Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой

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

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. В известном способе в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол. Совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель (патент РФ № 2387818, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010).

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 в залежах сверхвязких нефтей, во-вторых, достаточно высокая стоимость растворителя, в-третьих, отсутствие определенных оптимальных значений соотношения газа и пара. Все это приводит к невысокой нефтеотдаче известных способов.

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

Задача решается тем, что в способе разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с расположением горизонтальных стволов добывающих скважин под горизонтальными стволами нагнетательных скважин, закачку пара в продуктивный пласт залежи, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и газа в нагнетательные горизонтальные скважины и отбор продукции из добывающих 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 и создания паровой камеры в горизонтальные нагнетательные скважины помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1, причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины, после прорыва в газовую шапку закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, при снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины только пара, после повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза, периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют, в целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования – ПГГД.

Сущность изобретения.

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

На нефтеотдачу залежей сверхвязких нефтей 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 залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой и профилем скважин. Обозначения: 1 – залежь, 2 – нефтенасыщенная часть залежи, 3 – газонасыщенная часть залежи, 4 – горизонтальная добывающая скважина, 5 – горизонтальная нагнетательная скважина, 6 – вертикальная газодобывающая скважина, 7 – парогенератор, 8 – бустерная установка, 9 – емкость для сбора газа, ГНК – газонефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

На залежи 1 сверхвязкой нефти 2 с газовой шапкой 3 бурят пары горизонтальных скважин 4 и 5 (фиг. 1). Горизонтальные стволы скважин 4 и 5 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин 5 проводят над горизонтальными стволами добывающих скважин 4. По данным бурения горизонтальных скважин 4 и 5 определяют наличие газовой шапки 3 и уточняют структуру залежи 1, определяют отметку газонефтяного контакта (ГНК). В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 6 и перфорируют ее у кровли залежи 1.

Нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 разрабатывают в режиме парогравитационного дренирования. Для этого в парогенераторной установке 7 вырабатывают пар, который подают на бустерную установку (насос) 8, а затем закачивают в нагнетательные скважины 5. Осуществляют прогрев залежи 1 с созданием паровой камеры. Из добывающих скважин 4 отбирают продукцию пласта.

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. Так же 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, через вертикальную газодобывающую скважину 6 отбирают газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 9 для сбора газа, а после создания паровой камеры и прогрева пласта, в горизонтальные нагнетательные скважины 5 помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки 3 газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1. Согласно исследованиям при соотношении более 50:1 для большинства залежей сверхвязких нефтей 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 6 закачиваемого через нагнетательные скважины 5 парогаза, что снижает эффективность всей системы разработки. Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из емкости 9, а пар из парогенератора 7 подают на бустерную установку 8, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины 5. В результате способ парогравитационного дренирования модифицируют в способ парогазогравитационного дренирования.

После прорыва в газовую шапку 3 закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины 6 переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1. При снижении объема накопленного в емкости 9 газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины 5 только пара. После перераспределения газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1, вновь начинают отбирать газ из скважины 6, накапливая его в емкости 9. При достижении объема добытого газа в емкости 6 значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза. Согласно расчетам при длительности закачки менее 10 сут, эффективность парогаза практически отсутствует. Периодичность закачки рабочих агентов пар-парогаз при необходимости повторяют.

В целом после создания паровой камеры, месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%. Согласно расчетам превышение компенсации 100% приводит к быстрому прорыву парогаза, а при менее 40% - к снижению темпов отбора нефти.

Таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования – ПГГД.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

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

Пример конкретного выполнения способа.

На одной из залежей 1 отложений уфимского яруса Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти вязкостью 20000 мПа·с, представленной нефтенасыщенной частью 2 толщиной 15 м и газовой шапкой 3 толщиной 10 м, бурят пару горизонтальных скважин 4 и 5 (фиг. 1) длиной по 300 м каждая. Горизонтальные стволы скважин 4 и 5 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости на расстоянии 12 м, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 проводят над горизонтальным стволом добывающей скважины 4. Скважины 4 и 5 обсаживают, цементируют и перфорируют.

Наличие газовой шапки 3 определяют по данным бурения горизонтальных скважин 4 и 5, уточняют структуру залежи 1, определяют отметку ГНК. В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 6, обсаживают, цементируют и перфорируют длиной 2 м у кровли залежи 1.

Нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 разрабатывают в режиме парогравитационного дренирования. Для этого в парогенераторной установке 7 вырабатывают пар с температурой 190-220°С, который подают на бустерную установку (насос) 8, а затем закачивают в скважину 5 с расходом 50 м³/сут. В добывающую скважину 4 в течение первого месяца также закачивают пар с расходом 30 м³/сут. Осуществляют прогрев залежи 1. Со второго месяца из добывающей скважины 4 начинают отбор продукции из нефтенасыщенной части 2 залежи 1. В это время через вертикальную газодобывающую скважину 6 отбирают с дебитом 5 м³/сут газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 9 для сбора газа.

После прогрева пласта и создания паровой камеры на 7 месяц в горизонтальную нагнетательную скважину 5 помимо пара П начинают закачивать добытый из газовой шапки 3 газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5:1, т.е. общий расход смеси – 60 м³/сут, из которых 10 м³/сут – газ. Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из емкости 9, а пар из парогенератора 7 подают на бустерную установку 8, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательную скважину 5. Дебит жидкости горизонтальной добывающей скважины 4 составил 55 м³/сут. Учитывая, что дебит газа скважины 6 составляет 5 м³/сут, месячная компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в парогаза – 100%.

Через полгода, т.е. на 13-й месяц, объем накопленного в емкости 9 и добываемого из скважины 6 газа, снижается до уровня, при котором поддержание расхода газа в 10 м³/сут невозможно. Соотношение П:Г устанавливают как 10:1, т.е. общий расход смеси – 55 м³/сут, из которых 5 м³/сут – газ. К этому времени дебит жидкости горизонтальной скважины 5 возрос до 92 м³/сут, т.е. с учетом дебита газа скважины 6, составляющего 5 м³/сут, месячная компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой парогаза – 57%.

На 20-й месяц разработки происходит прорыв в газовую шапку 3 закачиваемого парогаза. С 21-го месяца отбор газа из вертикальной скважины 6 переводят на периодический режим. Гидродинамическим моделированием определяют, что оптимальный период эксплуатации скважины 6 равен 30 сут, а период простоя на перераспределение газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1 – также 30 сут. При этом в период эксплуатации оптимальный дебит газа – 2 м³/сут. Соотношение закачиваемых агентов П:Г устанавливают как 50:1, т.е. общий расход смеси – 51 м³/сут, из которых 1 м³/сут – газ. К этому времени дебит жидкости горизонтальной скважины 5 возрос до 104 м³/сут, т.е. с учетом периодичности дебита газа скважины 6, составляющего 2 м³/сут, месячная компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой парогаза – 49-51%.

Начиная с 30-го месяца разработки, ввиду снижения дебита газа скважины 6 до 1 м³/сут, переходят на периодичную закачку рабочих агентов: пар-парогаз. При этом период закачки пара с расходом 50 м³/сут и период закачки парогаза с расходом 51 м³/сут устанавливают по 30 сут. К этому времени дебит жидкости горизонтальной скважины 5 возрос до 125 м³/сут, т.е. с учетом периодичности как дебита газа скважины 6, так и закачки рабочих агентов в скважину 5, месячная компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме газа и парогаза – 40-41%.

Через пять лет эксплуатации периоды закачки пара и парогаза снижают до 10 сут.

В данном режиме разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

В результате разработки, которое ограничили достижением постоянной обводненности скважины 4 на уровне 98%, было добыто 24,8 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,539 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 21,5 тыс.т нефти, КИН составил 0,467 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,072 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой за счет применения парогазогравитационного режима разработки – ПГГД, а также использования добываемого из газовой шапки газа для повышения эффективности разработки всей залежи.

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