СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий разбуривание самостоятельными сетками скважин, расположенных друг под другом двух разных по сорту нефти пластов со вскрытием нижнего пласта, отбор жидкости из каждого пласта собственным фондом добывающих скважин. В добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью, перфорируют часть нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, и ведут отборы жидкости, представляющие смеси этих нефтей, в тех же добывающих скважинах, при этом перфорируемую толщину нижнего пласта определяют по специальной формуле (патент РФ №2103485, кл. Е21B 43/20, Е21B 43/14, опубл. 27.01.1998).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача и низкие темпы отбора при разработке залежей вязкой или высоковязкой и/или сверхвязкой нефти. Не предусмотрены мероприятия по снижению вязкости таких нефтей, что снижает нефтеотдачу и темпы отбора.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных скважин и парных горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательных скважин, нагнетание теплоносителя в скважины и отбор продукции скважин из добывающей скважины. При этом выделяют пласты, разделенные глинистыми пропластками, большей и меньшей толщины, размещают парные горизонтальные скважины в пластах большей толщины, а вертикальные сообщают с соответствующими пластами меньшей толщины, причем теплоноситель закачивают в парные горизонтальные скважины, а после прогрева соответствующего пласта отбирают продукцию пласта из добывающей скважины с отделением воды, которую после предварительного подогрева закачивают в вертикальные скважины с последующим отбором из них продукции соответствующих пластов, далее цикл повторяют (патент РФ №2386800, кл. Е21B 43/24, опубл. 20.04.2010 - прототип).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача, низкие темпы отбора нефти, большие эксплуатационные затраты. Верхний пласт разрабатывается вертикальными скважинами, нефтеотдача которого оказывается намного меньше нижнего, разрабатываемого горизонтальными скважинами, несмотря на применение закачки пара. При этом практика показывает, что вязкость нефти верхних пластов выше нижних. При значительном расстоянии между пластами эта разница в вязкости еще выше. Например, пласт верхнепермской системы имеет сверхвязкую нефть (более 10000 мПа·с), ниже которого на 600-800 м расположен пласт среднекаменноугольной системы с высоковязкой нефтью (от 200 до 10000 мПа·с). Разработка таких пластов известным способом приведет к низкой нефтеотдаче и низким темпам отбора нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающего бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, горизонтальных добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды, новым является то, что отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти после отделения на устье от нефти закачивают через нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти, причем горизонтальный ствол каждой из этих нагнетательных скважин располагают между горизонтальными стволами двух добывающих скважин, расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона, а отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя таким образом непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла, при этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти.

Сущность изобретения

Согласно отечественной классификации нефтей по дифференциации по НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) выделяют вязкие нефти с вязкостью в пластовых условиях от 10 мПа·с до 200 мПа·с, высоковязкие нефти - от 200 мПа·с до 10000 мПа·с и сверхвязкие нефти с вязкостью в пластовых более 10000 мПа·с.

На темпы отбора нефти и нефтеотдачу нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти существенное влияние оказывает реализуемая система разработки и применение вытесняющих агентов. При этом общеизвестно, что наибольшее влияние на снижение вязкости нефти оказывает повышение ее температуры, а на охват - применение горизонтальных скважин. При разработке залежи сверхвязкой нефти способом парагравитационного дренирования добываемая продукция имеет температуру порядка 95-99°C. Повторное использование уже нагретой до такой температуры воды при разработке другого объекта с вязкой или высоковязкой нефью, расположенного ниже в структурном плане, значительно сокращает эксплуатационные затраты по сравнению со способом, при котором холодную воду нагревают на поверхности и закачивают в пласт. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать одновременно залежи вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат при разработке месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане.

Задача решается следующим образом.

На фиг.1 и 2 приведены схемы реализации способа в профиле и в плане соответственно. Принятые обозначения: 1 - пласт сверхвязкой нефти, 2 - пласт вязкой или высоковязкой нефти, 3 -добывающая горизонтальная скважина парогравитационного дренирования, 4 - паронагнетательная горизонтальная скважина, 5 - нагнетательная горизонтальная скважина, 6, 6' - добывающие горизонтальные скважины, 7 - парогенератор, 8 - пакер паронагнетательной скважины, 9 - насос для добычи сверхвязкой нефти, 10 - узел отделения сверхвязкой нефти от воды, 11 - термоизолированная колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) нагнетательной скважины, 12 - пакер нагнетательной скважины, 13 - насосы добывающих скважин 6, 6', 14 - узел отделения вязкой или высоковязкой нефти от воды (отстойник), L - расстояние между горизонтальными стволами добывающих скважин 6, 6' и нагнетательной 5.

Способ реализуют следующим образом.

На месторождении выделяют участок залежи с отложениями сверхвязкой нефти 1 (фиг.1, 2), где ниже в структурном плане расположен участок залежи с отложениями вязкой или высоковязкой нефти 2. На рассматриваемом участке бурят пару горизонтальных скважин 3 и 4 в отложениях 1 сверхвязкой нефти для проведения парогравитационного дренирования: добывающую 3 и нагнетательную 4. С той же площадки бурят 3 горизонтальные скважины в отложения 2 вязкой или высоковязкой нефти: одну нагнетательную 5 и две добывающие 6 и 6', причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 располагают между горизонтальными стволами двух добывающих скважин 6 и 6', что позволяет, согласно расчетам, эффективно вытеснять вязкую или высоковязкую нефть к горизонтальным добывающим скважинам 6 и 6'. Также горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 размещают ближе к подошве продуктивного пласта залежи 2, а горизонтальные стволы добывающих скважин 6 и 6' -ближе к кровле продуктивного пласта залежи 2, что снижает темпы обводнения горизонтальных скважин.

На площадке также размещают парогенератор 7, работающий на попутном нефтяном газе продукции скважин 3, 6 и 6' и все необходимое оборудование для отделения нефти от воды. При этом расстояние между устьями добывающей 3 и нагнетательной 5 скважин и промежуточного оборудования 10 должно обеспечивать потерю температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона. При небольшом расстоянии между устьями скважин (20-30 м) и соответственно небольшой длиной трубопроводов обеспечивается сохранность температуры воды. Также расположение всех наземных узлов системы на одной площадке позволяет свести к минимуму затраты на обустройство и эксплуатационные затраты. Расчеты показали, что потеря тепла закачиваемой воды при подходе ее к устью скважины 5 менее чем на 10°C практически не влияет на темпы отбора нефти и нефтеотдачу, тогда как при потере тепла более 10°C темпы отбора нефти и нефтеотдача начинают снижаться значительными темпами.

Из парогенератора 7 в скважину 4 закачивают пар по колонне НКТ с установленным над кровлей пласта залежи 1 пакером 8 для предотвращения ухода пара в межтрубное пространство выше кровли пласта залежи 1. Пар поступает в пласт залежи 1 сверхвязкой нефти. Осуществляют процесс парогравитационного дренирования. Разогретая сверхвязкая нефть вместе с водой поступает в добывающую скважину 3 и поднимается на поверхность по НКТ насосом 9. Далее продукция скважины 3 поступает в узел 10, представляюй собой, например, делитель фаз или бак с ультрозвуковым генератором, структурирующим молекулы воды, что способствует быстрому разделению нефти и воды. Сверхвязкая нефть отделяется от воды. Попутно добываемый газ отправляют в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Горячую нефть с некоторым содержанием воды транспортируют для дальнейшей подготовки, а горячую воду закачивают через нагнетательную скважину 5 в пласт залежи 2 вязкой или высоковязкой нефти через термоизолированную НКТ 11 с установленным над кровлей пласта залежи 2 пакером 12 для предотвращения ухода горячей воды в межтрубное пространство выше кровли пласта залежи 2. Из межтрубного пространства нагнетательной скважины 5 от устья до пакера 12 откачивают воздух, создавая вакуум, что позволяет свести к минимуму потери тепла по стволу скважины до установленного пакера 12 закачиваемой горячей воды, т.к. вакуум не проводит тепло.

Горячая вода от нагнетательной скважины 5, поступая в пласт залежи 2 по системе трещин, разогревает блоки матрицы и соответственно вязкую или высоковязкую нефть, что способствует снижению его вязкости и лучшей фильтрации к забоям добывающих скважин 6. Насосами 13 по НКТ отбирают продукцию из скважин 6, которая затем поступает в узел 14 (например, отстойник), где вязкая или высоковязкая нефть отделяется от воды. Далее нефть из узла 14 отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Отделенную воду из узла 14 закачивают в парогенератор 7, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8. Расчеты показали, что данная степень сухости пара обеспечивает наиболее эффективный процесс парогравитационного дренирования. Полученный пар закачивают в паронагнетательную скважину 4. Таким образом происходит циркуляция воды для разработки двух объектов с применением тепла.

В процессе эксплуатации при излишке или недостатке воды или пара для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника 14, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из пласта залежи 2 вязкой или высоковязкой нефти. На начальном этапе разработки при отсутствии воды в отстойнике 14 его заполняют привозимой автовозами пластовой водой того же карбонатного или терригенного коллектора, добываемой из соседних скважин.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, темпов отбора нефти и экономия эксплуатационных затрат.

Пример конкретного выполнения способа.

На Ашальчинском месторождении выделяют участок залежи размерами 800×600 м с сверхвязкой нефтью уфимского яруса 1 (фиг.1, 2), где ниже в структурном плане расположен участок залежи турнейского яруса 2 с вязкой нефтью.

Массивная залежь сверхвязкой нефти уфимского яруса 1 представлена терригенным типом коллектора, залегает на глубине - 80 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 27350 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 970 кг/м³, начальная пластовая температура - 8°C, начальное пластовое давление - 0,44 МПа, пористость - 0,320, проницаемость - 2660 мД, начальная нефтенасыщенность - 0,770, средняя нефтенасыщенная толщина - 17,5 м.

Массивная залежь вязкой нефти турнейского яруса 2 представлена карбонатным типом коллектора, залегает на глубине 1209,5 м, вязкость нефти в пластовых условиях 53,6 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 897 кг/м³, начальная пластовая температура 23°C, начальное пластовое давление 11,2 МПа, пористость 0,119, проницаемость 12,1 мД, начальная нефтенасыщенность 0,690, средняя нефтенасыщенная толщина 18,1 м. Участки залежей представлены чисто нефтяной зоной.

На рассматриваемом участке бурят пару горизонтальных скважин 3 и 4 в уфимском ярусе 1 для проведения парогравитационного дренирования: добывающую 3 и нагнетательную 4 с расстоянием между горизонтальными стволами 10 м. В турнейском ярусе 2 с той же площадки бурят 3 горизонтальные скважины: одну нагнетательную 5 и две добывающие 6 и 6', причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 располагают между горизонтальными стволами двух добывающих скважин 6 и 6' с расстоянием L=200 м (фиг.2). Также горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 размещают ближе к подошве продуктивного пласта залежи 2, а горизонтальные стволы добывающих скважин 6 и 6' - ближе к кровле продуктивного пласта залежи 2.

На площадке также размещают парогенератор 7, работающий на попутном нефтяном газе продукции скважин 3, 6 и 6' и все необходимое оборудование для отделения нефти от воды. Расстояние между устьями добывающей 3 и нагнетательной 5 скважин и промежуточного оборудования 10 составило 12 м, потеря температуры перекачиваемой воды составляет 2-6°C (в зависимости от времени года). Общая длина площадки 25 м.

Из парогенератора 7 в скважину 4 закачивают пар с температурой 195°C по колонне НКТ с установленным над кровлей пласта залежи 1 пакером 8. Пар поступает в пласт 1 уфимского яруса. Осуществляют процесс парогравитационного дренирования. Разогретая сверхвязкая нефть с температурой 95-99°C, вязкость которой при такой температуре составляет в среднем 12 мПа·с, вместе с водой при той же температуре поступает из залежи 1 в добывающую скважину 3 и поднимается на поверхность по НКТ насосом 9. Далее продукция скважины 3 поступает в узел 10 (делитель фаз), где сверхвязкая нефть отделяется от воды. В процессе транспортировки происходит потеря тепла перекачиваемой жидкости. Горячую нефть с некоторым содержанием воды отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы, а горячую воду с температурой 89-97°C закачивают через нагнетательную скважину 5 в пласт залежи 2 турнейского яруса через термоизолированную НКТ 11 с установленным над кровлей пласта залежи 2 пакером 12. Из межтрубного пространства нагнетательной скважины 5 от устья до пакера 12 откачивают воздух, создавая в нем вакуум.

Горячая вода с температурой 89-97°C от нагнетательной скважины 5, поступая в пласт залежи 2 по системе трещин, разогревает блоки матрицы и соответственно вязкую нефть карбонатного коллектора, что способствует снижению его вязкости в среднем до 8 мПа·с и соответственно лучшей фильтрации к забоям добывающих скважин 6 и 6'. Насосами 13 по НКТ отбирают продукцию из скважин 6 и 6', которая затем поступает в узел 14 (отстойник), где вязкая нефть отделяется от воды. Далее нефть из узла 14 отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Отделенную воду из узла 14 закачивают в парогенератог 7, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости в пределах от 0,6 до 0,8. Полученный пар с температурой 195°C закачивают в паронагнетательную скважину 4. Таким образом, происходит циркуляция воды для разработки двух объектов с применением тепла.

В процессе эксплуатации поддерживают уровень компенсации отбора закачкой 100%, при излишке или недостатке воды или пара, для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой, производят регулировку объемов закачки воды из отстойника 14, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из пласта 2 залежи вязкой нефти.

Аналогично разрабатывают всю залежь.

В таблице 1 приведены результаты расчетов по одному рассматриваемому участку:

- вариант 1 - по предлагаемому способу;

- вариант 2 - по способу, при котором добываемая из залежи сверхвязкой нефти 1 вода не используется для закачки в залежь вязкой нефти 2, а закачивается попутно добываемая (холодная) с того же пласта залежи 2;

- вариант 3 - отличающийся от варианта 2 тем, что попутно добываемую из залежи 2 воду нагревают на поверхности и затем закачивают в этот же пласт.

Срок разработки ограничили 98% обводнения продукции скважин или минимально рентабельным дебитом нефти 0,5 т/сут. В результате, по всем вариантам, по уфимскому ярусу за время разработки, которое составило 41 год, было добыто 189 тыс.т. нефти, КИН составил 0,210 доли ед., общие затраты - 1042 млн. руб., чистый дисконтированный доход (ЧДД) - 42 млн. руб. Способ разработки данного объекта во всех вариантах одинаков.

По турнейскому ярусу за время разработки по предлагаемому способу (вариант 1) было отобрано 206 тыс.т. нефти за 41 год, КИН составил 0,322 доли ед., общие затраты -603 млн. руб., ЧДД - 84 млн. руб. При разработке согласно варианту 2 было добыто на 52 тыс.т. нефти меньше по сравнению с предлагаемым способом, сроки разработки увеличились на 13 лет, КИН был получен на 0,108 доли ед. меньше, а общие затраты больше на 130 млн. руб. (из которых 93,1% - эксплуатационные затраты в связи с большими сроками разработки), ЧДД меньше на 33 млн. руб. При разработке согласно варианту 3 было добыто такое же количество нефти и за такой же срок, что и в предлагаемом способе, однако общие затраты оказались больше на 272 млн. руб. (из которых 99,3% - эксплуатационные затраты на нагрев закачиваемой воды), ЧДД меньше на 77 млн. руб.

Таким образом, за счет применения предлагаемого способа удалось повысить темпы отбора, увеличить конечный КИН в целом по участку на 0,028 и снизить общие затраты на 130 млн. руб. по сравнению с разработкой турнейского яруса с закачкой холодной воды и на 272 млн. руб. по сравнению с закачкой горячей воды, нагреваемой на поверхности.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат.