Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины. В качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ. Закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно. Пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют. 1 пр., 1 ил.

 

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти при циклическом воздействии пара и углеводородного растворителя на пласт через нагнетательные горизонтальные скважины.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, Бюл. 2), согласно которому используют пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб, что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. С учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Способ недостаточно эффективен при разработке залежи высоковязкой нефти, так как в процессе закачки пара в пласт не проводится контроль за изменением вязкости продукции в пласте, поэтому отсутствуют сведения о количестве осаждаемых в пласте фракций нефти с высокой температурой кипения и высокой вязкостью. В результате происходит нерациональный расход теплоносителя и не достигаются запланированные уровни отбора высоковязкой нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей (патент RU №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010, Бюл. №12), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно изобретению в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол. Совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель.

Недостатком способа является то, что закачиваемые объемы пара и углеводородного растворителя в пласт проводятся без учета их влияния на изменение вязкости продукции в пласте. Не проводится контроль за изменением фракционного состава нефти в процессе закачки пара и углеводородного растворителя, отсутствуют данные о количестве осаждаемых в пласте фракций нефти с высокими температурами кипения и соответственно высокой вязкостью. В результате происходит нерациональный расход пара и дорогостоящего углеводородного растворителя, не достигаются запланированные уровни отбора высоковязкой нефти.

Техническими задачами предлагаемого способа являются увеличение уровня добычи высоковязкой нефти или битума и снижение материальных затрат и экономии энергоресурсов в результате постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, позволяющего регулировать объемы закачки в пласт пара и попутного газа, которые повышают охват выработкой запасов высоковязкой нефти или битума.

Технические задачи решаются способом разработки высоковязкой нефти или битума, включающим строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины.

Новым является то, что в качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ, а закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно, пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь 1, состоящую из одного и более пластов, разбуривают скважинами по редкой сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1. Определяют проницаемость, пористость пласта, вязкость высоковязкой нефти или битума.

Проводят гидродинамические исследования с определением пластового давления, температуры. Выбирают участок с нефтенасыщенными толщинами h более 15 м. Бурят нагнетательную горизонтальную скважину 2. Ниже в пласте бурят добывающую горизонтальную скважину 3.

Горизонтальные скважины 2, 3 размещают одну над другой в одной вертикальной плоскости на расстоянии l=5-7 м, что предотвращает преждевременный прорыв конденсата к добывающей горизонтальной скважине 3. Спускают насосно-компрессорные трубы с центраторами, с фильтром (на чертеже не показаны) в интервале продуктивного пласта.

Добывающую горизонтальную скважину 3 проводят в наиболее проницаемом прослое, причем она располагается выше подошвы пласта 4 высоковязкой нефти или битума на расстоянии 3-4 м, а водонефтяного контакта (ВНК) - на расстоянии а≥6-7 м, увеличивающем безводный период эксплуатации скважины.

Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к горизонтальному стволу добывающей скважины 3 в результате резкого различия вязкостей высоковязкой нефти или битума и пластовой воды.

Согласно налоговому кодексу РФ, с введением дифференцированного налогообложения на добычу полезных ископаемых (НДПИ), принята следующая классификация нефти: к высоковязкой (тяжелой) нефти относится нефть, вязкость которой в пластовых условиях составляет 200-10000 мПа·с, к сверхвысоковязкой (битуму) - нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 10000 мПа·с.

Высокая вязкость нефти или битума обуславливает применение скважинных тепловых методов разработки залежи с дополнительной закачкой растворителей, которые представляют собой индивидуальные химические соединения или смеси, способные растворять различные вещества, т.е. образовывать с ними однородные системы переменного состава, состоящие из двух или большего числа компонентов. При воздействии на высоковязкую нефть или битум растворителем в виде попутного газа происходит полное их смешение с растворителем, в результате чего вязкость снижается.

Механизм вытеснения высоковязкой нефти или битума паром заключается в распространении зоны воздействия пара по пласту при увеличении пластового давления. Нагнетаемый пар стремится в верхнюю часть пласта. На границе паровой камеры при передаче тепла образуется конденсат, а прогретая высоковязкая нефть или битум вытесняются под действием сил гравитации к нижней добывающей горизонтальной скважине 3.

Закачка пара производится в нагнетательную горизонтальную скважину 2 циклически с одновременным отбором продукции из добывающей горизонтальной скважины 3 и контролем скорости прогрева пласта. Как в процессе прогрева, так и в процессе эксплуатации проводят наблюдения за температурой в призабойной зоне скважин с помощью специальных датчиков (термопар), опущенных внутрь паронагнетательных труб. Сопоставление температурных наблюдений, замеров дебита, водонефтяного отношения во времени, вязкости высоковязкой нефти или битума, а также зависимости этих параметров от изменения темпа закачки пара позволит подобрать оптимальный режим нагнетания. Режим закачки пара может быть различным, однако давление на забое не должно превышать горного давления, т.е. давления, под которым находится горная порода в пласте. Необходимо иметь в виду, что чем больше расход пара, тем больше отбирается его конденсата из горизонтальной добывающей скважины 3.

Обязательным условием закачки пара является постепенный прогрев нагнетательной горизонтальной скважины 2 и равномерный прогрев обсадной колонны и цементного камня во избежание их растрескивания.

После закачки пара в верхнюю нагнетательную горизонтальную скважину 2, выдержки для термокапиллярной пропитки, добывающая горизонтальная скважина 3 запускается в работу. При повышении температуры пласта до плюс 100°C и выше вязкость высоковязкой нефти или битума резко снижается, увеличиваются фазовые проницаемости пород, слагающих пласт. Отбор продукции из пласта возрастает. Чем выше неоднородность высоковязкой нефти или битума, тем медленнее происходит снижение вязкости. Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных составляющих, имеющих различную температуру кипения. В пласте в первую очередь происходит снижение вязкости легких фракций с относительно низкой температурой кипения (100°C и выше) и их отбор. В процессе дальнейшей закачки пара увеличивается площадь охвата выработкой запасов высоковязкой нефти или битума, что приводит к потере тепла в пласте и росту вязкости продукции. Доля легких фракций уменьшается, возрастает доля фракций с высокой вязкостью и температурой кипения. Высоковязкая нефть осаждается в пласте, в результате снижается проницаемость пласта и, как следствие, дебиты нефти.

При увеличении вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла закачиваемый пар заменяют попутным газом.

Попутный газ закачивают по межтрубному пространству нагнетательной горизонтальной скважины 2, что не позволяет нагреваться обсадной колонне (на чертеже не показано), но при этом увеличивается температура закачиваемого в пласт газа и повышается запас упругой энергии в пласте, обеспечивающей в дальнейшем приток продукции из пласта в добывающую горизонтальную скважину 3. Повышение давления нагнетания приводит к увеличению охвата вытеснением за счет дополнительных участков пласта. Для того, чтобы избежать неравномерного распространения фронта вытеснения высоковязкой нефти или битума, забойное давление в нагнетательных скважинах 2 не должно превышать давления гидроразрыва пласта.

При этих условиях эксплуатации обеспечивается наименьший расход пара на добычу одной тонны высоковязкой нефти или битума.

При снижении температуры отбираемой продукции на 10-25% по сравнению с температурой в начале цикла закачку попутного газа заменяют на закачку пара. Циклы с последовательной закачкой пара и попутного газа в пласт повторяют.

Пример конкретного выполнения.

Залежь 1 высоковязкой нефти, представленную одним пластом, разбуривают скважинами по редкой сетке. Выбирают участок с эффективными нефтенасыщенными толщинами h=20-25 м. Нижней границей для пласта является водонефтяной контакт (ВНК). Определяют проницаемость пласта, которая равна 0,114 мкм². Пористость изменяется в интервале от 16,2 до 19,4%. Вязкость нефти составляет в среднем 720 мПа·с.

Бурят одну нагнетательную горизонтальную скважину 2. Ниже в пласте бурят горизонтальную добывающую скважину 3. Горизонтальные стволы скважин 2, 3 размещают в одной вертикальной плоскости. Обсадные колонны устанавливают до продуктивного пласта, цементируют затрубное пространство колонны (на чертеже не показаны) до кровли пласта. Спускают насосно-компрессорные трубы с центраторами, с фильтром (на чертеже не показаны) в интервале пласта. Расстояние l между горизонтальными нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинами составляет 5-7 м. Траекторию горизонтальной добывающей скважины 3 располагают выше водонефтяного контакта 4 на 8 м - минимальном расстоянии h, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Уменьшение расстояния до водонефтяного контакта 4 приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей горизонтальной скважины 3 в результате резкого различия вязкостей высоковязкой нефти и пластовой воды. Устанавливают насосно-компрессорные трубы с фильтром в интервале пласта, снабженные центраторами. Закачку пара осуществляют через верхнюю нагнетательную горизонтальную скважину 2 с устья скважины. Периодически определяют объемы нагнетаемого пара и добываемой продукции, обводненность продукции, давление на устье и забое скважин 2, 3.

В нагнетательную горизонтальную скважину 2 закачали 1,7 тыс.т пара и 135 тыс.м³ попутного газа. Закачка пара температурой 180-200°C производилась при давлении на устье 1,2-1,5 МПа циклами, не превышающими 2 сут. Средний темп нагнетания составил 2,6 т/ч или 63 т/сут. Максимальный объем закачки пара, произведенный за цикл, составил 94 т, в среднем - 31,0 т. Обводненность продукции достигла 70,0%. Для снятия теплового напряжения с эксплуатационной колонны нагнетательной горизонтальной скважины 2 и увеличения отбора продукции из добывающей горизонтальной скважины 3 при увеличении вязкости в 3,2 раза до 108,8 мПа·с по сравнению с начальной вязкостью (34,0 мПа·с) в начале цикла закачки пара в пласт, закачку пара заменили на нагнетание попутного газа в межтрубное пространство нагнетательной горизонтальной скважины 2. Через двое суток при снижении температуры в пласте на 16% до 128°C возобновили закачку пара в пласт. Далее циклы повторили.

В результате циклической закачки пара и попутного газа в пласт дебиты высоковязкой нефти возросли с 0,3-0,5 т/сут до 3,1-6,4 т/сут.

При циклической закачке пара и попутного газа в пласт энергозатраты на нагрев пара уменьшаются пропорционально продолжительности цикла. Стоимость углеводородного растворителя (бензола) высокая, сопоставима со стоимостью бензина, поэтому циклическая закачка попутного газа, добываемого вместе с нефтью, в качестве углеводородного растворителя кратно снизит материальные затраты при его использовании.

Предлагаемый способ позволяет увеличить охват пласта воздействием и добычу высоковязкой нефти или битума в результате постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, обеспечивающего возможность регулирования процесса закачки пара и попутного газа, а также позволяет снизить энергозатраты на нагрев пара при его циклическом использовании.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ, а закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно, пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют.