Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.

Известен способ способ разработки залежей сверхвысоковязкой нефти методом (SAGD) воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин (патент РФ №2486334, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.2013 г., Бюл. №18). Согласно изобретению, включающему 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 закачивают попутно добываемую воду с гидрокарбонат ионами (раствор карбамида или карбоната натрия (калия) разлагающимися с выделением углекислого газа.

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.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или биту-ма(патент РФ №2610966, МПК Е21В 43/24, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5), включающий строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры. В начале реализации способа закачку теплоносителя в виде пара осуществляют в нижнюю скважину, а отбор из верхней скважины, после повышения температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину прекращают с продолжением отбора из верхней скважины, при снижении температуры в верхней горизонтальной скважине более 10°С впервые сутки закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину возобновляют до температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта, циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней скважине со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину переводят под закачку теплоносителя, а нижнюю горизонтальную скважину - под отбор до полной выработки месторождения.

Недостатком данного способа является применение только на ранних стадиях разработки залежи с применением метода (SAGD) для получения термогидродинамической связи.

Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент РФ №2611789, МПК Е21В 43/24, опубл. 01.03.2017 г., Бюл. №7) Согласно изобретению, по уточненным геологическим данным выбирается участок залежи с большой выработкой пласта, с помощью термобарометрических исследований по ряду контрольных, наблюдательных и эксплуатационных скважин проводится оконтуривание паровой камеры, определяются ее наиболее низкие и высокие по абсолютной величине отметки, закачку пара прекращают, производят выбор скважин под нагнетание сточной воды и газа; в скважины с перфорацией, имеющей уровень, соответствующий нижней границе паровой камеры, закачивается горячая сточная вода, нагнетательные скважины, находящиеся в купольной зоне паровой камеры, переводят под закачку азота. Путем закачки жидкого и газообразного агентов увеличивают пластовое давление до начального, из добывающих скважин производят отбор жидкости.

Недостатком данного способа является потеря части извлекаемых запасов в межскважинной зоне, а также высокие затраты на закачку газа.

Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из межскважинной зоны на поздней стадии разработки, снижение материальных и экономических затрат за счет экономии на закачке газа.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, определение параметров паровой камеры, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции.

Новым является то, что выбирают пару скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 1-3 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м³/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта.

Способ реализуется следующим образом. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки 1 (фиг. 1), включает строительство горизонтальных добывающей 2 и расположенной выше нагнетательной 3 скважин с установкой фильтров-хвостовиков (не показаны на рисунке), располагаемых в горизонтальном участке соответствующей скважины 2 и 3. Прогрев залежи 1 (фиг. 1) производят закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана). После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину 3, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 2. На поздней стадии разработки на залежи 1 сверхвязкой нефти выделяютпарускважин 2 и 3 с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине 3 ниже температуры парообразования в пластовых условиях и сдебитом по нефти до 1-3 т/сут - в нижней добывающей скважине 2. Дебитом по нефти до 1-3 т/сут выбран из соображений рентабельности, а разброс параметров из-за технологически обоснованной периодичности измерений (обычно: один -два раза в месяц), которые гарантируют попадание в этот интервал без дополнительный затратных измерений. Останавливают закачку пара в верхнюю нагнетательную 3 скважину и отбор жидкости из нижней добывающей 2 скважины, далее верхняя 3 скважина переводится под добычу жидкости, а нижнюю 2 скважину запускают под закачку горячей воды объемом 30-80 м³/сут с температурой 40-65°С. Количество закаченной воды определяется временем эксплуатации залежи 1: до 10 лет - 80 м³/сут, 10-20 лет - обратно пропорционально выбирают от 80 до 30 м³/сут, 20 лет и больше - 30 м³/сут. Температура выбирается в зависимости от вязкости добываемой нефти: чем выше вязкость - тем выше температура.

Пример конкретного применения.

На Ашальчинском месторождении залежей 1 битума, находящемся на глубине 90 м, залежь 1 представлена неоднородными пластами толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м³, вязкостью 22000 мПа⋅с, пробурили добывающую 2 и расположенную выше нагнетательную 3 пару горизонтальных скважин. Произвели закачку теплоносителя- пара в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину 3 в количестве 70-120 т/сут, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 2 с дебитом по нефти 10-20 т/сут. Залежь 1 оснастили несколькими аналогичными парами скважин 2 и 3. После 16 лет эксплуатации на поздней стадии в залежи 1 выделили пару скважин с термобарическими условиями в нагнетательной 3 ниже на 10°С температуры парообразования в пластовых условиях (150°С для пластового давления - 0,5 МПа), и снижения дебита до 2 т/сут по нефти в добывающей скважине, остановили закачку пара в верхнюю нагнетательную 3 скважину и отбор жидкости из нижней 2 скважины. После этого верхнюю 3 скважину перевели под добычу жидкости, а нижнюю 2 скважину запустили под закачку горячей воды объемом 40 м³/сут с температурой 55°С. В результате проведенных мероприятий дебит нефти составил 8 т/сут.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки позволяет значительно повысить эффективности теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из межскважинной зоны, а также снизить материальные и экономические затраты из-за отсутствия закачки газа.