Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ И ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ С ТЕРМИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую и тяжелую нефть.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2442884, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2012), включающий строительство скважины, обсаженной обсадными трубами, спуск в нее двух колонн труб на разные глубины в интервал продуктивного пласта с пакером, закачку теплоносителя по одной колонне труб и отбор продукции по второй колонне труб. Горизонтальную нагнетательную скважину бурят по направлению к горизонтальной добывающей скважине в том же интервале с последующим строительством из горизонтальных участков разнонаправленных боковых стволов, параллельных горизонтальной добывающей скважине с шагом 50-400 м от нее и вторичным вскрытием этих стволов.

Недостатком способа является то, что бурение и дальнейшая эксплуатация многозабойных скважин предусматривают определенные риски. Кроме этого, не прогревается вся залежь и сложно прогревать отдельные необходимые участки пласта.

Известен также способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2526047, МПК Е21В 43/24, Е21В 7/04, опубл. в бюл. №5 от 20.08.2014), включающий бурение в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных нагнетательных скважин и добывающей скважины, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающей скважины. Добывающую скважину располагают на равном расчетном расстоянии от забоев нагнетательных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами, при этом нагнетательные скважины снабжают двумя параллельными каналами с чередующимися по расстоянию фильтрами в продуктивном пласте, причем каналы используют для нагнетания теплоносителя, а после прогрева пласта один из каналов - для внутрискважинного перетока продукции в сторону добывающей скважины.

Недостатками способа являются отсутствие контроля температуры отбираемой продукции, что при дальнейшей эксплуатации приведет к прорыву пара к забою пара к забою добывающих скважин. Невозможность регулирования расширения паровых камер на добывающих скважинах, приводящее к низким показателям добычи нефти.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воз/действием за счет контроля температуры в добывающих скважинах и изменения места закачки пара в нагнетательной скважине.

Поставленная техническая задача решается предлагаемым способом разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием, строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него.

Новым является то, что все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки, из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции, причем закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции, при этом для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5%, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5% для поддержания температуры в паровой камере.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Способ реализуется в следующей последовательности.

На пласте 1 залежи производят строительство параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин 2, 3, 4, 5, с соответствующими горизонтальными участками 7, 8, 9 и 10. При строительстве в скважинах 2, 3, 4 и 5 располагают устройства контроля температуры и давления 10, 11, 12 и 13 (например, оптико-волоконный кабель с датчиками). В пласте 1 произвели также строительство дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины 14, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин 2, 3, 4 и 5.

Закачку теплоносителя сначала производят в горизонтальные участки 7, 8, 9 и 10 скважин 2, 3, 4 и 5 и в скважину 14 с прогревом продуктивного пласта 1. После прогрева пласта 1 залежи закачку пара в эти скважины прекращают для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта 1 (время пропитки определяют эмпирическим путем), производят отбор продукции через горизонтальные участки 7, 8, 9 и 10 скважин 2, 3, 4 и 5 и из скважины 14, например, по насосно-компрессорным трубам глубинно-насосным оборудованием, (на фигуре не показаны) и контроль за состоянием отбираемого флюида с помощью устройств контроля давления и температуры 10, 11, 12 и 13. Закачку пара в скважину 14 проводят с изменением интервала нагнетания за счет, например, изменения интервала размещения выхода нагнетательной колонны труб (на фигуре не показана). Причем интервал закачки в скважине 14 выбирается напротив одной из параллельных скважин 2, 3, 4 или 5 с наименьшей температурой отбираемой продукции, которая определяется устройствами контроля давления и температуры 10, 11, 12 и 13 в этих скважинах. Распределение температуры в пласте 1 около скважин 2, 3, 4 и 5 может дополнительно контролироваться при помощи наблюдательных скважин (на фигуре не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 7, 8, 9 и 10 скважин 2, 3, 4 и 5 с определением зон наименьшего прогрева (на фигуре не показаны). Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбор нефти в скважинах 2, 3, 4, 5 и 14 повторяются до максимального извлечения из пласта 1 залежи высоковязкой нефти.

Если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин 2, 3, 4 и 5 повышается более чем на 5%, то отбор продукции из скважины 14 увеличивают. Если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин 2, 3, 4 и 5 снижается более чем на 5%, то отбор продукции из скважины 14 уменьшают. Это необходимо для поддержания стабильной температуры в паровой камере (на фигуре не показана).

Пример конкретного выполнения.

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был применен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, на участке со следующими геолого-физическими характеристиками:

- глубина залегания - 148 м;

- средняя общая толщина пласта - 30 м;

- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;

- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°С;

- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м³;

- значение начального пластового давления 0,9 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°С;

- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м³;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях -48140,5 мПа⋅с;

- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;

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

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.;

В пласте 1 залежи расположили скважины 2, 3, 4 и 5 в нефтяной залежи 1 с соответствующим горизонтальными участками 6, 7, 8 и 9. При строительстве в скважинах 2, 3, 4 и 5 располагают устройства контроля температуры и давления 10, 11, 12 и 13. В пласте 1 произвели также строительство дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины 14, расположенной на равном расстоянии 6 м от забоев нагнетательных скважин 2, 3, 4 и 5, исключающим прорыв теплоносителя, но позволяющим создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами 2, 3, 4 и 5.

После обустройства скважин 2, 3, 4, 5 и 4 их оборудовали НКТ для закачки и отбора продукции насосным оборудованием. В горизонтальные участки 6, 7, 8 и 9 соответствующих скважин 2, 3, 4 и 5 и в скважину 14 и далее в пласт 1 залежи производили закачку теплоносителя в объеме 5 тыс.т для каждой скважины. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева пласта 1 залежи до температуры 180°С, определяемую устройствами контроля температуры и давления 10, 11, 12 и 13, закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта. В течение 1,5 мес. происходил процесс термокапиллярной пропитки пласта 1 залежи. По истечении пропитки произвели отбор продукции из скважин 2, 3, 4, 5 и. 14.

В скважинах 2 и 5 отбираемая продукция оказалась с наименьшей температурой 50°С, что подтверждено устройствами контроля давления и температуры 11 и 13. В процессе нагнетания в дополнительную скважину 14 произвели закачку пара в интервалы напротив скважин 2-3 тыс.т и скважины 5-2 тыс.т.

В процессе эксплуатации в горизонтальных скважинах 2, 3 и 4 возросла средняя температура на 20% до 120°С, после этого отбор продукции из скважины 14 увеличили с 160 т/сут до 200 т/сут.

При снижении средней температуры на 6% до 40°С в скважинах 2, 3 и 4 производили снижение отбора продукции из скважины 14 с 200 т/сут до 180 т/сут для поддержания стабильной температуры в паровой камере обводненности добываемой продукции из пласта на 14%, увеличение накопленной добычи нефти более чем на 6,2%.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) на 0,10 доли ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 25%.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья, для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой и тяжелой нефти.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием позволяет снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.