СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных (нефтегазовых/нефтегазоконденсатных) месторождений, а именно к способам разработки месторождений вязкой нефти или битума при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих и нагнетательных горизонтальных стволов скважин при паротепловом воздействии на пласт.

В настоящее время существующие технико-экономические оценки показывают, что запасы нефти в подгазовых зонах (нефтяных оторочках) нефтегазоконденсатных месторождений осваиваются в незначительных масштабах. Это обусловлено, в основном, неблагоприятными для разработки геолого-физическими характеристиками таких объектов и отсутствием эффективных технологий, которые можно применять для разработки подгазовых зон.

Ухудшение структуры неизвлеченных из недр запасов жидких углеводородов, большие суммарные запасы нефти в подгазовых зонах диктуют необходимость создания и внедрения новых технологий активного освоения запасов нефтяных оторочек.

На основании полученных при проведении физического и геолого-математического моделирования процессов в подгазовых зонах предлагается способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения в условиях высокой вязкости нефти (значение величины вязкости от 10 до 100 мПа·с).

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения, включающий бурение скважины в пласте вязкой нефти месторождения, имеющей горизонтальные стволы, закачку теплоносителя в пласт и отбор из него вязкой нефти (см. патент РФ №2350747, кл. E21B 43/24, 2009).

Недостатком известного способа является низкая эффективность извлечения вязкой нефти из разрабатываемого пласта, обусловленная низкой степенью охвата по площади и разрезу нефтенасыщенного пласта при воздействии на него.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности извлечения вязкой нефти (значение величины вязкости от 10 до 100 мПа·с) из разрабатываемого пласта за счет увеличения степени охвата по площади и разрезу нефтенасыщенного пласта при воздействии на него.

Данный технический результат достигается за счет того, что в способе разработки нефтегазоконденсатного месторождения, включающем бурение скважины в пласте вязкой нефти месторождения, имеющей горизонтальные стволы, закачку теплоносителя в пласт и отбор из него вязкой нефти, согласно изобретению пласт вязкой нефти разбуривают дополнительными скважинами, имеющими горизонтальные стволы, одну часть горизонтальных стволов всех скважин располагают в плоскости на 0,5-1 м выше газонефтяного контакта (ГНК) и используют в качестве нагнетательных скважин, а другую их часть - в плоскости на 0,5-1 м ниже водонефтяного контакта (ВНК) и используют в качестве добывающих нефть скважин, длину горизонтальных стволов скважин задают в интервале значений 50 - 1000 м, а расстояние между горизонтальными стволами задают в интервале значений от 100 до 500 м, из сооруженной на месторождении водозаборной скважины добывают пластовую воду, используемую для приготовления теплоносителя, закачку которого в пласт осуществляют сначала в виде перегретого пара в объеме, обеспечивающем образование из сконденсировавшейся пластовой воды слоя толщиной 1,5 - 2,5 м над ГНК, затем в виде нагретого до 90-95°C раствора полимера в пластовой воде, вязкость которого регулируют путем изменения концентрации полимера до тех пор, пока значение вязкости раствора полимера не станет равным значению вязкости нефти, нагретый раствор полимера закачивают в пласт в объеме, достаточном для прогрева вязкой нефти до температуры, при которой значение ее вязкости снизится до значения, не превышающего 1/3 начального значения вязкости нефти в пласте, отбор вязкой нефти осуществляют добывающими скважинами при продолжении закачки в пласт нагретого раствора полимера, при этом при образовании на поверхности ГНК слоя из раствора полимера объемом, равным 15% объема зоны пласта, через которую его закачивают в пласт, подачу нагретого раствора полимера прекращают.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется на фиг.1-3, где на фиг.1 представлена схема разработки и эксплуатации нефтегазоконденсатного месторождения с вязкой нефтью, на фиг.2 показан профиль и план нефтяной оторочки с указанием стволов нагнетательных и добывающих скважин, а на фиг.3 показана схема закачки пара при разработке нефтегазоконденсатного месторождения.

На фиг.1, 2, 3 приняты следующие обозначения:

1 - газонасыщенный пласт; 2 - нефтенасыщенный пласт; 3 - водонасыщенный пласт; 4, 5 - нагнетательные скважины; 6 - добывающие скважины, 7 - зоны перфорации скважин, 8 - водонефтяной контакт; 9 - газонефтяной контакт (ГНК); 10 - водозаборная скважина; 11 - резервуар пластовой жидкости; 12 - блок опреснения и подготовки воды; 13 - обескислорожи-вающая станция; 14 - водяной насос; 15 - эжектор; 16 - парогенератор; 17-19 - части (шарнирные сочленения) шарнирного паропровода; 20 - скважинная арматура для закачки пара или горячей смеси пластовой воды; 21 - блок дозирования реагентов; 22 - резервуар для реагентов.

Способ реализуется следующим образом.

Нефтегазоконденсатная залежь с газонасыщенным 1, нефтенасыщенным 2 и водонасыщенным 3 пластами разбуривается для разработки запасов нефти вертикальными скважинами 4-6, имеющими горизонтальные стволы (на чертежах не обозначены). Конструкция горизонтальных стволов предполагает наличие зон 7 перфорации скважин по всей длине в пределах газонасыщенного 1 и нефтенасыщенного 2 пластов. Поэтому при практической реализации зоны 7 перфорации горизонтальных стволов скважин 4-6 имеют характерную длину от 50 до 1000 м. Кроме того, следует обратить внимание на то, что данные стволы расположены либо в плоскости водонефтяного контакта 8, либо на 0.5 - 1 м выше газонефтяного контакта 9. Расстояния между горизонтальными участками скважин могут составлять от 100 до 500 м.

Верхний слой горизонтальных стволов является эффективной (работающей) частью нагнетательных 4,5 скважин, нижний - добывающих нефть скважин 6 (фиг.1 и 2). Горизонтальные стволы как верхнего, так и нижнего слоев при практической реализации оборудуют высокоточными датчиками давления и температуры, информация с которых поступает в автоматическом режиме на соответствующие пульты управления.

Для разработки вязкой нефти нефтенасыщенный пласт 2 гидродинамически изолируют от газонасыщенного пласта 1 (газовой «шапки») и прогревают теплоносителем. Для этого на промысле сооружают водозаборную скважину 10. Добытую из водозаборной скважины 10 пластовую воду используют для подготовки теплоносителя, который на первом этапе закачивают в нагнетательные скважины 4, 5 в виде перегретого пара (из пластовой воды) в объеме, достаточном для образования из сконденсировавшейся жидкости слоя толщиной 1,5 - 2,5 м над ГНК, а на втором этапе - в виде нагретого до 90-95°C раствора полимера в пластовой воде, вязкость которого подбирается путем изменения концентрации полимера. Вязкость раствора изменяют до тех пор, пока ее величина не станет равной величине вязкости непрогретой нефти.

Такой полученный раствор полимера закачивают в плоскость ГНК нефтенасыщенного участка пласта в объеме, достаточном для прогрева нефти до температуры, при которой вязкость нефти в оторочке уменьшится до величины, не превышающей 1/3 ее начальной вязкости. При этом следует отметить, что толщина слоя раствора полимера должна быть не меньше толщины созданного дополнительного слоя сконденсировавшейся жидкости в пласте, имеющего толщину 1,5 - 2,5 м. В этом случае суммарная толщина слоев водополимерного барьера достигнет 3 - 5 м.

После этого продолжают закачку в ГНК горячего раствора полимера и начинают отбор прогретой на 10-30°C вязкой нефти добывающими скважинами 6 до тех пор, пока не образуется «оторочка» полимера, объем которой равен 15% объема зоны пласта, через которую его закачивают в пласт. В этом случае подачу нагретого раствора полимера прекращают. Далее, вытеснение вязкой нефти осуществляют горячей пластовой водой до ее прорыва во все добывающие скважины 6. После того, как обводнение продукции составит 98-99%, начинается закачка холодной пластовой водой, продавливающей горячую жидкость в нефтенасыщенном пласте 2 до зоны ВНК 8.

Таким образом, при реализации данного способа в процессе вытеснения вязкой нефти выдерживается определенное соотношение вязкостей раствора полимера и прогретой нефти. Как правило, оно равно 3.

Согласно предлагаемого способа закачку теплоносителя осуществляют в нагнетательные скважины 4, 5, а отбор вязкой нефти производят из добывающих скважин 6 месторождения. Саму закачку теплоносителя (горячей воды) продолжают и после того, как из пластовой воды и раствора полимера в пластовой воде на газонефтяном контакте 9 образуется барьер, имеющий высоту не менее 3 м - 5 м.

Все оборудование по подготовке и закачке теплоносителя должно быть рассчитано по производительности и рабочему давлению в соответствии с геолого-геофизическими характеристиками объекта разработки. Водозаборная скважина 10 заполняет пластовой водой резервуар 11. Далее пластовая вода фильтруется, опресняется с помощью блока 12 опреснения и подготовки воды и подается на обескислороживающую станцию 13. С помощью водяного насоса 14 обескислороженная вода через эжектор 15 поступает в парогенератор 16. Полученный в нем пар по шарнирному паропроводу, состоящему из частей (шарнирных сочленений) 17-19, подается в скважинную арматуру 20 для закачки пара в устья нагнетательных скважин 4, 5. Шарнирный паропровод состоит, как правило, из трех шарнирных сочленений. Это облегчает подвод горячего теплоносителя к месту назначения и повышает условия безопасной работы технического персонала. Закачка пара производится до тех пор, пока не сформируется около половины водяного барьера, при этом первый этап создания барьера заканчивается. В процессе реализации способа все коммуникации должны быть снабжены теплоизоляцией.

Далее оборудование по подготовке и закачке теплоносителя (фиг.3) переводится в режим закачки горячего раствора полимера, имеющего температуру 90-95°C. В этом случае поступающая после водяного насоса 14 вода смешивается в эжекторе 15 с реагентом, поступающим с блока 21 дозирования реагентов. В качестве реагента может быть, в частности, использован раствор полимера, находящийся в резервуаре 22.

Приготовленная таким образом смесь пластовой воды с необходимыми реагентами разогревается в парогенераторе 16 до температуры 90-95°C и по составляющим паропровод шарнирным сочленениям 17-19 подается в скважинную арматуру 20 для закачки пара в устья нагнетательных скважин 4,5. При этом горячий раствор полимера закачивают в объеме, достаточном для прогревания нефти в области ГНК до температуры, при которой вязкость нефти уменьшится до величины, равной 1/3 начального значения величины вязкости нефти. Объем раствора в этом случае не должен быть меньше, чем необходимо для создания слоя толщиной 3-5 м. В этот момент завершается второй этап создания барьера. Необходимую вязкость горячего раствора полимера обеспечивают путем подбора концентрации полимера в пластовой воде.

Затем начинают собственно разработку нефтяной оторочки. Для этого в нагнетательные скважины продолжают закачивать горячий раствор полимера с температурой 90-95°C, одновременно начав отбор жидкости из горизонтальных стволов нижнего слоя. По прошествии некоторого времени прогревается весь нефтенасыщенный пласт 2. Используя датчики давления и температуры закачку раствора полимера и отбор нефти синхронизируют таким образом, чтобы автоматизированная система управления процессами закачки и отбора обеспечивала заданные дебиты нефти добывающих скважин 6 путем необходимой корректировки давлений в горизонтальных стволах соответствующих скважин. Вытеснение нефти производится горячим раствором полимера до образования «оторочки» полимера, объем которого составляет 15% объема зоны пласта, через которую его закачивают в пласт 2. При этом содержание полимера в растворе подбирается таким образом, чтобы обеспечивалось трехкратное превышение вязкости раствора над вязкостью прогретой нефти. После образования «оторочки» полимера вытеснение нефти производится только горячей пластовой водой.

Таким образом, в предлагаемом способе водный барьер создают сначала путем нагнетания перегретого пара и конденсации его в пласте, затем (после снижения вязкости нефти в пласте за счет нагревания) путем закачки раствора полимера, вязкость которого в 3 раза превышает вязкость прогретой нефти. После этого вытеснение нефти осуществляют горячей пластовой водой до прорыва вытесняющего агента во все добывающие скважины 6.

После обводнения продукции скважин на 98-99% через нагнетательные скважины 4,5 начинают закачивать «холодную» пластовую воду, которая продавливает горячую пластовую воду в нефтенасыщенный пласт 2, обеспечивая дополнительную добычу и повышение коэффициента извлечения нефти.

В преимущественном варианте способа горизонтальные стволы добывающих скважин 6 располагаются на 0,1-0,5 метра ниже водонефтяного контакта 8. В этом случае, несмотря на то что в добываемом флюиде будет присутствовать пластовая вода, извлечение вязкой нефти становится более эффективным и полным.

Действительно, технология горизонтального бурения скважин не позволяет провести горизонтальные стволы скважин точно в плоскости водонефтяного контакта 8. Кроме того, сам водонефтяной контакт на месторождении отслеживается с некоторой погрешностью. В этой связи, чтобы не потерять добываемую нефть, как это может произойти в случае бурения горизонтальных скважин в самом «теле» нефтяного пласта 2, целесообразнее горизонтальные участки добывающих скважин 6 прокладывать несколько ниже плоскости водонефтяного контакта 8.

Кроме того, следует отметить следующее. После повышения температуры в горизонтальных стволах добывающих скважин 6 на 10-30°C из добывающих скважин 6 начинают отбирать нефть, постепенно увеличивая отборы нефти до достижения запланированного проектного уровня скважин, координируя закачку и отбор в соответствии с темпами повышения температуры в добывающих скважинах 6. В зонах опережающего роста температуры как закачку, так и отбор можно пропорционально увеличивать. При этом одновременно с ростом добычи нефти контролируют равномерность опускания техногенного водонефтяного контакта 8 вниз от водного барьера. Прорыв пластовой воды в добывающую скважину 6 (первую по данному признаку) - это сигнал к сокращению закачки в ближайшие нагнетательные скважины 4, 5 или к полному прекращению закачки (в зависимости от темпа обводнения продукции, поступающей из скважины 6).

Ниже рассмотрен пример реализации способа применительно к нефтегазоконденсатному месторождению (НГКМ) - сеноманской залежи Тазовского НГКМ с оторочкой вязкой нефти.

Пример реализации способа.

Основные геолого-физические характеристики сеноманской залежи Тазовского НГКМ с оторочкой вязкой нефти - следующие: начальное давление в продуктивном газонасыщенном пласте 1-11 МПа, температура - около 25°C. Толщина нефтяной оторочки в среднем около 10 м, максимальная 17,6 м. Вязкость нефти в пластовых условиях равна приблизительно 60 мПа·с. Коллектор, в том числе в зоне оторочки, характеризуется слоистостью. Средняя проницаемость пласта - 116 мД, средняя пористость - 30,9%.

Нефтегазоконденсатный пласт для разработки в первую очередь запасов нефти разбуривают скважинами с горизонтальными участками ствола длиной, например, от 50 до 1000 м и с расстояниями между горизонтальными участками от 100 до 500 м, причем горизонтальные участки нагнетательных скважин 4, 5 располагаются на 0,5 - 1 м выше газонефтяного контакта 9, а добывающих скважин 6 - в плоскости водонефтяного контакта 8.

Верхний слой горизонтальных участков является эффективной (работающей) частью нагнетательных скважин 4, 5, нижний - добывающих нефть скважин 6 (фиг.1-2). Конструкция горизонтальных участков предполагает перфорацию по всей длине в пределах нефтенасыщенного пласта 2.

На промысле в случае реализации данного способа сооружают установку закачки пара (горячей пластовой жидкости) при разработке нефтегазоконденсатного месторождения (см. фиг.3). Все оборудование на промысле связывают трубопроводами с источником пластовой воды и с нагнетательными скважинами 4, 5 для закачки агентов в пласт. Все оборудование должно быть рассчитано по производительности и рабочему давлению в соответствии с геолого-геофизическими характеристиками объекта разработки.

После завершения обустройства промысла начинают подготовку к разработке пласта. В нагнетательные скважины 4, 5 с максимально возможным темпом (для снижения тепловых потерь) закачивают расчетные количества перегретого пара с температурой и давлением, соответственно, 350°C и 16 МПа на выходе парогенератора 16 (см. фиг.3). На забое нагнетательной скважины 4 соответствующие параметры будут составлять приблизительно 325°C и 12 МПа, соответственно. Количество закаченного пара после конденсации должно обеспечить образование на газонефтяном контакте 9 залежи водного барьера с расчетной толщиной 1,5 - 2,5 м.

После закачки перегретого пара в нагнетательные скважины 4,5 подается полимер в виде нагретого до 90-95°C раствора полимера в воде. Вязкость раствора полимера изменяется и подбирается путем изменения концентрации полимера в пластовой воде до тех пор, пока не станет равной вязкости непрогретой нефти. Закачка такого горячего раствора полимера осуществляется до тех пор, пока вязкость нефти в зоне активного воздействия на нефтенасыщенный пласт 2 не уменьшится до величины, не превышающей 1/3 ее вязкости в начале процесса. При этом должен быть сформирован дополнительный слой водополимерного раствора толщиной 1,5 - 2,5 м.

Таким образом, суммарная толщина слоев водополимерного барьера достигает 3 - 5 м. Закачку горячего раствора полимера продолжают, постепенно прогревая нефтенасыщенный пласт 2.

Повышение температуры в горизонтальных стволах добывающих скважин 6 (за счет подачи тепла пласту от закаченных пара и горячего раствора полимера) на 10-30°C является признаком повышения температуры на забоях нагнетательных скважин 4,5 до величины 65-70°C и снижения вязкости нефти приблизительно в 3 раза до значений 20-22 мПа·с.

С этого момента из добывающих скважин 6 начинают отбирать нефть, постепенно увеличивая отборы до достижения проектного уровня, координируя закачку и отбор в соответствии с темпами повышения температуры в добывающих скважинах 6. В зонах опережающего роста температуры как закачку, так и отбор пропорционально увеличивают, причем закачку раствора полимера продолжают до тех пор, пока не образуется оторочка раствора полимера, составляющая порядка 15% объема зоны пласта, через которую его закачивают в нефтенасыщенный пласт 2. После этого вытеснение нефти осуществляют горячей пластовой водой до прорыва вытесняющего агента во все добывающие скважины 6. Одновременно контролируют равномерность опускания техногенного водонефтяного контакта, образованного последовательной закачкой перегретого пара и нагретого до 90-95°C раствора полимера в пластовой воде. При этом стремятся не допускать резкого обводнения добывающих скважин 6. Прорыв воды в добывающую скважину 6 (первую по данному признаку) - это сигнал к сокращению закачки в ближайшие нагнетательные скважины 6 или к полному прекращению закачки, в зависимости от темпа обводнения продукции скважины. Если продукция скважины обводнилась менее чем на 98-99%, закачку в ближайшие нагнетательные скважины 6 продолжают.

После того, как обводнение продукции составит 98-99% (все добывающие нефть скважины 6 переходят в категорию «прорывных»), заменяют агент воздействия, закачивая в дальнейшем «холодную» воду, продавливающую горячую пластовую воду и раствор полимера в нефтенасыщенный пласт 2. В этом случае происходит окончательная промывка нефтенасыщенного пласта и обеспечиваются стабильные дебиты и нефтедобыча.

Использование предлагаемого изобретения позволяет повысить эффективность извлечения вязкой нефти из разрабатываемого пласта за счет увеличения степени охвата нефтенасыщенного объема пласта по площади и разрезу и увеличения количества добываемой нефти.