СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL AND BITUMEN DEPOSIT

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязких нефтей и битумов.
Известен способ разработки нефтяной залежи [см. а.с. СССР №863841, кл. E21B 43/24, от 26.12.79 г., опубл. БИ №34 за 1981 г.], включающий заполнение высокопроницаемых зон теплоизолирующим агентом, последующую закачку в продуктивный пласт теплоносителя.
Способ позволяет несколько повысить эффективность разработки месторождений ВВН и битумов за счет уменьшения потери тепла из пласта в кровлю и подошву.
Недостатком способа является то, что при низком пластовом давлении и большой неоднородности продуктивного пласта происходят интенсивные потери тепла за счет прорыва теплоносителя по наиболее проницаемым пропласткам, а также перераспределение тепла под действием сил гравитации в кровлю и подошву, в результате чего эффективность разработки резко снижается, требуется большой расход теплоносителя и, как следствие, высокие энергозатраты.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2289684, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2006), включающий бурение нагнетательной скважины. Проводят исследование тепловых и коллекторских свойств вскрытых бурением пластов. Нагревают битумный пласт теплоносителем и добывают битум через добывающие скважины. При этом исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов осуществляют по всему разрезу нагнетательной скважины. Выделяют зоны, приуроченные к битуминозной и водонасыщенной толще. Проводят перфорацию зон, приуроченных к битумной толще и ниже водобитумного контакта с учетом необходимого темпа закачки теплоносителя в водонасыщенную зону. Спускают в нагнетательную скважину два ряда насосно-компрессорных труб, снабженных пакерами. Последние установлены между зонами перфорации и над зоной битумной толщи. Производят закачку теплоизолирующего состава в водонасыщенную зону и прогрев битумной толщи. Закачку теплоизолирующего состава и теплоносителя осуществляют одновременно. Закачку теплоизолирующего состава производят по первому ряду насосно-компрессорных труб, спущенных до нижнего интервала перфорации, а теплоносителя - по второму. Второй ряд насосно-компрессорных труб спущен до интервала перфорации водобитумного контакта.
Недостатками способа являются сложность конструкции, необходимость проведения исследования тепловых и коллекторских свойств вскрытых бурением пластов, что приводит к удорожанию проекта, а также нет возможности регулировать фронт водоизоляции в зависимости от изменения обводненности пласта в процессе добычи и, как следствие, большие непродуктивные потери тепловой энергии и низкая нефтеотдача пласта.
Технической задачей является увеличение нефтеотдачи пласта, избежание потерь энергии и уменьшение времени добычи продукции за счет перевода добывающих скважин в нагнетательные после обводнения продукции на вырабатываемых участках и изоляции водопритоков в обводнившихся участках пласта.
Техническая задача решается способом, включающим строительство вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку в нагнетательные скважины тепло- и водоизолирующего состава и теплоносителя и отбор продукции из добывающих скважин.
Новым является то, что залежь разбивают на площадные участки, в которых близлежащую к центральной части скважину используют как нагнетательную под закачку теплоносителя в виде перегретого пара, а остальные на участке - как добывающие, после обводнения продукции залежи в близлежащих к нагнетательной скважине добывающих скважинах в нагнетательную скважину закачивают тепло- и водоизолирующий состав, близлежащие добывающие скважины переводят в нагнетательные, при последующем обводнении продукции в близлежащих к нагнетательным скважинам добывающих скважинах процесс закачки тепло- и водоизолирующего состава в нагнетательные скважины и перевода близлежащих к ним скважин в нагнетательные последовательно повторяют до выработки продукции пласта на каждом участке залежи.
На фиг.1 представлена схема вырабатываемого участка и расположения в нем рядов скважин.
На фиг.2 представлены графики суточных дебитов нефти при реализации предлагаемого метода (I - вариант) и при реализации метода без использования закачки тепло- и водоизолирующего состава (II - вариант).
Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов осуществляется следующим способом.
На первом этапе разработки залежь высоковязких нефтей или битумов разбивают на площадные участки 1 (фиг.1, а), в которых близлежащую к центральной части скважину используют как нагнетательную скважину 2. Нагнетательная скважина 2 будет воздействовать на участок 1 теплоносителем, например, перегретым паром. Давление и количество закачиваемого перегретого пара для каждого участка 1 индивидуальны в зависимости от нефтенасыщенности, вязкости и проницаемости ее зоны, в которой она работает. Остальные скважины 3 будут работать как добывающие.
На втором этапе разработки после обводнения продукции участка 1 (фиг.1, б) в близлежащих к нагнетательной скважине 2 добывающих скважинах 3' в нагнетательную скважину 2' закачивают тепло- и водоизолирующий состав, например ГАЛКА, а скважины 3' переводят под нагнетательные. Закачка на втором этапе перегретого пара в нагнетательные скважины 3' и тепло- и водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 2' происходит неодновременно, а поэтапно. Сначала производят закачку тепло- и водоизолирующего состава с большим давлением, чем то, с которым работала нагнетательная скважина 2 на первом этапе разработки для более быстрого заполнения высокопроницаемой и водонасыщенной зоны 4 и становления ее низкопроницаемой и низкотеплопроводной зоны 4. Потом прекращают закачку тепло- и водоизолирующего состава после образования низкопроницаемой и низкотеплопроводной зоны 4 и начинают закачивать теплоноситель в нагнетательные скважины 3', а отбирают продукцию из оставшихся добывающих скважин 3. Тем самым последовательно тепло- и водоизолируют водонасыщенные зоны 4 участка 1 пласта вслед за изменением фронта водонасыщенности зоны 4 в результате отбора продукции пласта. При этом исключается отдача тепла в высокопроницаемую и водонасыщенную зону 4 (до закачки тепло- и водоизолирующего состава), имеющую высокую теплопроводность и теплоемкость и отводящую тепло от продуктивных зон (не показаны).
2
2
Гелеобразующая композиция ГАЛКА использует способность системы соль алюминия - карбамид - вода - ПАВ непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и СO. В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему. За счет тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется, образуя CO и аммиак, pH раствора увеличивается, происходит гидролиз ионов алюминия, в результате через определенное время во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. Время гелеобразования зависит о температуры пласта и соотношения компонентов.
Представленное предложение было исследовано и смоделировано на примере Мордово-Кармальского месторождении в двух вариантах.
Вариант - 1. Закачка тепло- и водоизолирующего состава в нагнетательную скважину после выработки ее зоны.
Вариант - 2. Без закачки тепло- и водоизолирующего состава в нагнетательную скважину после выработки ее зоны.
Результаты показаны на фиг.2, где видно, что дебит по предложенному способу начал расти на значительно более ранней стадии после закачки тепло- и водоизолирующего состава после начала эксплуатации последующего ряда добывающих скважин (примерно на год) из-за исключения потери тепла. Накопленная добыча нефти также выше на 25-40%.
Предложенный способ позволяет увеличить нефтеотдачу пласта, избежать потери энергии и уменьшить время до добычи продукции за счет перевода добывающих скважин в нагнетательные после обводнения продукции на вырабатываемых участках и водо- и теплоизоляции обводнившихся участков пласта.