Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти или битума.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2637259, МПК C09K 8/592, Е21В 43/24, опубл. 01.12.2017 в бюл. №34), включающий закачку рабочего агента в призабойную зону пласта. В качестве рабочего агента применяют термогазохимический бинарный состав, состоящий из растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором. Рабочий агент готовят до начала закачки смешением растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором в режиме интенсивного перемешивания. В качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период. При этом температура водного раствора аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов перед смешением с инициирующим раствором составляет в пределах от минус 10 до 30°С.

Известный способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в непосредственной близости к забою скважины, а прогрева продуктивной части пласта не происходит.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2206728, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.06.2003 в бюл. №17), включающий спуск в обсадную колонну двух колонн насосно-компрессорных труб, причем первую спускают до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб подают газ, продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб. После обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают, закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины. При этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии. Затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне. Сбрасывают давление в скважине, отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта. Цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом. После чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину.

Известный способ позволяет отобрать нефть из залежи на относительно небольшом расстоянии от скважины. При этом большая часть залежи остается практически не охваченной воздействием, как следствие, неполная, неравномерная выработка залежи. Применение газа в качестве наиболее легкого и подвижного рабочего агента создает предпосылки для создания в продуктивном пласте каналов (языков) прохождения рабочего агента и разогретой нефти, образования застойных невырабатываемых зон, что снижает нефтеотдачу залежи.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2399755, МПК Е21В 43/243, опубл. 20.09.2010 в бюл. №26), включающий бурение и обустройство вертикальной и горизонтальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м. Создают область прогрева и обеспечивают продвижение ее по пласту параллельно стволу горизонтальной скважины за счет закачки вытесняющего агента в вертикальную скважину. Организуют отбор жидкости посредством горизонтальной скважины. Согласно изобретению в качестве агента применяют горюче-окислительную смесь - ГОС, например смесь мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры, горящую под действием температуры или инициатора горения - ИГ, например состава, содержащего алюминий и оксид хрома, причем до начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в пласт по вертикальной и горизонтальной скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до температуры 100-200°С, в зависимости от типа ГОС и ИГ, и установления гидродинамической связи между скважинами, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу жидкости, а в вертикальную скважину продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС - до 250-300°С, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания продвижения горения параллельно стволу горизонтальной скважины.

Недостатками способа являются:

- сложность контроля за процессом горения;

- большие энергетические потери тепла в непродуктивных участках;

- прорыв газов горения, который может сорвать работу насосов и в целом повысить износ оборудования, в т.ч. за счет коррозии.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума (патент RU №2435950, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2011 в бюл. №34), включающий строительство горизонтальной добывающей и как минимум двух вертикальных нагнетательных скважин, размещенных над горизонтальной добывающей скважиной на одной плоскости выше ствола горизонтальной добывающей скважины на 5-10 м по сетке с расстоянием от 50 до 200 м друг от друга, перфорацию вертикальных нагнетательных скважин по всему интервалу продуктивного пласта, оснащение горизонтальной добывающей скважины датчиками температуры, закачку рабочего агента в вертикальные нагнетательные скважины, контроль температуры в горизонтальной добывающей скважине, регулирование равномерного прогрева пласта и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины, изоляцию забоя вертикальных нагнетательных скважин. При этом контроль температуры в горизонтальной добывающей скважине осуществляют с анализом температуры по участкам, соответствующим нагнетательным скважинам. При достижении на участке температуры, близкой к температуре прорыва, соответствующую данной зоне нагнетательную скважину от забоя изолируют в интервале 5-15 м. В дальнейшем контроль температур в добывающей скважине и поинтервальное отсечение в нагнетательных скважинах производят аналогично до полного и равномерного прогрева пласта.

Известное техническое решение обеспечивает контроль температуры в добывающей скважине, исключающий прорыв пара к добывающей скважине. Однако известный способ не позволяет контролировать и регулировать процесс теплового воздействия, что влияет на равномерность охвата пласта тепловым воздействием и эффективность разогрева пласта, также закачка пара в пласт может привести к повышению обводненности добываемой продукции, а при поинтервальном отсечении нагнетательных скважин происходит непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта, что приводит к снижению эффективности способа, увеличению материальных затрат. Также для применения известного способа требуется специальное оборудование по подготовке воды, имеющее высокую пропускную способность, что также увеличивает материальные и энергетические затраты, в том числе, на прогрев воды до состояния пара необходимого качества.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти или битума (увеличение коэффициента извлечения нефти) как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт высоковязкой нефти или битума, снижения материальных затрат и экономии энергоресурсов. Также способ позволяет расширить технологические методы теплового воздействия на продуктивный пласт.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим строительство горизонтальной добывающей и как минимум двух вертикальных нагнетательных скважин, размещенных над горизонтальной добывающей скважиной на одной плоскости выше ствола горизонтальной добывающей скважины на 5-10 м по сетке с расстоянием от 50 до 200 м друг от друга, перфорацию вертикальных нагнетательных скважин по всему интервалу продуктивного пласта, оснащение горизонтальной добывающей скважины датчиками температуры, закачку рабочего агента в вертикальные нагнетательные скважины, контроль температуры в горизонтальной добывающей скважине, регулирование равномерного прогрева пласта и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины, изоляцию забоя вертикальных нагнетательных скважин.

Новым является то, что перед строительством скважин определяют нефтенасыщенную толщину пласта, проницаемость пласта, начальные пластовые давление и температуру, до перфорации осуществляют изоляцию забоя вертикальных нагнетательных скважин, затем производят перфорацию вертикальных нагнетательных скважин, обеспечивающую закачку рабочего агента в направлении навстречу друг другу, дополнительно оснащают горизонтальную добывающую скважину устройствами для контроля давления в скважине и пласте, а вертикальные нагнетательные скважины - устройствами для контроля температуры и давления в скважине и пласте, в качестве рабочего агента используют два водных раствора веществ, образующих при смешивании друг с другом в области смешения бинарную смесь с выделением энергии, при этом водные растворы закачивают одновременно раздельно в чередующиеся вертикальные нагнетательные скважины в течение 2-24 ч равномерными потоками, контролируют температуру и давление в горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважинах, регулируют перемещение области смешения от ствола одной вертикальной нагнетательной скважины к стволу другой изменением давления закачки.

На фиг. 1, 2 изображена схема реализации способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума.

Сущность способа заключается в следующем.

Проводят комплекс геофизических исследований на залежи высоковязкой нефти или битума и исследования керна. Определяют нефтенасыщенную толщину пласта, проницаемость пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, плотность нефти в пластовых условиях, коэффициенты динамической вязкости нефти и воды в пластовых условиях, значения проницаемости и пористости по керну в продуктивном пласте.

В зависимости от геолого-физических условий залежи и физико-химических свойств нефти в залежи путем расчетов технологических показателей разработки, например, на геологической и гидродинамической модели, при различных значениях длины горизонтального участка добывающей скважины и значениях проницаемости пласта определяют количество вертикальных нагнетательных скважин, оптимальное расстояние между горизонтальной добывающей и вертикальными нагнетательными скважинами, и между вертикальными нагнетательными скважинами. С учетом размещения скважин определяют давление и объем закачки двух водных растворов, обеспечивающих в залежи зону прогрева в области смешения водных растворов веществ, образованную вблизи одной из нагнетательных скважин по всему интервалу продуктивного пласта.

В подошвенной части продуктивного пласта 1 строят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2 и как минимум две вертикальные нагнетательные скважины 3'-3ⁿ, обеспечивающие гидродинамическую связь между ними. Количество вертикальных нагнетательных скважин 3'-3ⁿ зависит от длины ствола горизонтальной скважины 2 и проницаемости пласта. Условно принимают нумерацию вертикальных нагнетательных скважин последовательно от устья до забоя одноустьевой горизонтальной добывающей скважины 2 либо последовательно от одного из устьев (выбирается произвольно) до другого устья для двухустьевой горизонтальной добывающей скважины 2.

Вертикальные нагнетательные скважины 3'-3ⁿ размещают над горизонтальной добывающей скважиной 2 на одной плоскости выше горизонтального ствола добывающей скважины на 5-10 м по сетке с расстоянием от 50 до 200 м друг от друга. При этом расстояние 5-10 м выбирают в зависимости от проницаемости и однородности пласта, исключающих прорыв рабочего агента в горизонтальную добывающую скважину. Вертикальные нагнетательные скважины 3' и 3ⁿ размещают с возможностью полного охвата продуктивного пласта тепловым воздействием.

Изолируют забой 4 вертикальных нагнетательных скважин 3'-3ⁿ любым известным способом, например, установкой цементного стакана (патент RU №2661935).

Перфорируют вертикальные нагнетательные скважины 3'-3ⁿ по всему интервалу продуктивного пласта. Перфорацию осуществляют по образующим ствола вертикальных нагнетательных скважин 3' и 3ⁿ, обеспечивающим закачку рабочего агента в направлении навстречу друг другу. Для вертикальных нагнетательных скважин 3''-3^n-1 перфорацию осуществляют по образующим ствола скважины в диаметрально противоположном направлении, обеспечивающем закачку рабочего агента навстречу соседним нагнетательным скважинам.

Оснащают горизонтальную добывающую скважину 2 и вертикальные нагнетательные скважины 3'-3ⁿ устройствами для контроля температуры, давления в скважине и пласте в режиме реального времени. Применяют в качестве устройства контроля температуры и давления, например, оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 1 не показан).

Закачивают в пласт рабочий агент - два водных раствора веществ (С 1 и С 2), образующих при смешивании друг с другом в области смешения 5 бинарную смесь с выделением тепловой энергии, в разные, рядом расположенные вертикальные нагнетательные скважины 3'-3ⁿ. Например, в качестве С 1 применяют нитрат, или сульфат, или хлорид аммония, или смесь сульфаминовой кислоты с гидрокарбонатом натрия, а С 2 - нитрит или гидрид щелочного металла (патент RU №2525386).

В состав С 1 и С 2 добавляют один или несколько инициирующих растворов веществ, например, растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, для лучшего контроля за экзотермической реакцией (патент RU №2525386).

Водные растворы С 1 и С 2 закачивают одновременно раздельно в рядом расположенные, чередующиеся вертикальные нагнетательные скважины в течение 2-24 ч равномерными потоками. Т.е. производят одновременную закачку С 1 (или С 2) в вертикальные нагнетательные скважины 3' (3'-3ⁿ) с нечетным индексом и С 2 (или С 1) в вертикальные скважины 3'' (3''-3ⁿ) с четным индексом.

Объем закачиваемых водных растворов веществ должен обеспечивать химическую реакцию между С 1 и С 2 и равномерный прогрев продуктивного пласта в области смешения 5. С 1 и С 2 в области смешения 5 вступают в химическую реакцию с выделением газа и тепла, ускоренно уходящих в пласт под давлением, создаваемым самой реакцией (экзотермическая реакция). Вследствие этого происходит разогрев пластового флюида в залежи высоковязкой нефти или битума, благодаря чему уменьшается вязкость нефти в области смешения 5 продуктивного пласта 1 и вокруг нее.

Давление закачки в нагнетательных вертикальных скважинах 3'-3ⁿ устанавливают следующим образом: рядом с каждой вертикальной нагнетательной скважиной 3''-3ⁿ с четным индексом находятся вертикальные нагнетательные скважины 3'-3ⁿ с нечетным индексом, давление в которых либо только меньше, либо только больше, чем в вышеуказанных соседних вертикальных нагнетательных скважинах 3''-3ⁿ с четным индексом.

Осуществляют контроль температуры, давления в горизонтальной добывающей скважине 2 и вертикальных нагнетательных скважинах 3'-3ⁿ и в пласте в режиме реального времени.

Отбор добываемой продукции осуществляют из горизонтальной добывающей скважины 2. В горизонтальной добывающей скважине 2 контролируют состав добываемой продукции. При отборе проводят мониторинг состава добываемой продукции. В случае обнаружения в составе добываемой продукции С 1 и/или С 2 снижают объемы закачиваемого С 1 и/или С 2. По полученным данным осуществляют математический расчет (моделирование) и корректируют объем, давление, время закачки водных растворов веществ С 1 и С 2.

Регулируют перемещение области смешения 5 от ствола одной вертикальной нагнетательной скважины 3'-3ⁿ к стволу другой изменением давления закачки. Осуществляют закачку С 1 и С 2 с давлением, обеспечивающим перемещение области смешения 5 от одной вертикальной нагнетательной скважины к другой, рядом расположенной, что позволяет равномерно прогреть продуктивный пласт. В каждой вертикальной нагнетательной скважине 3''-3ⁿ с четным индексом уменьшают давление закачки рабочего агента, если в соседних нагнетательных вертикальных скважинах 3'-3ⁿ с нечетным индексом давление изначально было меньше, либо в каждой вертикальной нагнетательной скважины 3''-3ⁿ с четным индексом увеличивают давление закачки, если в соседних нагнетательных вертикальных скважинах 3'-3ⁿ с нечетным индексом давление изначально было больше. Соответственно, при уменьшении давления закачки водных растворов веществ С 1 и С 2 в вертикальных нагнетательных скважинах 3''-3ⁿ с четным индексом в соседних с ними вертикальных нагнетательных скважинах 3'-3^n-1 с нечетным индексом давление закачки увеличивают на то же самое значение, а в случае увеличения давления закачки в вертикальных нагнетательных скважинах 3''-3ⁿ с четным индексом в соседних с ними нагнетательных вертикальных скважинах 3'-3^n-1 с нечетным индексом давление закачки уменьшают на то же самое значение.

Осуществляют контроль температуры, давления в горизонтальной добывающей скважине 2 и вертикальных нагнетательных скважинах 3'-3ⁿ и в пласте в режиме реального времени. По полученным данным осуществляют математический расчет (моделирование) и корректируют объем, давление, время закачки водных растворов веществ С 1 и С 2.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи высоковязкой нефти или битума.

Подобная закачка позволяет избежать перегрева продуктивного пласта за счет регулирования объемов закачки рабочего агента, уточненных в результате моделирования, в единицу времени, а также постепенного перемещения области смешения 5 химической (экзотермической) реакции бинарной смеси в межскважинном пространстве от одной скважины к другой благодаря регулированию режима закачки С 1 и С 2. Перемещение области смешения 5 позволяет обеспечить равномерное тепловое воздействие на пласт и увеличить эффективность добычи нефти.

Пример конкретного выполнения способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума на участке Больше-Каменского поднятия Ашальчинского месторождения. На фиг. 2 изображена схема реализации способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума.

Провели комплекс геофизических и керна исследований. Определили следующие параметры: среднюю общую толщину пласта - 22,8 м; нефтенасыщенную толщину пласта - 19,9 м; глубину залегания пласта (до кровли) - 59 м; начальное пластовое давление - 0,9 МПа; начальную пластовую температуру - 8°С; плотность нефти в пластовых условиях - 0,973 т/м³; коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 11721 мПа⋅с; коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,63 мПа⋅с; среднюю проницаемость по керну в пласте - 2,23 мкм²; среднюю пористость по керну в пласте - 0,29 доли ед.

По полученным данным построили геологическую и гидродинамическую модели, при определенном значении длины горизонтального участка добывающей скважины и значениях проницаемости пласта определили количество вертикальных нагнетательных скважин, оптимальное расстояние между горизонтальной добывающей и вертикальными нагнетательными скважинами, и между вертикальными нагнетательными скважинами. С учетом размещения скважин определили давление и объем закачки двух водных растворов, обеспечивающих в залежи зону прогрева в области смешения водных растворов веществ, образованную вблизи одной из нагнетательных скважин по всему интервалу продуктивного пласта. Моделировали в программном комплексе CMG модуля STARS.

В подошвенной части продуктивного пласта 1 построили одноустьевую горизонтальную добывающую скважину 2 с длиной горизонтального ствола 330 м и пять вертикальных нагнетательных скважин 3'-3''''', обеспечивающих гидродинамическую связь между ними. Условно приняли нумерацию вертикальных нагнетательных скважин последовательно от устья до забоя горизонтальной добывающей скважины 2.

Вертикальные нагнетательные скважины 3'-3''''' разместили над горизонтальной добывающей скважиной 2 в одной плоскости выше горизонтального ствола добывающей скважины на 6 м по сетке с расстоянием 70 м друг от друга.

Заизолировали забой вертикальных нагнетательных скважин 4 с помощью установки цементного стакана.

Произвели перфорацию вертикальных нагнетательных скважин 3'-3''''' по всему интервалу продуктивного пласта. Перфорацию вертикальных нагнетательных скважин 3' и 3''''' осуществляли по образующим ствола скважины, обеспечивающим закачку рабочего агента в направлении навстречу друг другу. Для вертикальных нагнетательных скважин 3''-3'''' перфорацию осуществляли по образующим ствола скважины в диаметрально противоположном направлении, обеспечивающем закачку рабочего агента навстречу соседним нагнетательным скважинам.

Оснастили горизонтальную добывающую скважину 2 и вертикальные нагнетательные скважины 3'-3''''' устройствами для контроля температуры, давления в скважине и пласте в режиме реального времени. В качестве устройства контроля температуры и давления применили оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 2 не показан).

Закачивали в пласт рабочий агент - два водных раствора веществ С 1 и С 2 в разные, рядом расположенные вертикальные нагнетательные скважины 3'-3'''''. В качестве С 1 использовали 20%-ный водный раствор нитрата аммония С 2-25%-ный водный раствор нитрита натрия.

Водные растворы С 1 и С 2 закачивали одновременно раздельно в чередующиеся вертикальные нагнетательные скважины в течение 5 ч равномерными потоками, т.е. произвели одновременную закачку С 1 в вертикальные нагнетательные скважины 3', 3''', 3''''' с нечетным индексом с давлением закачки равным 15 атм и С 2 в вертикальные нагнетательные скважины 3'', 3'''' с четным индексом с давлением закачки - 25 атм. При этом в вертикальные нагнетательные скважины 3' и 3''''' закачивали С 1 объемом 3 м³/сут, в вертикальную нагнетательную скважину 3''' закачивали С 1 объемом 6 м³/сут, в вертикальные нагнетательные скважины 3'', 3'''' закачивали С 2 объемом 6 м³/сут. Все выше перечисленное обеспечило формирование областей смешения 5 в межскважинном пространстве у вертикальных нагнетательных скважин 3'-3'''''.

Осуществляли контроль температуры, давления в горизонтальной добывающей скважине 2 и вертикальных нагнетательных скважинах 3'-3''''' и в пласте в режиме реального времени.

Отбор добываемой продукции осуществляли из горизонтальной добывающей скважины 2. В горизонтальной добывающей скважине 2 контролировали состав добываемой продукции. При отборе проводили мониторинг состава добываемой продукции. По полученным данным осуществляли математический расчет (моделирование) и корректировали объем, давление, время закачки водных растворов веществ С 1 и С 2.

Регулировали перемещение области смешения 5 от ствола одной вертикальной нагнетательной скважины 3'-3''''' к стволу другой изменением давления закачки. Общий объем закачанных водных растворов С 1 составил 5163,4 м³, С 2 - 4751,8 м³. Область смешения 5 перемещалась от одной вертикальной нагнетательной скважины к другой, как показано на фиг. 2.

Разработку вели до полной экономически рентабельной выработки залежи высоковязкой нефти или битума.

Представленный способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, а также способ по наиболее близкому аналогу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля STARS на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлены преимущества предлагаемого способа перед способом по наиболее близкому аналогу: снижение затрат за счет отсутствия необходимости подготовки пара, исключение остывания продуктивного пласта, увеличение равномерного охвата пласта тепловым воздействием, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, повышение накопленной добычи нефти на 5-6% по сравнению со способом по наиболее близкому аналогу.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума решает поставленную техническую задачу - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти или битума (увеличение коэффициента извлечения нефти) как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт высоковязкой нефти или битума, снижения материальных затрат и экономии энергоресурсов. Также способ позволяет расширить технологические методы теплового воздействия на продуктивный пласт.