Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии
Владельцы патента RU 2735009:
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия, максимально возможное извлечение остаточной сверхвязкой нефти из сводовой части продуктивного пласта, исключение быстрого обводнения добывающих дополнительных скважин на поздней стадии разработки. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает закачку пара в верхние нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижние добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, при этом останавливают закачку пара в верхние нагнетательные скважины, нижние добывающие скважины переводят под нагнетание горячей воды с температурой 40-65°С. Изначально после геофизических исследований через наблюдательные скважины залежь разбуривают рядами параллельных парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, направленных навстречу аналогичным соответствующим скважинам из соседнего ряда с выдерживанием расстояния между забоями, исключающими прорыв пара и/или горячей воды из одной скважины в другую. После перевода под нагнетание горячей воды нижних добывающих горизонтальных скважин производят геофизические исследования в наблюдательных скважинах для определения нефтенасыщенных зон пласта, в которых бурят дополнительные добывающие горизонтальные скважины в сводовой части продуктивного пласта между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин на расстоянии 1-3 м от кровли продуктивного пласта. 1 пр., 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и направлено на увеличение технологической эффективности разработки залежей сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки путем нагнетания в залежь горячей воды.
Известен способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU №2611789, МПК Е21В 43/24, опубл. 01.03.2017 г. Бюл. №7) Согласно изобретению, по уточненным геологическим данным выбирается участок залежи с большой выработкой пласта, с помощью термобарометрических исследований по ряду контрольных, наблюдательных и эксплуатационных скважин проводится оконтуривание паровой камеры, определяются ее наиболее низкие и высокие по абсолютной величине отметки, закачку пара прекращают, производят выбор скважин под нагнетание сточной воды и газа; в скважины с перфорацией, имеющей уровень, соответствующий нижней границе паровой камеры, закачивается горячая сточная вода, нагнетательные скважины, находящиеся в купольной зоне паровой камеры, переводят под закачку азота. Путем закачки жидкого и газообразного агентов увеличивают пластовое давление до начального, из добывающих скважин производят отбор жидкости.
Недостатком данного способа является высокая вероятность прорыва закачиваемого газообразного агента в интервал перфорации добывающих скважин, необходимость закачки больших объемов газа в паровую камеру с целью увеличения пластового давления до необходимых значений, большие материальные и экономические затраты на выработку газа и закачку его в пласт.
Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU 2582256 С1, МПК E21B 43/24, опубл. 20.04.2016, бюл. №11), включающий строительство пар, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через верхние нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами. Растворитель закачивают через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, его применении на залежах тяжелой нефти или природного битума возникает необходимость бурения нагнетательных и добывающей скважин на предельно малом расстоянии порядка 5 м друг от друга и необходимость бурения дополнительной скважины между ними, что крайне сложно с точки зрения технологии бурения;
- во-вторых, способ подразумевает подачу в пласт растворителя, что подразумевает дополнительные затраты;
- в-третьих, данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки залежи сверхвязкой нефти.
Также известен способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума (патент RU 2643056 С1, МПК E21B 43/24, опубл. 30.01.2018, бюл. №4), предусматривающий бурение горизонтальной добывающей скважины вблизи подошвы пласта, бурение выше нее в той же вертикальной плоскости параллельно добывающей скважине нагнетательной горизонтальной скважины на расстоянии, обеспечивающем возможность создания гидродинамической связи между скважинами для инициирования процесса дренирования, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины, бурят дополнительную нагнетательную скважину над горизонтальной нагнетательной скважиной параллельно ей в вертикальной плоскости на минимальном расстоянии от кровли пласта с учетом технической возможности выдержать траекторию скважины без проходки по вышележащим породам, фиксируют момент установления гидродинамической связи между верхней нагнетательной и добывающей скважинами, после чего прекращают закачку пара в нижнюю нагнетательную скважину и начинают закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину до завершения периода выработки элемента вытеснения.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, высокие материальные затраты на бурение дополнительной горизонтальной скважины в кровле продуктивного пласта над каждой парой горизонтальных скважин;
- во-вторых, данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки залежи сверхвязкой нефти.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки (патент RU 2673934 С1, МПК E21B 43/24, опубл. 03.12.2018, бюл. №34), включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, определение параметров паровой камеры, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, отличающийся тем, что выбирают пару скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 1-3 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.
Недостатком данного способа являются:
- во-первых, высокая вероятность быстрого обводнения верхней горизонтальной скважины ввиду близкого расположения нижней горизонтальной скважины;
- во-вторых, отсутствие возможности выработки остаточных запасов из верхней части пласта-коллектора.
Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из сводовой части продуктивного пласта (в верхней части коллектора пласта) с исключением быстрого обводнения добывающих дополнительных скважин на поздней стадии разработки, что приводит к снижению материальных и экономических затрат за счет экономии на исключении остановок добычи из-за обводнения продукции.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающим закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание горячей воды с температурой 40-65°С.
Новым является то что изначально после геофизических исследований через наблюдательные скважины залежь разбуривают рядами параллельных парных добывающих и нагнетательных скважин, направленных навстречу аналогичным соответствующим скважинам из соседнего ряда с выдерживанием расстояния между забоями, исключающими прорыв пара и/или горячей воды из одной скважины в другую, а после перевода под нагнетание нижних горизонтальных скважин производят геофизические исследования в наблюдательных скважинах для определения нефтенасыщенных зон пласта, в которых бурят дополнительные добывающие горизонтальные скважины в сводовой части продуктивного пласта между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин на расстоянии 1 - 3 м от кровли продуктивного пласта.
На фиг. 1 изображена схема расположения горизонтальных скважин в залежи (вид сверху).
На фиг. 2 изображена схема расположения горизонтальных скважин в залежи (вид сбоку).
Способ реализуется следующим образом.
Способ разработки пласта 1 (фиг. 2) залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает первоначальное разбуривайте по редкой сетке наблюдательными скважинами (не показаны), через которые проводят геофизических исследований для определения строения пласта 1 и его нефтенасыщенность. По результатам этих исследований пласт 1 залежи разбуривают рядами параллельных парных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, направленных навстречу аналогичным соответствующим скважинам 4 и 5 из соседнего ряда с выдерживанием расстояния L между забоями, исключающими прорыв пара и/или горячей воды из одной скважины 3, 5, 2 или 4 в другую 5, 3, 4 или 2 соответственно. Производят закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 3 и 5, прогрев продуктивного пласта 1 с созданием паровой камеры (не показана), отбор нефти через добывающие скважины 2 и 4. На поздней стадии разработки прекращают закачку пара и отбор продукции, при этом останавливают закачку пара в верхние скважины 3 и 5 (фиг.1, 2), а нижние скважины 2 и 4 переводят под нагнетание горячей воды с температурой 40 - 65°С. При этом производят геофизические исследования в наблюдательных скважинах для определения нефтенасыщенных зон 6 пласта 1, в которых бурят дополнительные добывающие горизонтальные скважины 7 (фиг.1, 2) в сводовой части продуктивного пласта 1 между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин 1, 3, 4 и 5 на расстоянии 1 - 3 м от кровли продуктивного пласта 1.
Расстояние Н между горизонтальными скважинами в рядах выбирается с учетом геологических свойств пласта 1 и свойств продукции этого пласта 1 для максимального нефтеизвлечения (повышения коэффициента извлечения нефти - КИН). Чем выше проницаемость пласта 1 и менее вязкая нефть тем расстояние Н больше. Например, для Ашальчинского месторождения Республики Татарстан (РТ) Н=90-110 м. Такая же зависимость от проницаемости пласта 1 и вязкости его продукции у расстояния L между забоями скважин 2, 3 и 4, 5. Например, для Ашальчинского месторождения РТ L = 70 - 80 м. Авторы на это не претендуют.
Объемы закачки пара и воды и отбора продукции принимаются расчетами или эмпирическим путем из применяемых ранее на аналогичных месторождениях. Авторы на это не претендуют
Пример конкретного применения.
На Больше-Каменской залежи сверхвязкой нефти пласт 1 находится на глубине 170 м, коллектор представлен толщиной 15 - 25 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью сверхвязкой нефти в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа⋅с. Пробурили после геофизических исследований в наблюдательных скважинах в пласте 1 встречные добывающие 2 и 4 (фиг. 1 и 2) и расположенные выше нагнетательные 3 и 5 соответственно - пары горизонтальных скважин. Произвели закачку теплоносителя - пара во все скважины 2, 3, 4 и 5 с прогревом продуктивного пласта 1 залежи и созданием паровой камеры. После чего закачку пара осуществляли через нагнетательные скважины 3 и 5 в количестве 70 - 120 т/сут, отбирали продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2 и 4 с дебитом по нефти 10 - 20 т/сут. После 10 лет эксплуатации и снижения дебита до 3 т/сут по нефти в добывающих скважинах 2 и 4 участка залежи, остановили закачку пара в верхние скважины 3 и 5 и отбор жидкости из нижних скважин 2 и 4. Оборудовали нижние горизонтальные скважины 2 и 4 под закачку горячей воды объемом 70 - 80 м3/сут с температурой 58 - 60°С. Произвели геофизические исследования в наблюдательных скважинах (не показаны) и определили расположение нефтенасыщенной зоны 6 (фиг. 2), в которой произвели бурение новой горизонтальной скважины 7 на расстоянии 1,2 - 2 метра от кровли продуктивного пласта 1 между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин 2 (фиг. 2), 3, 4 и 5 и запустили скважину 4 на отбор продукции пласта. В результате проведенных мероприятий дебит нефти по вновь пробуренной скважине составил 19 т/сут.
В результате использования предлагаемого способа по сравнению с аналогичным участком дебит на одну скважину возрос на 80%, обводненность продукции снизилась с 95% до 85%. Материальные затраты снизились на 30%.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами позволяет повысить эффективность теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной сверхвязкой нефти из сводовой части продуктивного пласта (в верхней части коллектора) с исключением быстрого обводнения добывающих дополнительных скважин на поздней стадии разработки, что приводит к снижению материальных и экономических затрат за счет экономии на исключении остановок добычи из-за преждевременного обводнения продукции.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающий закачку пара в верхние нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижние добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, при этом останавливают закачку пара в верхние нагнетательные скважины, нижние добывающие скважины переводят под нагнетание горячей воды с температурой 40-65°С, отличающийся тем, что изначально после геофизических исследований через наблюдательные скважины залежь разбуривают рядами параллельных парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, направленных навстречу аналогичным соответствующим скважинам из соседнего ряда с выдерживанием расстояния между забоями, исключающими прорыв пара и/или горячей воды из одной скважины в другую, а после перевода под нагнетание горячей воды нижних добывающих горизонтальных скважин производят геофизические исследования в наблюдательных скважинах для определения нефтенасыщенных зон пласта, в которых бурят дополнительные добывающие горизонтальные скважины в сводовой части продуктивного пласта между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин на расстоянии 1-3 м от кровли продуктивного пласта.
