способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием как минимум двух пар непрерывных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим, включающий закачку теплоносителя через верхние горизонтальные нагнетательные скважины, одновременный отбор высоковязкой нефти через нижние горизонтальные добывающие скважины и регулирование режима закачки и отбора высоковязкой нефти, отличающийся тем, что на каждой паре горизонтальных скважин, расположенных на расстоянии от 100 до 150 м друг от друга, периодически, 1-2 раза в месяц, определяют вязкость отбираемой высоковязкой нефти, выбирают пары горизонтальных скважин, показатели вязкости высоковязкой нефти которых отличаются друг от друга на 10% и более, анализируют влияние изменения вязкости высоковязкой нефти пар скважин на равномерность прогрева паровых камер, регулируют режим закачки теплоносителя и отбора продукции до достижения равномерного распространения паровых камер, ведут мониторинг дебита и вязкости высоковязкой нефти.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязкой нефти добывающими горизонтальными скважинами при тепловом воздействии на пласт через нагнетательные горизонтальные скважины, в том числе двухустьевыми горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий чередование периода закачки в пласт воды через нагнетательную скважину с одновременным отбором пластовых флюидов через добывающие скважины с периодом отбора пластовых флюидов через добывающие скважины при прекращении закачки воды через нагнетательную скважину (патент RU № 2095549, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.11.1997 г.). Периодически, один раз в 2-3 сут, производят анализ минерализации попутно добываемой воды, при этом закачку воды с одновременным отбором пластовых флюидов ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды. Отбор пластовых флюидов при прекращении закачки воды производят до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации пластовой воды. Данный способ позволяет более точно определить продолжительность циклов закачки воды и отбора пластовых флюидов.

Недостатком данного способа является низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей методом паротеплового воздействия через горизонтальные скважины.

Известен способ непрерывной добычи вязких углеводородов в гравитационном режиме с нагнетанием нагретых жидкостей (патент US № 4344485, МПК Е21В 43/24, опубл. 17.08.1982 г.). По способу используют пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, размещенных параллельно одна над другой в вертикальной плоскости, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции и контроль технологических параметров пласта и скважины.

Процесс направлен на придание подвижности и извлечение обычно неподвижной высоковязкой нефти из залежи битуминозного песчаника, которая вскрывается добывающей и нагнетательной скважинами. Первоначально осуществляют нагнетание теплоносителя в нагнетательную скважину с высокой скоростью так, что между скважинами устанавливается тепловая связь и создается нагретая проницаемая (паровая) камера.

На границе камеры пар конденсируется, и тепло передается путем проводимости в более холодные окружающие области. Температура нефти рядом с камерой увеличивается, и она течет вниз вместе с горячим пароконденсатом. Нефть непрерывно удаляется в зоне ниже паровой камеры.

Теплоноситель способствует расширению нагретой проницаемой камеры при непрерывном стоке нефти в добывающую скважину.

Добычу ставшей подвижной высоковязкой нефти осуществляют через добывающую скважину. В качестве теплоносителя используется пар.

Добыча нефти регулируется так, что поддерживаются отдельные потоки нефти и воды и устраняется избыточный прорыв пара.

Используются разные конфигурации скважин для осуществления настоящего изобретения. Следующие элементы являются общими для всех конфигураций: а) используется добывающая скважина, которая «продолжается» через пласт битуминозного песка или как горизонтальная скважина, или путем создания трещины (или сочетанием того и другого); б) «тепловая связь» между нагнетательной и добывающей скважинами устанавливается до начала добычи нефти. Двойные концентрические колонны НКТ размещаются внутри обсадной колонны. Внутренняя колонна НКТ располагается в окружающей наружной НКТ большего диаметра.

Дебиты воды и тяжелой нефти тщательно контролируются для обеспечения оптимальной добычи нефти без избыточного прорыва пара.

Недостатком способа является низкая эффективность добычи высоковязкой нефти из-за отсутствия контроля равномерности прогрева паровой камеры тепловым воздействием.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010 г.), включающий пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной НКТ, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по НКТ и контроль технологических параметров пласта (распределение температуры вдоль фильтровой части ствола добывающей скважины) и скважины (температура жидкости и давление на устье скважины и на приеме насоса, темп отбора жидкости и закачки пара), одновременно 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 и 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.

Однако данный способ позволяет регулировать равномерность прогрева в пределах одной пары скважин и не учитывает взаимного влияния расширяющихся паровых камер соседних пар скважин.

Задачей предлагаемого решения является повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти за счет обеспечения равномерности распространения паровых камер путем регулирования режимов закачки теплоносителя и отбора высоковязкой нефти, выравнивания профиля распространения паровых камер, а также путем определения направления распространения паровых камер.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием как минимум двух пар непрерывных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим, включающим закачку теплоносителя через верхние горизонтальные нагнетательные скважины, одновременный отбор высоковязкой нефти через нижние горизонтальные добывающие скважины и регулирование режима закачки и отбора высоковязкой нефти.

Новым является то, что на каждой паре горизонтальных скважин, расположенных на расстоянии от 100 до 150 м друг от друга, периодически, 1-2 раза в месяц, определяют вязкость отбираемой высоковязкой нефти, выбирают пары горизонтальных скважин, показатели вязкости высоковязкой нефти которых отличаются друг от друга на 10 % и более, анализируют влияние изменения вязкости высоковязкой нефти пар скважин на равномерность прогрева паровых камер, регулируют режим закачки теплоносителя и отбора продукции до достижения равномерного распространения паровых камер, ведут мониторинг дебита и вязкости высоковязкой нефти.

На фиг.1, 2 представлены схемы расположения пар одноустьевых и двухустьевых скважин соответственно.

На фиг.3 - схема расположения двух пар скважин.

На фиг.4 приведена динамика изменения вязкости высоковязкой нефти на примере пары скважин № 1 и пары скважин № 2.

На фиг.5 приведена динамика изменения дебита высоковязкой нефти на примере пары скважин № 1.

Сущность изобретения

Разработка залежи высоковязкой нефти традиционными методами без применения тепла характеризуется низкими коэффициентами нефтеизвлечения (5-15%). Значительно увеличить эффективность вытеснения нефти (в 3-4 раза) возможно за счет применения тепловых методов воздействия на пласт. Подача теплоносителя в пласт снижает вязкость нефти и позволяет извлекать ее на поверхность с применением обычных технических средств.

Одним из наиболее эффективных тепловых способов добычи высоковязкой нефти является использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в одной вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя (например, пара) и отбор продукции - высоковязкой нефти, осуществление закачки теплоносителя, прогрева продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбора высоковязкой нефти через добывающую скважину по НКТ и контроля технологических параметров пласта и скважины.

Схемы расположения скважин и размещения НКТ, представленные на фиг.1 (одна пара одноустьевых скважин), фиг.2 (одна пара двухустьевых скважин), включают добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины, вскрывающие продуктивный пласт 3. Скважины пробурены таким образом, что горизонтальный участок 4 скважины 2 находится над горизонтальным участком 5 скважины 1 в одной вертикальной плоскости на расстоянии от 5 до 7 м. Скважина 2 используется для закачки теплоносителя в пласт 3 и создания паровой камеры, скважина 1 - для добычи высоковязкой нефти. Скважины оснащены колоннами насосно-компрессорных труб 6. Скважина 1 включает в себя насосы 7 для подъема высоковязкой нефти на поверхность. Процесс паротеплового воздействия начинается со стадии предподогрева, в течение которой проводится циркуляция пара и в добывающей, и в нагнетательной скважинах. За счет кондуктивного переноса тепла разогревается межскважинная зона пласта (зона между добывающей и нагнетательной скважинами), при этом снижается вязкость высоковязкой нефти, происходит ее термическое расширение, повышается подвижность. После установления гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами закачку пара в добывающую скважину прекращают, а в нагнетательную скважину продолжают закачивать пар, который из-за разности плотностей стремится к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого разогретая высоковязкая нефть извлекается на поверхность.

В способе разработки залежи высоковязкой нефти используют как минимум две пары нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин. Определяют пары скважин, расположенные на расстоянии от 100 до 150 м друг от друга. В процессе отбора высоковязкой нефти периодически, 1-2 раза в месяц, проводят отбор проб высоковязкой нефти, далее пробы нефти обезвоживают и производят анализ вязкости добываемой высоковязкой нефти. Затем выбирают пары горизонтальных скважин, показатели вязкости высоковязкой нефти которых отличаются друг от друга на 10 % и более (фиг.3), анализируют влияние изменения высоковязкой нефти пар скважин на равномерность прогрева паровых камер. За счет зональной неоднородности разрабатываемой залежи вязкость высоковязкой нефти в одной паре скважин отличается от вязкости в другой паре скважин и имеет свою тенденцию изменения. Для повышения эффективности добычи высоковязкой нефти на каждой паре скважин проводят регулирование режимов работы за счет изменения объема и пропорций закачиваемого пара и добываемой высоковязкой нефти.

Изменение (уменьшение или увеличение) значения вязкости высоковязкой нефти в одной из пар скважин на 10 % и более свидетельствует о том, что паровая камера, расширяясь, достигла зоны, характеризующейся вязкостью нефти, отличающейся от первоначальной. Сравнивая значения измененной вязкости высоковязкой нефти в одной паре скважин с тенденциями изменения вязкости нефти в других парах скважин, можно сделать вывод о направлении распространения (движения) паровой камеры. Неравномерное расширение паровой камеры может привести к ее преждевременному прорыву к другим парам скважин и снизить эффективность добычи высоковязкой нефти, уменьшив площадь соприкосновения паровой камеры с нефтенасыщенной породой. Предположим, что изначально вязкость высоковязкой нефти пары скважин № 1 на 10 % и более выше, чем вязкость высоковязкой нефти соседней пары скважин № 2 (фиг.3). Уменьшение вязкости высоковязкой нефти в паре скважин № 1 на 10 % и более говорит о том, что паровая камера пары скважин № 2, расширяясь, значительно приблизилась к зоне дренирования пары скважин № 1. Чтобы снизить неравномерность распространения паровой камеры, необходимо уменьшить объем закачки пара в пару скважин № 2 и уменьшить отбор высоковязкой нефти в паре скважин № 1. При этом интенсивность роста паровой камеры пары скважин № 2 уменьшится, что позволит сохранить уровень дебита нефти пары скважин № 1. Увеличение вязкости высоковязкой нефти пары скважин № 2 на 10 % и более говорит о том, что паровая камера пары скважин № 1, расширяясь, приблизилась к зоне дренирования пары скважин № 2. Чтобы снизить неравномерность распространения паровой камеры, необходимо уменьшить объем закачки пара в пару скважин № 1 и уменьшить отбор высоковязкой нефти в паре скважин № 2. При этом интенсивность роста паровой камеры пары скважин № 1 уменьшится, что позволит сохранить уровень дебита нефти пары скважин № 2.

После обеспечения равномерности распространения паровых камер ведут мониторинг дебита и вязкости высоковязкой нефти.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1.

На опытном участке залежи высоковязкой нефти (Ашальчинское месторождение), находящемся на глубине 90 м, представлено неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм, с высоковязкой нефтью, имеющей плотность 956 кг/м и вязкость более 3000 мПа·с, определены 2 пары горизонтальных скважин: пара № 1, пара № 2 (фиг.3), находящихся на расстоянии 100 м друг от друга. Вязкость высоковязкой нефти пары скважин № 1 изначально составила 5360-5920 мПа·с, вязкость высоковязкой нефти пары скважин № 2 изначально составила 3420-3920 мПа·с (на 26,9-42,2% ниже вязкости высоковязкой нефти пары скважин № 1). Каждая из пар скважин состоит из пары непрерывных горизонтальных скважин: нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых расположены параллельно друг другу в одной вертикальной плоскости продуктивного пласта. До начала освоения добывающих горизонтальных скважин осуществили прогрев межскважинной зоны путем одновременной циркуляции пара в каждой из указанных скважин. Нагнетание пара производили через верхнюю нагнетательную скважину и добычу высоковязкой нефти через нижнюю добывающую скважину.

С начала разработки за период с 04.06.2009 г. по 03.12.2009 г. периодически, 1 - 2 раза в месяц, определяли вязкость добываемой высоковязкой нефти. Анализ динамики изменения свойств высоковязкой нефти пары скважин № 1 в период с 04.06.2009 по 10.09.2009 г. показал, что наблюдается постепенный рост вязкости высоковязкой нефти (фиг.4). Значение вязкости высоковязкой нефти 10.09.2009 г. составило 6120 мПа·с. Следующий отбор пробы произвели 24.09.2009 г., анализ вязкости высоковязкой нефти показал, что вязкость высоковязкой нефти резко снизилась и составила 4260 мПа·с, что на 30,4% меньше предыдущего значения.

В то же время (с 04.06.2009 г. по 03.12.2009 г.) вязкость высоковязкой нефти, отобранной из пары скважин № 2. на протяжении всего процесса парогравитационного воздействия на пласт постепенно увеличивалась. Значение вязкости высоковязкой нефти на 24.09.2009 г. составило 3960 мПа·с. Это говорит о том, что паровые камеры обеих пар скважин неравномерно расширяются в стороны, распространяются в направлении навстречу друг к другу, и в момент резкого снижения вязкости высоковязкой нефти пары скважин № 1 часть высоковязкой нефти из области пары скважин № 2 поступает в область пары скважин № 1, о чем свидетельствует уменьшение вязкости высоковязкой нефти, добываемой из пары скважин № 1. Это, в свою очередь, привело к уменьшению площади охвата нефтенасыщенной зоны паротепловым воздействием и, как следствие, снижению эффективности добычи высоковязкой нефти. Для предотвращения прорыва паровой камеры пары скважин № 2 к соседней паре скважин № 1, выравнивания профиля распространения паровой камеры постепенно снизили объем закачки пара в нагнетательную скважину пары № 2 (начиная с 10 до 35%) и уменьшили отбор высоковязкой нефти из добывающей скважины пары № 1 (начиная с 5 до 20%). Темпы роста паровой камеры пары скважин № 2 снизились, о чем свидетельствует уровень дебита пары скважин № 1 (фиг.5). Средний дебит добываемой высоковязкой нефти пары скважин № 2 составил 30,1 т/сут. Далее продолжали вести мониторинг вязкости и дебита высоковязкой нефти, регулирование режима закачки и отбора продукции до достижения равномерного распространения паровых камер.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти позволяет повысить эффективность разработки залежи высоковязкой нефти за счет равномерного формирования паровых камер и прогрева пласта тепловым воздействием путем регулирования режимов закачки теплоносителя и отбора продукции.