Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки (патент СА 2577680, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/16, опубл. 09.08.2007 г.). Согласно изобретению, включающему закачку инертного газа в верхнюю часть паровой камеры, образовавшейся в результате разработки и выработки нефти методом парогравитационного дренажа (SAGD) через горизонтальную скважину, которая параллельна существующим добывающим и нагнетательным скважинам.

Недостатками данного способа являются неравномерность вытеснения нефти по пласту, высокая вероятность прорыва закачиваемого газообразного агента в интервал перфорации добывающих скважин, необходимость закачки больших объемов инертного газа в паровую камеру с целью увеличения пластового давления до необходимых значений, большие материальные и экономические затраты на выработку инертного газа и закачку его в пласт.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является 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.

Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности паротеплового воздействия при извлечении остаточной высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, снижение материальных и экономических затрат за счет экономии большого количества реагента и, как следствие, экономия энергетических ресурсов.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и 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, закачку на поздней стадии разработки азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт.

Новым является то, что перед закачкой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры, а 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.

Способ реализуется следующим образом. 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.

Пример конкретного выполнения способа.

На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 90 м, коллектор представлен толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², плотностью сверхвязкой нефти в пластовых условиях 960 кг/м³, вязкостью 22000 мПа, выбран участок скважин, пробуренных в центральном образовании залежи и выработанной до проектного значения коэффициента нефтеизвлечения (КИН) и общей для всех скважин паровой камерой. Провели термобарометрические исследования, по данным исследования и промысловым данным границы паровой камеры ограничивались по абсолютным отметкам 23 м - верхняя граница и 32 м - нижняя граница паровой камеры. Остановили закачку пара по нагнетательным скважинам залежи, обустроили выбранные скважины под закачку сточной воды и газа, в пласт закачали 220000 м³ горячей воды, в купольную часть залежи с помощью азотных компрессоров закачали 350000 м³ газа, замерили пластовое давление - оно составило величину 0,97 от начального пластового давления залежи, возобновили отбор жидкости по добывающим скважинам. В результате проведенных мероприятий общий суточный дебит по добывающим скважинам выбранного участка увеличился от 18 т/сут до 45 т/сут.

Предлагаемый способ позволяет снизить энергетические затраты путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличить дебит в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки.

INCLUDEPICTURE "J:\\JNJ\\JNJ1420303HQ-S\\ru-RU\\Final\\Editable Graphics\\pdf 10-chem 02.png" \* MERGEFORMATINET INCLUDEPICTURE "J:\\JNJ\\JNJ1420303HQ-S\\ru-RU\\Final\\Editable Graphics\\pdf 101-chem 01.png" \* MERGEFORMATINET