно расчетам, такая система разработки позволяет эффективно вырабатывать все пропластки слоистого коллектора.
В качестве рабочего агента для закачки, после ввода нагнетательных скважин 3 и скважин 6 с ОРД/З, используют нагретый до температуры не более 400°С на устье газ. В качестве газа используют углеводородный газ, или азот, или водяной пар. Ограничение по температуре обусловлено, во-первых, пределом стойкости к температуре материала оборудования скважины, во-вторых, согласно расчетам, при большей температуре прирост дебита нефти значительно снижается, что экономически не оправдано затратами на нагрев газа свыше указанной температуры.
3
Закачку осуществляют с расходом от 50 до 500 м/сут на одну скважину в течение времени, пока, по данным предварительного гидродинамического моделирования, тепловой фронт не пройдет расстояние не менее 0,3 от расстояния до соседней добывающей скважины, т.е. 0,3·(150…300)=45…90 м. После этого повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5-30 суток. Затем переходят на закачку данной воды.
3
3
Расчеты показали, что в большинстве случаев расход газа менее 50 м/сут не обеспечивает достаточной скорости продвижения теплового фронта, а при более 500 м/сут - прорыв газа к забою добывающей скважины происходит слишком быстро. В обоих случаях нефтеотдача оказывается ниже. Расстояния в 45…90 м, согласно расчетам на гидродинамической модели, достаточно для первоначального прогрева пласта и, соответственно, снижения вязкости нефти. Последующая закачка воды продвигает закаченный ранее газ к добывающим скважинам, тем самым снижая вязкость нефти на расстояниях между скважинами и увеличивая дебиты нефти.
Чтобы посчитать время и суммарные объемы газа, необходимого для продвижения фронта в 45…90 м, наиболее эффективно использовать гидродинамическую модель, в которой можно учесть толщины пропластков, неоднородность и пр. В целом, для каждой залежи значения времени и объемов закачки газа зависит от свойств коллектора и флюидов.
Линейное повышение содержания в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5-30 суток, согласно исследованиям, обеспечивает равномерный переход от закачки газа к закачке воды. Исследования показали, что резкий переход от закачки газа к закачке воды приводит к некоторому смешиванию данных агентов между собой в пласте и эффективность вытеснения нагретого газа снижается, соответственно нефтеотдача оказывается ниже. При этом менее 5 суток не достаточно для образования своеобразного «экрана» вытеснения нагретого газа и продвижения температурного фронта, по указанным причинам, а более 30 суток - экономически не оправданно, т.к. нагретый газ, смешиваясь с ненагретой водой, охлаждается, при этом нефтеотдача оказывается такой же, как и при времени закачки менее 30 суток.
Добывающие скважины 2 пускают в добычу сразу после бурения и обустройства. Это же касается добычи по скважинам 6 с ОРД/З.
В процессе разработки возможно снижении пластового давления. При его уменьшении в зоне отбора добывающих скважин на более чем 20% от первоначального, регулируют отбор жидкости и закачку воды таким образом, чтобы пластовое давление составляло 80-120% от первоначального. Для этого используют нестационарное или циклическое заводнение, либо более высокие значения компенсации отбора закачкой. Расчеты показали, что текущее пластовое давление 80-120% от первоначального обеспечивает наибольший коэффициент нефтеизвлечения.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.
Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяной залежи.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1) массивного типа размерами 3200х1900 м, представленную слоистым карбонатным коллектором с высоковязкой нефтью и тремя нефтенасыщенными пропластками I, II, III, разбуривают по рядной системе вертикальными добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами с расстоянием между стволами 250-300 м.
Кровля продуктивного пласта залежи 1 толщиной 20 м залегает на глубине 780 м. Средняя проницаемость коллектора составляет 100 мД, средняя пористость 14%, начальное пластовое давление 8 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 60 мПа·с.
Нагнетательные скважины 3 размещают у внешнего контура нефтеносности 4, т.е. в водонефтяной зоне, а в пределах внутреннего контура нефтеносности 5, т.е. в чисто нефтяной зоне - добывающие скважины 2. В остальных случаях размещают скважины 6, оборудованные ОРД/З. Всего бурят 50 скважин: 18 нагнетательных, 5 добывающих и 27 с оборудованием ОРД/З.
В скважинах 2, 3, 6 вскрывают все пропластки I, II, III (фиг.2). В скважинах 6 с ОРД/З нагнетание 7 ведут по тому пропластку, который впервые встречается при рассмотрении залежи в направлении от границы к ее центру. Добычу 8 осуществляют по всем остальным пропласткам.
3
В качестве рабочего агента для закачки, после ввода нагнетательных скважин 3 и скважин 6 с ОРД/З, используют нагретый до температуры 400°С на устье водяной пар. Закачку осуществляют с расходом 500 м/сут на одну скважину в течение времени 200 сут, которые были определены заранее по результатам гидродинамического моделирования. За это время при указанном расходе тепловой фронт пройдет расстояние 0,3·(250…300)=75…90 м до соседней добывающей скважины.
Далее повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5 суток, которые определяют также заранее по результатам гидродинамического моделирования. Это обеспечивает равномерный переход от закачки газа к закачке воды. Затем переходят на закачку данной воды.
Добывающие скважины 2 пускают в добычу сразу после бурения и обустройства. Это же касается добычи по скважинам 6 с ОРД/З.
В процессе разработки пластовое давление в зоне отбора добывающих скважин 2 снизилось до 6,3 МПа. Для повышения пластового давления скважины 2, 3, 6 переводят на нестационарный режим работы: закачку ведут в течение 30 суток, отбор - 20 суток. Это позволяет поддерживать пластовое давление на уровне 6,4 МПа.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.
3
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор представлен десятью нефтенасыщенными пропластками. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 300 мПа·с. Залежь разбуривают по рядной скважинами с расстоянием между стволами 150-250 м. В качестве рабочего агента для закачки, после ввода нагнетательных скважин и скважин с ОРД/З, используют нагретый до температуры 300°С на устье попутный углеводородный газ. Закачку осуществляют с расходом 50 м/сут на одну скважину в течение времени 400 сут. За это время при указанном расходе тепловой фронт пройдет расстояние 0,3·(150…250)=45…75 м до соседней добывающей скважины. Далее повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 30 суток. При снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин до 6,3 МПа увеличивают расход воды в два раза, что обеспечивает компенсацию отбора закачкой 200%. Это позволяет поддерживать пластовое давление на уровне 9,6 МПа.
В результате по разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98% было добыто с залежи 2373,9 тыс.т. нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,386 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 1802,0 тыс.т. нефти, КИН составил 0,293 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,093 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи слоистого коллектора с высоковязкой нефтью.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи.