Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU №2611789, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 01.03.2017 в бюл. №7), включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт, при этом перед закачкой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры, а попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.

Недостаток данного способа - большие материальные затраты на строительство дополнительных оценочных скважин в заводнившихся участках пласта. Кроме того, закачка азота может способствовать быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что может привести к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта. Закачка попутно добываемой воды ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры может привести к прорыву воды к забою добывающей скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент RU №2486334, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 27.06.2013 в бюл. №18), включающий закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, при этом определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением углекислого газа под действием тепла, аккумулированного в паровой камере.

Недостатком изобретения является применение двуокиси углерода, которая при высоких пластовых температурах является агрессивным коррозионным агентом, в том числе инициирующим выпадение водонерастворимых соединений карбоната кальция в подземном и наземном оборудовании скважины. При большой выработке пласта и сформировавшейся паровой камере для генерации расчетного объема газа необходимо применение большого количества реагента, что представляет данный метод экономически невыгодным. Неконтролируемая закачка пара может способствовать быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта.

Технической задачей предложения является снижение затрат при заканчивании скважин на поздней стадии разработки при тепловом воздействии без разрушения структуры пласта.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим строительство расположенных друг над другом горизонтальных скважин, закачку пара в верхнюю - нагнетательную - скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижнюю - добывающую - скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара.

Новым является то, что при строительстве скважины оборудуют устройствами контроля температуры и давления, а после достижения отношения закачанного объема пара к отбираемому объему нефти больше 10 закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину и отмену закачки пара производят после регулируемого снижения закачки пара в нагнетательную скважину при помощи устройств контроля, исключающих резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут - и температуры - более 1°С/сут - в паровой камере до температуры парообразования воды при пластовом давлении.

На фигуре изображена схема реализации способа.

Способ реализуется в следующей последовательности.

В пласте 1 (см. фигуру) залежи строят пару, расположенных друг над другом добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин с соответствующими горизонтальными участками 4 и 5. Горизонтальные участки 4 и 5 скважин 2 и 3 располагают выше подошвы продуктивного пласта 1. При строительстве в скважинах 2 и 3 располагают устройства контроля температуры и давления 6 (например, оптико-волоконный кабель с датчиками). Скважины 2 и 3 оснащают колоннами труб 7 и 8, при этом колонна труб 8 оснащается насосным оборудованием (не показано). Производят закачку теплоносителя - пара - через колонну труб 7 горизонтального участка 4 нагнетательной скважины 3 до образования гидродинамической связи между соответствующими горизонтальными участками 4 и 5 скважин 2 и 3. Это определяют при помощи устройств контроля 6. После образования паровой камеры (не показана) и создания гидродинамической связи между скважинами 2 и 3 за счет парогравитационного дренажа скопившуюся продукцию (высоковязкую и сверхвязкую нефть) отбирают через колонну труб 8 из горизонтального участка 5 добывающей скважины 2. При этом контроль за состоянием паровой камеры ведут с помощью устройств контроля температуры и давления 6.

После достижения отношения закачанного объема пара в нагнетательной скважине 3 к отбираемому горизонтальной добывающей скважиной 2 объему нефти больше 10 производят регулируемое снижение закачки пара в нагнетательную скважину 3 при помощи устройств контроля 6, исключающих резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут - и температуры - более 1°С/сут - в паровой камере до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте 1. После чего производят закачку в нагнетательную скважину 2 попутно добываемой воды до полного заводнения паровой камеры.

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был апробирован на Ашальчинском месторождении. Определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:

- глубина залегания - 90 м;

- средняя общая толщина пласта - 30 м;

- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;

- значение начального пластового давления - 0,5 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°С;

- плотность нефти в пластовых условиях - 960 кг/м³;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 22140,5 мПа⋅с;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм;

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,30 доли ед..

На залежи сверхвязкой нефти 1 выше подошвы продуктивного пласта на расстоянии 2 м пробурили добывающую скважину 2. Над добывающей скважиной 2 на расстоянии 5 м расположили нагнетательную скважину 3 с соответствующими 4 и 5 горизонтальными участками 526 м. Скважины 2 и 3 оборудовали устройством контроля температуры и давления 6. После обустройства нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин через колонну труб 7 нагнетательной скважины 3 производили закачку рабочего агента в объеме 5 тыс. т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 доли ед. Также производили закачку пара в объеме 5 тыс. т через колонну труб 8 в добывающую скважину 2 для создания гидродинамической связи между скважинами 2 и 3. После прогрева призабойной зоны горизонтальной нагнетательной скважины 3 горизонтальная добывающая скважина 2 была переведена под добычу, а горизонтальная нагнетательная скважина 3 - под постоянную закачку пара в объеме 80 м³ для создания и расширения паровой камеры. После достижения отношения закачанного объема пара к отбираемому объему нефти больше 10 в нагнетательной горизонтальной скважине 3 снизили закачку пара при помощи устройства контроля температуры и давления 6, исключающего резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут - и температуры - более 1°С/сут - в паровой камере до температуры парообразования воды - 153°С при пластовом давлении 0,5 МПа. После чего остановили закачку пара. В пласт 1 через нагнетательную скважину 3 закачали 22000 м³ попутно добываемой воды до полного заводнения пласта 1 (определили по повышению давления закачки жидкости более чем на 10%), то есть до полной конденсации пара в паровой камере. В результате проведенных мероприятий завершен этап разработки залежи и исключено схлопывание пласта при снижении закачки пара и сохранении пластового давления за счет закачки попутно добываемой воды без использования дорогостоящих реагентов.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки позволяет снизить затраты на заканчивание скважин при тепловом воздействии без разрушения структуры пласт.