Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой с применением тепловых методов.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (патент RU №2494242, МПК Е21В 43/243, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2013), включающий бурение горизонтальной добывающей скважины и вертикальной нагнетательной скважины, прогрев околоскважинного пространства до закачки окислителя, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины. При этом забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья. До закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°С. После этого начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза электронагреватель из горизонтальной скважины извлекают и спускают в нее насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи. При снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100 до 90% начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения. Цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.

Недостатками известного способа являются:

- сложность технологического процесса, связанная с необходимостью наличия теплоэлектростанции вблизи от производства работ;

- недостаточная эффективность способа, обусловленная расходом большого количества теплоносителя для прогрева горизонтальной части ствола нагнетательной скважины по всей длине;

- сложность контроля и управления процессом подземного внутрипластового распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент RU №2625127, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. в бюл. №20 от 11.07.2017), включающий бурение горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, определение по данным бурения скважин наличия газовой шапки и уточнение структуры залежи, бурение вертикальной газодобывающей скважины в газовой шапке, перфорацию вертикальной газодобывающей скважины у кровли пласта, закачку пара и газа в горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев пласта с созданием паровой камеры, отбор газа из вертикальной газодобывающей скважины и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины. Горизонтальный ствол добывающей горизонтальной скважины располагают под горизонтальным стволом нагнетательной скважины. Бурят вертикальную газодобывающую скважину в купольной части залежи. Предварительно закачивают пар через горизонтальную нагнетательную скважину в продуктивный пласт залежи. Через вертикальную газодобывающую скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальную нагнетательную скважину 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 закачиваемого парогаза в газовую шапку отбор газа из вертикальной газодобывающей 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 нагнетательную скважину 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. Недостатками известного способа являются:

- высокое паронефтяное отношение (ПНО), приводящее к снижению эффективности технологии из-за увеличения обводненности добываемой продукции;

- ограниченность реализации способа вследствие проводки двух горизонтальных скважин одна над другой при малых толщинах продуктивного пласта;

- недостаточная эффективность процесса извлечения нефти из залежи сверхвязкой нефти, обусловленная расходом большого количества теплоносителя для прогрева горизонтальной части ствола нагнетательной скважины по всей длине. Большой расход теплоносителя связан со снижением пластового давления в газовой шапке при отборе газа из вертикальной скважины, как следствие, при закачке теплоносителя будет происходить прорыв в зону пониженного давления (т.е. газовой шапки).

Техническими задачами данного изобретения являются повышение эффективности процесса извлечения нефти за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара и качества добываемой продукции, снижение ПНО, снижение затрат на прогрев продуктивного пласта и бурение скважин, увеличение коэффициента извлечения нефти.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой, характеризующимся тем, что бурят горизонтальные добывающие скважины, определяют радиус внешнего контура газонефтяного контакта ГНК по данным бурения горизонтальных добывающих скважин, при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, горизонтальные газодобывающую и нагнетательную скважины оборудуют фильтрами, при радиусе внешнего контура ГНК менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, перфорируют вертикальные скважины у кровли пласта, устанавливают устройства контроля температуры и давления в горизонтальных добывающих и газодобывающей скважинах, регулируют давление в газовой шапке в диапазоне не выше давления в нефтяной части залежи на 5-15% и не ниже давления в нефтяной части залежи на 15-25% последовательной закачкой пара и газа в объемном соотношении П : Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину из газовой шапки с созданием парогазовой камеры, затем после достижения температуры в газодобывающей скважине, равной 80-100% температуры парообразования, останавливают отбор газа и отбирают продукцию из горизонтальной добывающей скважины.

На фиг. 1 показана схема реализации способа при радиусе внешнего контура газонефтяного контакта (ГНК) менее 750 м, на фиг. 2 - при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более.

Способ реализуется в следующей последовательности.

На залежи 1 (фиг. 1 и 2) сверхвязкой нефти в нефтяной части 2 с газовой шапкой 3 бурят горизонтальные добывающие скважины 4. По данным бурения горизонтальных добывающих скважин 4 определяют наличие, размер газовой шапки 3, отметку ГНК 5 и уточняют структуру залежи 1. Бурят нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины в газовой шапке 3. Тип скважин 6 и 7 выбирают в зависимости от размеров газовой шапки 3. При радиусе внешнего контура ГНК 5 от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины в газовой шапке 3, при радиусе внешнего контура ГНК 5 менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины. Выбор типа скважин позволяет повысить экономическую рентабельность, т.к. при большом размере газовой шапки 3 целесообразнее использовать горизонтальные скважины, т.к. вертикальные скважины необходимо бурить в большем количестве.

Перфорируют вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины у кровли залежи 1, а горизонтальные нагнетательную 6 и газодобывающую 7 скважины оборудуют фильтрами. При строительстве горизонтальных добывающих 4 скважин и горизонтальной газодобывающей 7 скважины в них устанавливают устройства контроля температуры и давления, например, оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 1, 2 не показан).

Регулируют давление в газовой шапке 3 в диапазоне не выше давления в нефтяной части 2 залежи 1 на 5-15% (исключают прорыв газа с сохранением ГНК) и не ниже давления в нефтяной части 2 залежи 1 на 15-25% (предотвращают прорыв нефти в газовую шапку 3) последовательной закачкой пара и газа в соотношении П : Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину 6 и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину 7 с созданием парогазовой камеры. Полученная парогазовая смесь является более эффективным вытесняющим агентом по сравнению с паром, т.к. при растворении газов в нефти снижается ее вязкость и плотность, увеличивается объемный коэффициент. В качестве закачиваемого газа применяют воздух, дымовые газы или неконденсирующиеся газы. Отбираемый газ используют для генерации энергии в процессе создания пара, закачиваемого в нагнетательную скважину 6.

При достижении температуры в газодобывающей скважине 7 80-100% температуры парообразования происходит образование парогазовой камеры в обрабатываемой залежи 1, отбор газа через газодобывающую скважину 7 в газовой шапке 3 останавливают.

После остановки газодобывающей скважины 7 начинают вырабатывать нефтяную часть 2 залежи 1 путем отбора продукции из горизонтальных добывающих скважин 4.

Таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитациошюго дренирования. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1 (дебит нефти менее 1 м³/сут, обводненность более 98%).

Пример конкретного выполнения способа.

Предложенный способ разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой был опробован на Нижне-Кармальском месторождении. Определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками: глубина залегания - 90 м; нефтенасыщенная толщина пласта - 23 м; средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке -7 м; давление в газовой шапке - 0,83 МПа; значение начального пластового давления 0,9 МПа; начальная пластовая температура - 8°С; плотность нефти в пластовых условиях - 966 кг/м³; коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 31124 мПа⋅с; значение средней проницаемости по керну в пласте - 312 мкм²; значение средней пористости по керну в пласте - 0,30 доли ед.

На залежи 1 сверхвязкой нефти, представленной нефтяной частью 2 и газовой шапкой 3, бурят сетку горизонтальных добывающих скважин 4 с длиной горизонтального ствола по 600 м каждая и расстоянием между горизонтальными добывающими скважинами 4 100 м. Скважины 4 оборудуют противопесочными фильтрами.

Определяют по данным бурения горизонтальных добывающих скважин 4 наличие газовой шапки 3, уточняют структуру залежи 1, определяют отметку ГНК 5 и размер газовой шапки 3. Так как радиус внешнего контура ГНК составляет 600 м, в купольной части залежи 1 бурят вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающие 7 скважины по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающие скважины 7 перфорируют у кровли залежи 1. В вертикальные нагнетательную 6 и газодобывающие скважины 7 спускают НКТ (на фиг. 1, 2 не показаны). Горизонтальные добывающие 4 и газодобывающие 7 скважины оборудуют устройствами контроля температуры и давления. После обустройства вертикальной нагнетательной 6 и газодобывающих 7 скважин через НКТ в нагнетательную скважину 6 закачивают пар в объеме 7000 м³ в течение двух месяцев. После этого производят закачку воздуха в объеме 140000 м³ в вертикальную нагнетательную скважину 6. В это время через вертикальные газодобывающие скважины 7 отбирают газ из газовой шапки 3 с дебитом 800 м³/сут.

Через три месяца после закачки воздуха температура в одной из вертикальных газодобывающих скважин 7 достигла 156,6°С (т.е. 95% температуры парообразования при забойном давлении в вертикальной газодобывающей скважине 7 0,72 МПа), газодобывающую скважину 7 отключили, а закачку воздуха в нагнетательную скважину 6 снизили в два раза до объема 70000 м³.

После достижения температуры 151,6°С (т.е. 92% температуры парообразования при забойном давлении в вертикальной газодобывающей скважине 7 0,7 МПа) в оставшейся в работе вертикальной газодобывающей скважине 7 ее останавливают. Далее начинают вырабатывать нефтяную часть 2 залежи 1 путем отбора продукции пласта из горизонтальных добывающих скважин 4.

В данном режиме разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1 (дебит нефти менее 1 м³/сут, обводненность более 98%).

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как повышение эффективности процесса извлечения нефти за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара (снижение объема закачки пара в 1,3 раза), уменьшение ПНО от 7 до 5,4 т/т, увеличение коэффициента извлечения нефти на 7%, а также снижение затрат на прогрев пласта на 14%.