Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой

Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке битумных залежей с газовой шапкой и применением тепловых методов.

Известен способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти. В известном способе забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка (патент РФ № 2436943, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.12.2011).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины. Согласно изобретению, в качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ, а закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно, пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют (патент РФ №2550635, кл. Е21В 43/24, Е21В 43/22, опубл. 10.05.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является, во-первых, ограниченность применения закачки попутного газа ввиду низких значений газового фактора битумных залежей, во-вторых, отсутствие определенных оптимальных значений соотношения газа и пара. Все это приводит к невысокой нефтеотдаче известных способов.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.

Задача решается тем, что в способе разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из данных горизонтальных скважин, согласно изобретению по данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа, после прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции, причем соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар – из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины, после начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл, после прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.

Сущность изобретения

Под битумными в данном способе понимаются залежи с вязкостью нефти более 10000 мПа·с в первоначальных пластовых условиях.

На нефтеотдачу битумных залежей с газовой шапкой существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки, объединяющая как отбор нефти, так и отбор газа. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза битумной залежи с газовой шапкой и профилем скважин. Обозначения: 1 – залежь, 2 – нефтенасыщенная часть залежи, 3 – газонасыщенная часть залежи, 4 – горизонтальная скважина, 5 – вертикальная газодобывающая скважина, 6 – парогенератор, 7 – бустерная установка, 8 – емкость для сбора газа, ГНК – газонефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

На залежи 1 битумной нефти 2 с газовой шапкой 3 бурят горизонтальные скважины 4 с восходящим профилем горизонтальных стволов (фиг. 1). Восходящий профиль скважины обеспечивает наиболее эффективную пароциклическую разработку, которую ведут для случаев, когда применение парогравитационного режима дренирования с двумя параллельно расположенными в вертикальной плоскости скважинами невозможно, – залежей с небольшими толщинами. Согласно опытным данным, такие толщины не превышают 10-12 м. По данным бурения горизонтальных скважин 4 определяют наличие газовой шапки 3 и уточняют структуру залежи 1, определяют отметку газонефтяного контакта (ГНК). В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 5 и перфорируют ее у кровли залежи 1.

В нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 начинают закачивать пар для прогрева пласта. Для этого в парогенераторной установке 6 вырабатывают пар, который подают на бустерную установку (насос) 7, а затем закачивают в нагнетательные скважины 4. Осуществляют прогрев залежи 1 с созданием паровой камеры.

Ввиду наличия газовой шапки 3 имеется возможность использовать данный газ в качестве растворителя и закачивать в нефтенасыщенную часть 2 залежи 1. Газ позволяет несколько снизить вязкость нефти за счет его растворения в нефти, однако растворимость газов в нефти различна: наиболее растворим углекислый газ, далее следует метан, наименее растворим – азот. Поэтому чем выше содержание углекислого газа и/или метана, тем лучше. Также следует отметить, что до создания паровой камеры, т.е. повышения температуры в залежи, растворимость газа будет практически отсутствовать, поэтому закачку газа следует начинать только после прогрева пласта.

Таким образом, после прогрева пласта 1 горизонтальные скважины 4 эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и газа – отбор продукции.

Этап закачки смеси пара и газа заключается в следующем. Через вертикальную газодобывающую скважину 5 отбирают газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 8 для сбора газа. В горизонтальные нагнетательные скважины 4 закачивают добытый из газовой шапки 3 газ Г, смешивая его с паром П в соотношении П:Г=5-50:1. Длительность цикла закачки парогаза устанавливают не менее 10 сут. Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из емкости 8, а пар из парогенератора 6 подают на бустерную установку 7, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины 4. Согласно исследованиям, при соотношении более 50:1, для большинства битумных залежей эффективность газа как растворителя практически отсутствует, а при соотношении менее 5:1 возникает необходимость высоких темпов отбора газа, что приводит к прорыву в вертикальную скважину 5 закачиваемого через нагнетательные скважины 4 пара или парогаза, что снижает эффективность всей системы разработки. При длительности закачки парогаза менее 10 сут его эффективность практически отсутствует.

После начала циклического режима разработки залежи 1, т.е. после первоначального прогрева нефенасыщенного пласта 2, компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл. Согласно расчетам, превышение компенсации 100% приводит к быстрому прорыву парогаза, а при менее 40% - к снижению темпов отбора нефти.

После прорыва в газовую шапку 3 закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины 5 переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1.

Таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.

Пример конкретного выполнения способа

На одной из залежей 1 отложений уфимского яруса Ашальчинского месторождения битумной нефти вязкостью 20000 мПа·с, представленной нефтенасышенной частью 2 толщиной 9 м и газовой шапкой 3 толщиной 15 м, бурят горизонтальную скважину 4 (фиг. 1) с восходящим профилем горизонтального ствола длиной 300 м. Скважину 4 обсаживают, цементируют и перфорируют.

Наличие газовой шапки 3 определяют по данным бурения горизонтальной скважины 4, уточняют структуру залежи 1, определяют отметку ГНК. В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 5, обсаживают, цементируют и перфорируют длиной 2 м у кровли залежи 1.

Нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 начинают прогревать закачкой пара. Для этого в парогенераторной установке 6 вырабатывают пар с температурой 190-220ºС, который подают на бустерную установку (насос) 7, а затем закачивают в скважину 4 с расходом 60 м³/сут. В это время через вертикальную газодобывающую скважину 5 отбирают с дебитом 10 м³/сут газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 8 для сбора газа. В течение первых двух месяцев осуществляют прогрев нефтенасыщенной 2 части залежи 1.

С третьего месяца добывающую скважину 4 переводят в циклический режим работы: закачка пара – закачка смеси пара и газа – отбор продукции. Оптимальные значения расходов, дебитов и длительности этапов определяют гидродинамическим моделированием. Этап закачки пара с расходом 30 м³/сут составляет 20 сут. Этап закачки парогаза с расходом 60 м³/сут – 10 сут, причем в качестве газа используют добытый из газовой шапки 3 газ Г и смешивают его с паром П в соотношении П:Г=5:1, т.е. при общем расходе смеси 60 м³/сут на долю газа приходится 10 м³/сут. Этап отбора продукции пласта 1 с дебитом жидкости 50 м³/сут составляет 15 сут. В результате, за 45 сут, составляющие один цикл, добывают 750 м³ жидкости из скважины 4 и 450 м³ газа из скважины 5, при этом закачивают 600 м³ пара и 600 м³ парогаза, при этом компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза составляет за один цикл 100%.

Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из емкости 8, а пар из парогенератора 6 подают на бустерную установку 7, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины 4.

Постепенно дебит газа скважины 5 снижается, и на 33-й месяц наступает момент, когда объем накопленного в емкости 8 и добываемого из скважины 5 газа снижается до уровня, при котором поддержание расхода газа в 10 м³/сут невозможно. С этого времени соотношение П:Г устанавливают как 50:1, т.е. при общем расходе смеси 51 м³/сут на долю газа приходится 1 м³/сут. Длительность этапа закачки парогаза не меняют – 10 сут, а пара – уменьшают до 10 сут. К этому времени дебит жидкости горизонтальной скважины 4 возрастает до 103 м³/сут, длительность этапа отбора жидкости снижают до 18 сут. С учетом дебита газа скважины 6, уменьшившегося до 4,5 м³/сут, компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза составляет за один цикл 40%.

На 48-й месяц разработки происходит прорыв в газовую шапку 3 закачиваемого парогаза. С этого времени отбор газа из вертикальной скважины 6 переводят на периодический режим. Гидродинамическим моделированием определяют, что оптимальный период эксплуатации скважины 5 равен 30 сут, а период простоя скважины 5 на перераспределение газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1 – также 30 сут. При этом в период эксплуатации скважины 5 оптимальный дебит газа – 2 м³/сут.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

В результате разработки, которую ограничили достижением постоянной обводненности скважины 4 на уровне 98%, было добыто 20,8 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,487 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 18,1 тыс. т нефти, КИН составил 0,424 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,063 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения битумных залежей с газовой шапкой за счет применения парогазоциклического режима дренирования – ПГЦД, а также использования добываемого из газовой шапки газа для повышения эффективности разработки всей залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.