Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов с высоковязкой нефтью и наличием подошвенной воды небольшой толщины.

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно известному способу в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель (патент РФ 2387818, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки растворителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти. Согласно известному способу максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины, растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, затем начинают отбор жидкости насосом. Дополнительно циклическую закачку углеводородного растворителя производят поочередно до закачки пара в кровельную часть пласта с давлением, достаточным для расширения порового пространства породы коллектора и сжатия пластового флюида (патент РФ 2455475, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.07.2012 - прототип).

Общим недостатком известных способов являются низкие темпы отбора нефти, т.к. пар и растворитель закачиваются только в кровельную часть пласта. В результате коэффициент нефтеизвлечения остается невысоким. Кроме того, восходящий профиль может вызвать забивание ствола тяжелыми компонентами нефти и механическими примесями в его нижней точке, что приведет к потере притока.

В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения пласта с высоковязкой нефтью.

Задача решается тем, что в способе разработки пласта с высоковязкой нефтью, включающем вскрытие коллектора основными вертикальными стволами скважин, зарезку из них боковых горизонтальных стволов (БГС), освоение БГС, закачку рабочего агента и отбор продукции через БГС. Согласно изобретению выбирают участок пласта, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной - составляет не более 5 м, из ствола вертикальной скважины проводят зарезку БГС нисходящего профиля с расстоянием от носка БГС до водонефтяного контакта не менее 2 м, длину БГС выполняют не менее половины расстояния между вертикальными скважинами или половины размера проектируемой сетки скважин, БГС условно делят на секции длиной по 10-50 м, каждую секцию осваивают отдельно, для чего спускают в БГС колонну труб с фильтром на сдвоенных пакерах с длиной фильтра не более длины соответствующей секции, через колонну труб и фильтр закачивают в пласт в каждую секцию нагретый до температуры не менее 50°C на забое растворитель в объеме V_n=(1…50)·l_n·m_n, где l_n - длина n-ой секции, m_n - пористость пласта напротив n-ой секции, после термокапиллярной пропитки растворителем секцию пускают на откачку жидкости, каждую секцию осваивают таким же способом, после чего пускают весь ствол в работу, ведут эксплуатацию скважины в циклическом режиме отбор - закачка: после снижения дебита нефти более чем на 50% от первоначального дебита нефти после предыдущего цикла закачки проводят закачку растворителя по всей длине ствола в объеме, равном ∑V_n, причем растворитель продавливают продавочной жидкостью с температурой не менее 50°C на забое с увеличением объема данной жидкости после каждого цикла на 10-20%, при подтягивании подошвенной воды и обводнении скважины более чем на 95% нижние секции последовательно отсекают пакерами.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу пласта с высоковязкой нефтью (более 400 мПа·с) и подошвенной водой небольшой толщины (до 5 м) существенное влияние оказывают способность закачиваемого агента к нефтевытеснению и площадь охвата пласта воздействием со стороны рабочего агента. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения пласта с высоковязкой нефтью. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка пласта в разрезе с размещением БГС. Обозначения: 1 - нефтенасыщенная часть пласта, 2 - водонасыщенная часть пласта, 3 - добывающая вертикальная скважина, 4 - БГС нисходящего профиля, 5 - колонна труб для закачки рабочего агента и отбора продукции скважины, 6 - фильтр, 7 - сдвоенные пакеры, ВНК - водонефтяной контакт, l₁-l₅ - секции БГС, h - минимальное расстояние от низа БГС до ВНК.

Способ реализуют следующим образом.

Выбирают участок нефтяного пласта с подошвенной водой. Толщина нефтяной части 1 пласта составляет более 10 м, а водоносной 2 - не более 5 м (фиг. 1). Динамическая вязкость нефти - более 400 мПа·с. На участке пробурена вертикальная добывающая скважина 3.

Если скважина 3 вторично вскрывает нефтеносную часть пласта 1, то данные перфорационные отверстия изолируют. Из ствола вертикальной скважины 3 проводят зарезку БГС 4 нисходящего профиля. Расстояние h от носка БГС до водонефтяного контакта выполняют не менее 2 м, а длину БГС - не менее половины расстояния между вертикальными скважинами или половины размера проектируемой сетки скважин.

Ствол 4 условно делят на секции l₁-l₅ длиной по 10-50 м. Каждую секцию осваивают отдельно, для чего спускают в БГС 4 колонну труб 5 с фильтром 6 на сдвоенных пакерах 7 с длиной фильтра 6 не более длины l₁-l₅ соответствующих секций. Через колонну труб 5 и фильтр 6 закачивают в пласт нагретый до температуры не менее 50°C на забое растворитель в объеме V_n=(1…50)·l_n·m_n, где l_n - длина n-ой секции, m_n - пористость пласта напротив n-ой секции. Тип растворителя и его концентрацию определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах. После термокапиллярной пропитки растворителем секцию пускают на откачку жидкости. Каждую секцию осваивают таким же способом, после чего пускают весь ствол 4 в работу.

Далее ведут эксплуатацию скважины 3 в циклическом режиме отбор - закачка: после снижения дебита нефти более чем на 50% от первоначального дебита нефти после предыдущего цикла закачки проводят закачку растворителя по всей длине ствола 4 в объеме, равном ∑V_n. Растворитель продавливают продавочной жидкостью с температурой не менее 50°C на забое с увеличением объема продавочной жидкости после каждого цикла на 10-20%.

При подтягивании подошвенной воды и обводнении скважины 3 более чем на 95% нижние секции последовательно отсекают пакерами.

Выбор участка залежи с указанными параметрами обусловлен оптимальностью применимости предлагаемого способа. Согласно расчетам, если нефтеносная часть пласта 1 менее 10 м, то запасы залежи не позволяют окупить затраты на закачку нагретого растворителя. Если толщина водоносной части пласта 2 более 5 м, то эффективность растворителя и тепла значительно снижается ввиду необходимости закачки больших объемов рабочего агента. Также исследования показали, что при динамической вязкости нефти менее 400 мПа·с нефтеотдача может быть достигнута сопоставимой величины при более дешевых способах разработки.

БГС позволяет повысить площадь контакта скважины с продуктивным пластом 1, а нисходящий профиль БГС - последовательно отрабатывать данный пласт 1 по толщине. При расстоянии h от носка БГС до ВНК менее 2 м, согласно расчетам, темп обводнения оказывается выше скорости действия нагретого растворителя. Длина стволов менее половины расстояния между вертикальными скважинами или половины грани проектируемой сетки скважин приводит к снижению коэффициента охвата.

Разделение БГС на секции и их последовательное освоение позволяет снизить влияние неоднородности пласта. При длине секций БГС менее 10 м, согласно исследованиям, соседние, уже освоенные секции, оказывают влияние при освоении текущей секции, в результате растворитель может пойти в уже освоенную часть пласта, снизив тем самым охват пласта вдоль всего БГС. При длине секций БГС более 50 м появляются «неработающие» участки ствола в секции, в т.ч. ввиду неоднородности коллектора.

Закачка нагретого растворителя (например, толуола) с температурой более 50°C, приводит к снижению вязкости нефти в пласте, что повышает приток нефти к стволу скважины. Исследования показывают, что при температуре менее 50°C охват и нефтеотдача снижаются.

Оптимальный объем растворителя для закачки для большинства коллекторов, согласно исследованиям, рассчитывается как поровый объем вдоль секции БГС в радиусе 0,5-4,0 м от ствола, т.е. V_n=π·(0,5…4,0)²·l_n·m_n=(1…50)·l_n·m_n, где l_n - длина n-ой секции, m_n - пористость пласта напротив n-ой секции.

Циклический режим отбора и закачки позволяет осуществлять разработку пласта одной скважиной. При определенном снижении дебита нефти необходимо переводить скважину под закачку растворителя, причем, согласно моделированию, при снижении дебита нефти менее чем на 50% от первоначального после предыдущего цикла закачки,перевод под нагнетание приводит к более низкой нефтеотдаче.

В связи с тем что с каждым циклом закачки необходимо проводить воздействие на все более отдаленные участки пласта от ствола скважины, предусматривают продавку растворителя продавочной жидкостью (например, технической водой). Причем увеличение объема продавочной жидкости с каждым циклом на менее чем 10% почти не повышает дебит нефти, тогда как на более чем 20% приводит к прорыву воды и неравномерному распределению растворителя в пласте. Нагретая продавочная жидкость не позволяет остывать растворителю при его продавке за счет теплообмена с данной жидкостью. Поэтому предусматривают нагрев продавочной жидкости до той же температуры, что и растворитель, т.е. не менее 50°C на забое.

Наличие подошвенной воды постепенно приводит к ее подтягиванию и соответственно обводнению БГС. При отсечении пакерами нижней секции после обводнения скважины менее чем на 95%, согласно расчетам, остаются недовыработанные участки пласта, что снижает нефтеотдачу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта.

Результатом внедрения данного способа является повышение темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения пласта с высоковязкой нефтью.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке водонефтяной залежи с толщиной нефтяной части 1 пласта 10 м и водоносной части 2 пласта 5 м пробурена вертикальная скважина 3 (фиг. 1). Расстояние до ближайшей соседней скважины - 500 м. Динамическая вязкость нефти на рассматриваемом участке составляет 400 мПа·с, пластовая температура 25°C, пористость m=16%. Скважина 3 не эксплуатировала пласт 1, а работала на нижележащий объект.

После отключения нижележащего объекта из ствола вертикальной скважины 3 проводят зарезку БГС 4 длиной 0,5·500=250 м нисходящего профиля. Расстояние от носка БГС до водонефтяного контакта выполняют h=2 м. Ствол 4 условно делят на 5 секций l₁-l₅ длиной по 50 м каждая.

Каждую секцию осваивают отдельно, для чего спускают в БГС 4 колонну труб 5 с фильтром 6 длиной 40 м на сдвоенных пакерах 7. Через колонну труб 5 и фильтр 6 закачивают в каждую секцию нагретый до температуры 50°C на забое растворитель - толуол 80%-ной концентрации в объеме V_n=1·l_n·m_n=1·40·0,16=6,4 м³, определенный заранее по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах пласта 1. После термокапиллярной пропитки растворителем в течение 1 сут, секцию пускают на откачку жидкости. Каждую секцию осваивают таким же способом, после чего пускают весь ствол 4 в работу. Таким образом, общий объем растворителя, потребовавшегося на освоение скважины 3 составляет 5·6,4=32 м³. Дебит нефти после освоения - 12 т/сут.

Далее ведут эксплуатацию скважины 3 в циклическом режиме отбор - закачка. Через 3 месяца дебит нефти уменьшается до 5,9 т/сут, т.е. более чем на 50%. Проводят закачку толуола по всей длине ствола 4 в объеме, равном 32 м³. Растворитель продавливают технической водой с температурой 50°C на забое в объеме 20 м³. Дебит нефти после пуска скважины 3 в добычу составил 11 т/сут.

Через 4 месяца добычи дебит нефти снижается до 5,4 т/сут, поэтому проводят закачку толуола аналогично предыдущему циклу, но с увеличением продавочной жидкости (технической воды) на 10%, т.е. в объеме 22 м³.

Через три года эксплуатации происходит обводнение скважины 3 на 95,1%, что объясняется подтягиванием подошвенной воды. Нижнюю секцию отсекают пакерами. Аналогичную операцию проводят при новом обводнении скважины 2 более чем на 95%.

Всего за время разработки проводят 15 циклов, пока не останется одна последняя секция l₅.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Пласт имеет иные характеристики. Проектируемая на участке пласта сетка скважин имеет размер 300×300 м. Зарезают БГС 4 длиной 150 м и делят на 3 секции по 50 м каждая. В каждую секцию закачивают растворитель в объеме V_n=50·10·0,16=80 м³. При эксплуатации скважины 3 закачиваемый растворитель продавливают технической водой в объеме 40 м³ с увеличением данного объема на 20% в каждом последующем цикле.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта.

В результате разработки рассматриваемого участка пласта, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98% (последней секции БГС), было добыто 79,0 тыс. т нефти, за 10 лет разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил - 0,378 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 65,6 тыс. т нефти за 15 лет разработки, КИН составил 0,314 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,064 д. ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяных пластов.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения пласта с высоковязкой нефтью.