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 месторождений высоковязкой и сверхвязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU №2611789, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 01.03.2017 в бюл. №7), включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, прекращение закачки пара на поздней стадии разработки, закачку попутно добываемой воды. При этом помимо попутно добываемой воды закачивают азот, перед закачкой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной части паровой камеры, 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, а азот закачивают в паровую камеру.

Недостатками известного способа являются:

- неконтролируемые и нерегулируемые процессы закачки пара, воды и газа в пласт способствуют быстрому охлаждению паровой камеры и конденсации пара, что приводит к резкому снижению давления в паровой камере и разрушению структуры пласта, снижению эффективности способа и повышению материальных затрат;

- высокая вероятность прорыва воды к забою добывающей скважины, чему способствует закачка попутно добываемой воды ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры;

- бурение дополнительных оценочных скважин ведет к дополнительным материальным расходам.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии (патент RU №2673934, МПК Е21В 43/24, Е21В 36/00, опубл. 03.12.2018 в бюл. №34), включающий закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины, определение параметров скважин, прекращение закачки пара в горизонтальные нагнетательные скважины на поздней стадии разработки, закачку горячей воды. После прекращения закачки пара на поздней стадии разработки определяют параметры паровой камеры. При этом на поздней стадии разработки выбирают пару с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 13 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м³/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта.

Недостатками известного способа являются:

- высокая вероятность прорыва горячей воды к забою горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, чему способствует нерегулируемая закачка горячей воды в нижнюю горизонтальную добывающую скважину;

- неравномерность фронта вытеснения нефти по пласту вследствие того, что закачивают только горячую воду;

- наличие в способе условия - подбора пары скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях существенно снижает область применения способа в связи с закачкой пара в верхнюю нагнетательную скважину. Все эти факторы обуславливают низкую эффективность нефтеизвлечения высоковязкой и сверхвязкой нефти по данному способу.

Техническими задачами изобретения являются расширение технологических возможностей применения способа, повышение эффективности теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет исключения прорыва попутно-добываемой воды к забою горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, сохранения структуры пласта, выравнивания фронта вытеснения нефти и увеличения добычи нефти.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины, определение параметров скважин, прекращение закачки пара в горизонтальные нагнетательные скважины на поздней стадии разработки, закачку горячей воды.

Новым является то, что в процессе отбора нефти определяют обводненность в горизонтальных добывающих скважинах и температуру пласта, выбирают пару скважин с обводненностью горизонтальной добывающей скважины более 98%, прекращают закачку пара в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине, а выбранную горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активного вещества - ПАВ в объеме 30-180 м³/сут и с температурой выше начальной температуры пласта на 30°С и более, но ниже условий парообразования в пласте, при этом концентрация ПАВ на 1 м³ попутно-добываемой воды составляет от 0,1 до 10% в зависимости от температуры закачиваемой попутно-добываемой воды, одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ замеряют температуру и давление в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине, при достижении температуры парообразования в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине останавливают закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину, после чего переводят выбранную горизонтальную нагнетательную скважину под отбор продукции пласта, затем при снижении температуры на 5 10% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине возобновляют закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину, причем при увеличении обводненности на 10-15% и снижении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине уменьшают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине, а при увеличении обводненности на 10-15% и увеличении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине увеличивают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине.

На фиг. 1, 2 схематично показана реализация способа разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки. На фиг. 1 показана схема размещения парных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин (вид сверху). На фиг. 2 разрез А-А (фиг. 1).

Сущность способа заключается в следующем.

На залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти строят пары горизонтальных нагнетательных 2', 2'', 2''' и расположенных ниже соответствующих добывающих 3', 3'', 3''' скважин (фиг. 1, 2). При строительстве в каждой горизонтальной добывающей скважине 3', 3'', 3''' располагают устройство контроля температуры и давления, например, оптико-волоконный кабель с датчиками (на фиг. 1, 2 не показано).

На ранней стадии разработки осуществляют закачку теплоносителя (пара) в парные горизонтальные нагнетательные 2', 2'', 2''' и соответствующие горизонтальные добывающие 3', 3'', 3''' скважины для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры (фиг. 1, 2). Пар закачивают в расчетном объеме от 0,7 до 2,1 тыс.т (в зависимости от геологических условий) на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной 2', 2'', 2''' и добывающей 3', 3'', 3''' скважин. Контролируют состояние продуктивного пласта и паровой камеры с помощью устройств контроля температуры и давления в реальном времени работы залежи.

После закачки расчетного объема пара прекращают закачку пара в горизонтальные нагнетательные 2', 2'', 2''' и добывающие 3', 3'', 3''' скважины для термокапиллярной пропитки залежи 1. Термокапиллярную пропитку производят до тех пор, пока в горизонтальных добывающих скважинах 3', 3'', 3''' не будут достигнуты термобарические условия, допустимые для работы погружного скважинного оборудования, например, погружного электрического центробежного насоса любой известной конструкции. Термобарические условия в скважинах определяются с помощью устройств контроля температуры и давления.

После этого осуществляют отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины 3', 3'', 3''' и закачку пара через горизонтальные нагнетательные скважины 2', 2'', 2'''.

На поздней стадии разработки (при достижении выработки начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти от 60% и более) определяют обводненность в горизонтальных добывающих скважинах 3', 3'', 3'''.

Выбирают пару горизонтальных нагнетательной 2'' и добывающей 3'' скважин с обводненностью горизонтальной добывающей скважины 3'' более 98% (из соображений рентабельности).

Прекращают закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину 2''.

Переводят горизонтальную добывающую скважину 3'' под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ). Объем попутно-добываемой воды с ПАВ составляет 30-180 м³/сут (значение из диапазона выбирается из условия достижения давления на забое, большего чем давление парообразования при температуре в горизонтальной нагнетательной скважине). При этом температура попутно-добываемой воды с ПАВ выше начальной температуры пласта на 30°С и более, но ниже условий парообразования в пласте. Попутно-добываемую воду с добавлением ПАВ подают с установки подготовки нефти или установки предварительного сброса воды.

В качестве ПАВ используют любой известный ПАВ, например, различные анионогенные, катионо-активные, неионогенные ПАВ и др., в том числе такие неионогенные ПАВ как неонол АФ9-12, ОП-10, анионогенные - Алдинол-50, Неонол РХП-20, Нефтенол МЛ, катионо-активные нефтенол К, ИВВ-1, Неонол РП-1. Применение любого ПАВ приводит к одному техническому результату.

Концентрация ПАВ на 1 т попутно-добываемой воды составляет от 0,1 до 10%. Необходимую концентрацию ПАВ в попутно-добываемой воде устанавливают исходя из температуры закачиваемой попутно-добываемой воды: чем выше температура попутно-добываемой воды, тем ниже концентрация ПАВ.

Закачка попутно-добываемой воды с ПАВ поддерживает пластовое давление в паровой камере, что позволяет производить отбор продукции пласта и сохранить структуру пласта. Добавление ПАВ в попутно-добываемую воду осуществляют для загущения воды, т.е. увеличения вязкости попутно-добываемой воды. За счет снижения разности вязкостей продукции пласта и попутно-добываемой воды с ПАВ исключают прорыв попутно-добываемой воды с ПАВ к забою горизонтальной добывающей скважины и выравнивают фронт вытеснения продукции пласта попутно-добываемой водой с ПАВ.

Одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ замеряют температуру и давление в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' путем спуска измерительного устройства, например, геофизического прибора измерения давления и температуры в стволе скважины.

Осуществляют технологическую выдержку до снижения температуры в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' ниже температуры парообразования при соответствующем пластовом давлении. После чего переводят горизонтальную нагнетательную скважину 2'' под отбор продукции пласта с периодическим замером обводненности.

При этом регулируют объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ в горизонтальной добывающей скважине 3''.

При увеличении обводненности на 10-15% и снижении температуры на 5-20% в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' уменьшают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в горизонтальной добывающей скважине 3''.

При увеличении обводненности на 10-15% и увеличении температуры на 5-20% в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' увеличивают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в горизонтальной добывающей скважине 3''.

Регулирование (увеличение или снижение) объема закачки попутно-добываемой воды с ПАВ исключает прорыв попутно-добываемой воды с ПАВ к забою горизонтальной нагнетательной скважины 2''.

Закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в горизонтальную добывающую скважину 3'' производят до полного заводнения паровой камеры.

При последующем определении обводненности более 98% в горизонтальной добывающей скважине вышеописанный способ повторяют. Залежь разрабатывают до полного извлечения продукции скважин.

Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки расширяет область теплового воздействия на продуктивный пласт, исключает возможность прорыва воды к скважинам и разрушения структуры пласта, способствует полному извлечению продукции скважины, повышает эффективность разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки.

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был опробован на Ашальчинском месторождении. Выбрали участок залежи 1 со следующими геолого-физическими характеристиками: глубина залегания - 85 м; средняя общая толщина пласта - 30 м; нефтенасыщенная толщина пласта - 20 м; значение начального пластового давления 0,5 МПа; начальная пластовая температура 8°С; плотность нефти в пластовых условиях 970 кг/м³; коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях 27300 мПа⋅с; значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,86 мкм²; значение средней пористости по керну в пласте - 0,30 доли ед.

На залежи 1 высоковязкой и сверхвязкой нефти построили пары горизонтальных нагнетательных 2', 2'', 2''' и расположенных ниже соответствующих добывающих 3', 3'', 3''' скважин. Расположили в каждой горизонтальной добывающей скважине 3', 3'', 3''' устройство контроля температуры и давления - оптико-волоконный кабель с датчиками.

На ранней стадии разработку залежи 1 осуществляли тепловыми методами путем закачки пара объемом 62,4 тыс.т. в парные горизонтальные нагнетательные 2', 2'', 2''' и соответствующие горизонтальные добывающие 3', 3'', 3''' скважины длиной 800 м каждая, прогревали пласт с созданием паровой камеры. Остановили закачку пара для термокапиллярной пропитки залежи 1 на 40 дней до достижения температуры парообразования (150°С для пластового давления - 0,5 МПа). После этого горизонтальные добывающие скважины 3', 3'', 3''' перевели под отбор продукции, а горизонтальные нагнетательные скважины 2', 2'', 2''' - под закачку пара.

На поздней стадии разработки залежи 1 после достижения выработки НИЗ нефти 68% определили обводненность в горизонтальных добывающих скважинах 3', 3'', 3'''.

Выбрали пару горизонтальных нагнетательной 2'' и добывающей 3'' скважин с обводненностью горизонтальной добывающей скважины 3'' 98,4%. Остановили закачку пара в горизонтальную нагнетательную скважину 2''. Перевели горизонтальную добывающую скважину 3'' под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активного вещества (ПАВ) неонола АФ9-12. Объем попутно-добываемой воды с ПАВ составил 80 м³/сут с концентрацией ПАВ 4%. Попутно-добываемую воду с добавлением ПАВ подавали с установки предварительного сброса воды с температурой 60°С.

Одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ производили замер температуры и давления в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' путем спуска измерительного устройства геофизического прибора измерения давления и температуры в стволе скважины. Осуществляли технологическую выдержку до снижения температуры в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' со 151,1 до 143°С. После этого перевели горизонтальную нагнетательную скважину 2'' под отбор продукции пласта.

При этом регулировали объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ в горизонтальной добывающей скважине 3''. После увеличения обводненности с 68 до 76% и снижении температуры со 143 до 123°С в горизонтальной нагнетательной скважине 2'' уменьшили объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ с 80 до 65,6 м³/сут в горизонтальной добывающей скважине 3'', тем самым исключали прорыв попутно-добываемой воды с ПАВ к забою горизонтальной нагнетательной скважины 2''.

Разработку залежи 1 продолжали, при этом повторяли указанные операции выбора скважин с обводненностью горизонтальной добывающей скважины более 98% и перевод скважин под закачку воды и отбор нефти. Закачку попутно-добываемой воды с ПАВ воды в горизонтальные добывающие скважины производили до полного заводнения паровой камеры, то есть до полной конденсации пара в воду в паровой камере.

Проведенные мероприятия позволяют завершить этап разработки залежи и исключить схлопывание пласта при снижении закачки пара и сохранении пластового давления за счет регулирования закачки попутно-добываемой воды с ПАВ без использования дорогостоящих реагентов. В результате проведенных мероприятий общий суточный дебит по горизонтальным добывающим скважинам 3', 3'', 3''' выбранного участка залежи 1 увеличился с 2 до 9,6 т/сут (пример №1).

Остальные примеры осуществления способа разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки выполняют аналогично, их результаты приведены в таблице.

Закачка попутно-добываемой воды с ПАВ в объеме менее 30 м³/сут не приводит к увеличению извлечения остаточной нефти, а в объеме более 180 м³/сут - приводит к прорыву попутно-добываемой воды к забою горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.

Применение попутно-добываемой воды с ПАВ с температурой выше начальной температуры пласта менее или равной 30°С не приводит к выравниванию фронта вытеснения нефти и увеличению добычи нефти.

Применение ПАВ с концентрацией менее 0,1% на 1 м³ попутно-добываемой воды не приводит к выравниванию фронта вытеснения нефти, а увеличение концентрации более 10% не приводит к увеличению дополнительной добычи нефти.

Предлагаемый способ позволяет расширить технологические возможности, повысить эффективность теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет исключения прорыва попутно-добываемой воды к забою горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, сохранения структуры пласта, выравнивания фронта вытеснения нефти и увеличения добычи нефти.