Способ разработки залежи высоковязкой нефти
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам увеличения добычи высоковязкой нефти или битума на месторождении за счет прогрева паром.
Известен способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов (патент RU № 2531963, МПК E21B 43/24, опубл. 27.10.2014 в Бюл. № 30), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через 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, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, причем наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5÷1 м, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м, производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин, в качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.
Недостатками данного способа являются высокие материальные и временные затраты на строительство дополнительных скважин, первоначальную закачку ведут только в нагнетательные скважины без учета возникающей гидродинамической связи между скважинами, что приводит к большим затратам времени и энергии на прогрев, который может быть не равномерным по месторождению.
Известен также способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU № 2663526, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, опубл. 07.08.2018 в Бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, причем осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса, который устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса, при достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара.
Недостатками данного способа являются то, что первоначальную закачку ведут сразу в нагнетательные и добывающие скважины без учета возникающей гидродинамической связи между скважинами, что приводит к большим затратам энергии на прогрев, который может быть не равномерным по залежи, и сложность реализации из-за необходимости постоянных манипуляций (перемещений) со спущенными в скважину трубами.
o
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2678739, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, опубл. 31.01.2019 в Бюл. № 4), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, а вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальных добывающих скважин, по глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, а отбор через горизонтальные добывающие скважины, расположенные у вертикальной нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют.
Недостатками данного способа являются высокие временные затраты на прогрев вертикальными скважинами, которые уменьшают охват залежи, первоначальную закачку ведут в нагнетательные скважины и поочередно добывающие скважины без учета возникающей гидродинамической связи между горизонтальными скважинами, что приводит к большим затратам времени и энергии на прогрев, который может быть не равномерным по залежи, и постоянные остановки на термокапилярную пропитку, так как высока вероятность прорыва пара в районе расположения вертикальных скважин.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки залежи высоковязкой нефти, позволяющего экономить энергию, затрачиваемую на прогрев залежи, за счет первоначального прогрева закачкой только в добывающие скважины с учетом возникновения гидродинамической связи между горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с обеспечением равномерного прогрева залежи.
На чертеже изображена реальная схема реализации способа (для примера конкретного выполнения)
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим строительство в одном пласте залежи нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, которые расположены рядами на определенном расстоянии в плане друг от друга, закачку рабочего агента с давлением, исключающим нарушение целостности породы пласта, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с учетом температуры и давления, также закачку рабочего агента - пара ведут в добывающие скважины через одну.
Новым является то, что нагнетательные скважины строят горизонтальными и располагают над соответствующими добывающими скважинами на расстоянии, исключающим прорыв теплоносителя, закачку рабочего агента через одну добывающую скважину ведут на начальном этапе с учетом давления в других добывающих скважинах и температуры в парных нагнетательных скважинах, при увеличении давления в близлежащих добывающих скважинах на 0,25 МПа и более и температуры в нагнетательной скважине, расположенной над соответствующей добывающей скважине, закачку в эту добывающую скважину прекращают на период перераспределения энергии по пласту, а после снижения давления в близлежащих добывающих скважинах до начального пластового нагнетание пара в скважине возобновляют, после повышения температуры в соответствующей нагнетательной скважине на 10 °С и более по результатам проведения термометрических исследований ее переводят под нагнетание пара, а добывающую скважину на отбор продукции, при этом близлежащие добывающие скважины переводят под нагнетание пара, проводя контроль в близлежащих к ним добывающих и нагнетательных скважинах кроме переведенной пары скважин на нагнетание и отбор аналогично описанному выше до полного введения всех нагнетательных скважин на нагнетание пара
Способ реализуется в следующей последовательности.
В одном пласте залежи высоковязкой нефти строят добывающие горизонтальные скважины рядами на определенном расстоянии в плане друг от друга. Расстояние определяется предварительными геофизическими исследованиями пласта для обеспечения полного охвата его тепловым воздействием в районе скважин. Для исключения применения необоснованно высоких давлений при закачке рабочего агента (пара) определяют пороговое давление, при котором происходит нарушение целостности породы пласта, для недопущения его превышения. Для образования парных скважин горизонтальные нагнетательные скважины строят с расположением над соответствующими добывающими скважинами на расстоянии, исключающим прорыв теплоносителя. Добывающие скважины оснащают датчиками давления и термическими датчиками (оптоволоконным кабелем) на всю длину горизонтального участка, а в нагнетательных скважинах проводят постоянный мониторинг температуры при помощи термометрических исследований. На первоначальном этапе закачку рабочего агента - пара ведут только в добывающие скважины через одну с учетом давления в других добывающих скважинах и температуры в парных нагнетательных скважинах. При увеличении давления в близлежащих добывающих скважинах на 0,25 МПа и более и температуры в парной нагнетательной скважине закачку в эту добывающую скважину прекращают на период перераспределения энергии по пласту, а после снижения давления в близлежащих добывающих скважинах до начального пластового нагнетание пара в скважине возобновляют. После повышения температуры в соответствующей нагнетательной скважине на 10 °С и более ее переводят под нагнетание пара, а добывающую скважину – на отбор продукции. При этом близлежащие добывающие скважины переводят под нагнетание пара, проводя контроль в близлежащих к ним добывающих и нагнетательных скважинах кроме переведенной пары скважин на нагнетание и отбор аналогично описанному выше до полного введения всех нагнетательных скважин на нагнетание пара, а добывающих – на отбор продукции. В результате прогрев ведется до первоначального прогрева пространства между парными скважинами на 10 °С и более, достаточным (как показала практика) для обеспечения начала промышленного отбора через соответствующую добывающую скважину, и для обеспечения гидродинамической связи между близлежащими добывающими скважинами (повышение давления на,25 МПа и более), что обеспечивает более полный охват разработкой и равномерный прогрев пласта залежи.
Пример конкретного выполнения.
На Морозном месторождении высоковязкой нефти построили пары нагнетательных и добывающих скважин 1–16. Добывающие горизонтальные скважины 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14 и 16 расположили рядами на расстоянии 100 м в плане друг от друга в пределах 10 метровой нефтенасыщенной толщины. Для образования парных скважин над восемью горизонтальными добывающими скважинами 2, 4… и 16 располагают соответствующие восемь горизонтальных нагнетательных скважин 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13 и 15. Определили пороговое давление, при котором происходит нарушение целостности породы пласта, для залежи Морозного месторождения оно составляет 2,5 МПа. Добывающие скважины 2, 4 … и 16 оснастили датчиками давления и термическими датчиками (оптоволоконным кабелем) на всю длину горизонтального участка, а в нагнетательных скважинах 1, 3… и 15 регулярно 1 раз в одну- две недели проводили мониторинг температуры при помощи термометрических исследований (спуском на кабеле геофизических термодатчиков). На первоначальном этапе закачку пара вели только в добывающие скважины 2, 6, 10, 14 через одну с учетом давления в других добывающих скважинах и температуры в парных нагнетательных скважинах 1 - 16. Суточные расходы пара по скважинам 2, 6, 10, 14 варьировались в интервале 70-110 т/сут (для не превышения порогового давления). Через 4 недели проведения освоения закачкой пара на устье добывающей скважины 4, не запущенной под закачку, уровень жидкости в затрубном пространстве, достиг устья и избыточное давление составило 0,3 МПа, после чего на скважинах 2 и 6 была остановлена закачка пара на период 9 суток до снижения уровня жидкости на скважине 4. На прочих, не запущенных под освоение добывающих скважинах 8 и 16, давление не выросло. Для недопущения повторного роста давления на скважине 4 расход закачки пара на скважинах 2 и 6 были снижены в 2,5 раза (до 44 т/сут и 28 т/сут соответственно). Через 1,5 месяца проведения освоения температура вдоль ствола в нагнетательной скважине 9 (парной к добывающей 10) составила 26 °С (при 8 °С начальной пластовой температуре), после чего добывающая скважина 10 была переведена на отбор продукции, а нагнетательная скважина 9 под закачку пара, также были запущены под закачку пара соседние добывающие скважины 8 и 12. Далее в течении одного месяца были достигнуты значения по температуре в нагнетательных скважинах более 12 °С от первоначальной в нагнетательных скважинах 1, 5 и 13. После чего добывающие скважины 2, 6 и 14 также перевели на отбор и запустили закачку пара в нагнетательные скважины 1, 5 и 13. В результате запустили под закачку пара добывающие скважины 4 и 16. Через еще полтора месяца все добывающие скважины 2, 4… 16 были переведены под отбор продукции, а нагнетательные скважины 1, 3… и 15 – под нагнетание пара. По сравнению с плановым вариантом освоения экономия энергия под закачку пара составила около 37 %, а дебит вырос примерно на 11 % за счет большего и равномерного охвата прогревом пласта залежи.
Предполагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти позволяет экономить энергию, затрачиваемую на прогрев залежи, по сравнению с плановым вариантом освоения, за счет первоначального прогрева закачкой только в добывающие скважины с учетом возникновения гидродинамической связи между горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с обеспечением равномерного прогрева залежи.