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 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, аккумулированого в паровой камере.

Недостатком изобретения является то, что двуокись углерода 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 способствует быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта.

Наиболее близким по технической сущности является 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, прекращение закачки пара на поздней стадии разработки, определение абсолютной отметки подошвенной и кровельной частей паровой камеры, закачку воды и газа. При этом 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, а азот закачивают в паровую камеру. Недостатки известного способа:

- неконтролируемые и нерегулируемые процессы закачки пара, воды и газа в пласт способствуют быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта, повышению материальных затрат и снижению эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки;

- закачка попутно добываемой воды ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры может привести к прорыву воды к забою добывающей скважины;

- бурение дополнительных оценочных скважин ведет к дополнительным расходам. Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности

разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемого завершения разработки залежи на поздней стадии разработки при сохранении структуры пласта, а также расширение технологических возможностей способа разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, характеризующимся тем, что горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи, в горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления, на ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара, горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции, на поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10, в указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее 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, указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа, при достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа.

На фиг. 1 показана схема размещения горизонтальных пароциклических и парных нагнетательных и добывающих скважин (вид сверху). На фиг. 2 - разрез А-А (см. фиг. 1).

Сущность способа заключается в следующем.

Одним из известных способов разработки залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами является метод парогравитационного дренирования, разработку которого осуществляют горизонтальными пароциклическими скважинами 2'-2'', размещенными на периферии залежи 1, парными горизонтальными нагнетательными 3', 3'', 3''' и добывающими 4', 4'', 4''' скважинами, размещенными в центральной части залежи 1 (фиг. 1, 2). При строительстве в добывающих скважинах 4', 4'', 4''' располагают устройства контроля температуры и давления, например оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 1, 2 не показаны). На ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические 2', 2'' и парные нагнетательные 3', 3'', 3''' и добывающие 4', 4'', 4''' скважины для прогрева продуктивного пласта (фиг. 1, 2). Контролируют давление и температуру продуктивного пласта. Прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи 1. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''' переводят под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2'' эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.

На поздней стадии разработки по уточненным геологическим данным выбирают участок залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти с текущей выработкой извлекаемых запасов залежи от 80%. Производят выбор скважин под прекращение закачки пара и закачку горячей воды и газа. Перед прекращением закачки пара выбирают горизонтальные скважины с нерентабельным дебитом нефти (после достижения отношения закачанного объема пара в нагнетательной скважине к отбираемому горизонтальной добывающей скважиной объему нефти больше 10). При достижении нерентабельного дебита нефти производят регулируемое снижение объема закачки пара в вышеуказанных скважинах, исключающее резкое снижение давления в паровой камере - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте. Закачку пара прекращают.

Перед закачкой воды выбирают горизонтальные пароциклические скважины 2' 2'', размещенные на периферии залежи 1, с нерентабельным дебитом нефти и переводят выбранные горизонтальные пароциклические скважины под закачку горячей воды. Закачка горячей воды в горизонтальные пароциклические скважины обеспечивает повышение уровня водонефтяного контакта, способствует дополнительному охвату запасов нефти и их вытеснению в направлении горизонтальных добывающих скважин 4', 4'', 4'''.

Перед закачкой газа выбирают парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3'''с нерентабельным дебитом нефти и переводят указанные скважины под закачку газа. При достижении обводненности парной горизонтальной добывающей скважины (4', 4'', 4''') 98% и более переводят ее под закачку газа. Путем закачки газа в скважины 3', 3'', 3''', 4', 4'', 4''' осуществляют регулируемое поддержание пластового давления в паровой камере, что позволяет производить отбор продукции и сохранить структуру пласта. В качестве закачиваемого газа могут быть использованы попутно добываемые, дымовые газы, азот.

При последующем снижении дебита нефти вышеописанный способ повторяют на следующих скважинах с нерентабельным дебитом нефти. Залежь разрабатывают до полного извлечения продукции скважин. Закачку газа и воды в скважины производят до полного заводнения паровой камеры.

Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки расширяет область теплового воздействия на продуктивный пласт, исключает возможность резкого снижения давления в паровой камере и разрушения структуры пласта, способствует полному извлечению продукции скважины, снижает материальные затраты, повышает эффективность разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был опробован 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 - 970 кг/м³;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 27170 мПа⋅с;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм²;

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

Разработку залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти осуществляли тепловыми методами путем закачки пара в горизонтальные пароциклические 2'-2ⁿ и парные нагнетательные 3', 3'', 3''' и добывающие 4', 4'', 4''' скважины, прогревали продуктивный пласт с созданием паровой камеры. Остановили закачку пара для термокапиллярной пропитки залежи 1. Затем парные горизонтальные добывающие скважины 4', 4'', 4''' перевели под отбор продукции, а парные горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'', 3''' - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины 2'-2ⁿ эксплуатировали циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции.

На поздней стадии разработки залежи 1 сверхвязкой нефти выбрали участок с достигнутой текущей выработкой от извлекаемых запасов залежи 82%.

Произвели выбор скважин под прекращение закачки пара и закачку горячей воды и газа. Выбрали горизонтальные пароциклические 2' и 2'' и парные 3', 4', 3'', 4'' скважины с паронефтяным отношением (ПНО), равным 12, 14, 10,5 и 11 соответственно. В горизонтальных пароциклических скважинах 2' и 2'' снизили закачку пара до полной остановки и перевели их под нагнетание горячей воды в объеме 250000 м³. Закачку пара снижали при давлении, исключающем резкие снижения давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды -151°С при пластовом давлении 0,5 МПа. Температуру и давление контролировали с использованием устройств контроля.

Произвели закачку попутно добываемого газа в горизонтальные нагнетательные скважины 3', 3'' в объеме 380000 м³ с помощью компрессоров. Через 2 месяца обводненность парной горизонтальной добывающей скважины 4' составила 98,2%, перевели скважину 4' под закачку газа. После достижения обводненности парной горизонтальной добывающей скважины 4'' 98,5% перевели ее под закачку газа.

Разработку залежи продолжали, при этом повторяли указанные операции выбора скважин с нерентабельным дебитом нефти, регулируемое снижение объема закачки пара и перевод скважин под закачку воды и газа. Закачку газа и воды в скважины производили до полного заводнения паровой камеры, то есть до полной конденсации пара в воду в паровой камере.

Проведенные мероприятия позволяют завершить этап разработки залежи и исключить схлопывание пласта при снижении закачки пара и сохранении пластового давления за счет регулирования закачки попутно добываемой воды и газа без использования дорогостоящих реагентов. В результате проведенных мероприятий общий суточный дебит по добывающим скважинам выбранного участка увеличился с 3 до 7 т/сут.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемого завершения разработки залежи на поздней стадии разработки при сохранении структуры пласта, а также расширить технологические возможности способа разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.