способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ, включающий периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов за счет выравнивания фронта вытеснения, в качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с низким пластовым давлением за счет вытеснения конденсата теплоносителя из зоны добывающих скважин, закачку холодной воды через нагнетательные скважины ведут постоянно.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке залежей высоковязкой нефти с высоконеоднородным и неоднородным коллектором.

Сложность разработки таких залежей высоковязкой нефти состоит в их низкой нефтеотдаче, низкой производительности добывающих скважин, в дороговизне применяемых для их разработки тепловых способов.

Известны способы разработки залежей высоковязкой нефти с применением теплового воздействия на нефтенасыщенные пласты (Гиматудинов Ш. К. Справочная книга по добыче нефти. - М. : Недра, 1974, с. 128-131, 462-463; Байбаков Н. К. , Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М. : Недра, 1977, с. 67). В них описаны способы разработки залежей высоковязкой нефти путем закачки через нагнетательные скважины теплоносителя (пара) с целью создания в пласте тепловой оторочки и прогрева пласта или путем периодической закачки пара в добывающие скважины.

Недостатками этих способов являются их дороговизна из-за высоких энергозатрат на прогрев нефтенасыщенных пластов со стороны нагнетательных скважин (на 1 т добываемой нефти обычно закачивают 3-5 т пара и более) и низкая нефтеотдача из-за высокой подвижности пара и быстрых прорывов конденсата в добывающие скважины. Периодическая закачка пара в добывающие скважины обычно применяется не более 3-х раз (3-х циклов) и в основном обеспечивает очистку призабойной зоны и повышение производительности добывающих скважин, нефтеотдача при их применении повышается незначительно.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ разработки залежей высоковязкой нефти, в котором предлагается в течение всего периода разработки залежи поочередно проводить закачку перегретого пара и отбор нефти как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, при этом предлагается проводить процесс нагнетания пара и откачки жидкости в таком режиме, при котором поддерживается положительная разность давлений от нагнетательных скважин к добывающим.

Недостатками этого способа является его дороговизна и низкая конечная нефтеотдача залежей высоковязкой нефти, не которых он применяется. Дороговизна связана с большими энергозатратами на закачку пара в нагнетательные скважины (объем закачки пара в нагнетательные скважины также составляет 3-5 т и более на 1 т добытой нефти), из-за высокой подвижности пара по сравнению с подвижностью высоковязкой пластовой нефти происходят его языкообразные прорывы в добывающие скважины, что приводит к низкой нефтеотдаче.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи высоконеоднородных пластов за счет выравнивания фронта вытеснения и повышение нефтеотдачи неоднородных пластов с низким пластовым давлением за счет вытеснения конденсата теплоносителя из зоны добывающих скважин.

Указанная цель достигается тем, что в описанном способе, включающем периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, в качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем при высоконеоднородных пластах закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают; при неоднородных пластах с низким пластовым давлением закачку холодной воды через нагнетательные скважины ведут постоянно.

Преимущества предлагаемого способа по сравнению с известным состоят в получении высокой нефтеотдачи в связи с выравниванием фронта вытеснения за счет периодической закачки воды в высоконеоднородные пласты и за счет снижения различия подвижностей пластовой нефти и вытесняющего агента и в связи с вытеснением конденсата теплоносителя из зоны добывающих скважин.

Поскольку расход пара на добычу 1 т нефти по предлагаемому способу в 7-10 раз меньше, чем по известному при более высокой нефтеотдаче, то при применении предлагаемого способа получают большую экономию энергозатрат.

Последовательность выполнения операций по предлагаемому способу следующая: залежь высоковязкой нефти разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами, изучают геолого-гидродинамическими методами неоднородность пластов-коллекторов, при высоконеод- нородных коллекторах через нагнетательные скважины закачивают холодную воду одновременно с закачкой пара в добывающие скважины и с его конденсацией в пласте, затем закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают и ведут добычу нефти и пластовых флюидов через добывающие скважины.

В неоднородных пластах с пониженным и низким пластовым давлением закачку холодной воды через нагнетательные скважины ведут постоянно как в период закачки пара в добывающие скважины, так и в период добычи нефти и пластовых флюидов из этих добывающих скважин. Периодическую закачку пара в добывающие скважины ведут в течение основного срока эксплуатации залежи.

Механизм процессов, происходящих в пласте, следующий. При одновременной закачке пара в добывающие скважины и закачке холодной воды в нагнетательные скважины во всех нефтенасыщенных пластах, которые отличаются друг от друга по проницаемости, толщине и другим гидродинамическим параметрам, создается высокое давление, значительно превышающее начальное пластовое давление, за счет межпластовых и межслойных перетоков во всех пластах, несмотря на различие их проницаемости, оно выравнивается. Затем в период добычи нефти и пластовых флюидов из добывающих скважин созданное высокое пластовое давление обеспечивает интенсивный приток флюидов из всех разнопроницаемых пропластков, причем за счет того, что из высокопроницаемого слоя происходит более интенсивный приток, в нем пластовое давление понижается быстрее, чем в менее проницаемых прослоях, в связи с этим в эти высокопроницаемые слои происходит приток нефти из менее проницаемых слоев, где более высокое пластовое давление, и таким образом происходит выравнивание отборов нефти из слоев с различной проницаемостью, повышение их степени выработки запасов и, следовательно, повышение нефтеотдачи. Выравнивание фронта вытеснения высоковязкой нефти холодной водой происходит и за счет снижения различия подвижностей закачиваемой холодной воды и пластовой нефти по сравнению с различием подвижностей пара и пластовой нефти. Так, например, при вязкости пластовой нефти 100 мПас различие подвижностей в пластовых условиях холодной воды (вязкость 1 мПас) и этой нефти составит 52, а различие подвижностей пара (вязкость пара 0,1 мПас) и этой же нефти в пластовых условиях составит 520. Как известно, из практики разработки нефтяных месторождений, уменьшение различия подвижностей вытесняющего агента и пластовой нефти приводит к повышению коэффициента охвата, а, значит, и к повышению нефтеотдачи.

При периодической закачке пара в добывающие скважины в пластах остается конденсат из-за быстрого снижения пластового давления, в связи с этим остающийся конденсат препятствует контакту последующих порций закачиваемого пара с пластовой нефтью и снижает эффективность пароциклических обработок. Постоянная закачка холодной воды через нагнетательные скважины позволяет повысить пластовое давление и вытеснить из пласта конденсат. Это обеспечивает эффективный прогрев пластовой нефти паром при каждом цикле закачки пара и повышение нефтеотдачи за счет добычи нефти повышенной температуры (а, значит, и пониженной вязкости).

П р и м е р. Имеют залежь высоковязкой нефти, ее геологические запасы нефти составляют 10 млн т, вязкость пластовой нефти 300 мПас. Температура залежи 20^оС. Залежь имеет высокую неоднородность коллектора по проницаемости: квадрат коэффициента вариации проницаемости составляет 1,50. На залежи пробурено 40 скважин по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 300 м. Система взаимного размещения добывающих и нагнетательных скважин пятиточечная. Для разработки залежи применяют предлагаемый способ.

В добывающие скважины закачивают периодически по 500-1000 т пара с температурой 270^оС, одновременно с закачкой пара в добывающие скважины закачивают в нагнетательные скважины холодную воду. Затем после закачки заданного объема пара в добывающие скважины их закрывают на период конденсации теплоносителя (1-3 сут) и прекращают закачку холодной воды в нагнетательные скважины. После окончания конденсации пара в пласте и прекращения закачки холодной воды в нагне- тательные скважины начинают добывать нефть и попутные пластовые флюиды из добывающих скважин. Этот процесс периодической закачки пара в добывающие скважины и холодной воды в нагнетательные скважины повторяют в течение всего срока разработки залежи до экономически рентабельной величины обводненности продукции и выработки запасов нефти.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа следующая. Для ее оценки сравнивают по нефтеотдаче и интенсивности (величине дебита добывающих скважин) предлагаемый способ с известным и оценивают снижение энергозатрат на осуществление способа и получаемый экономический эффект. Расчеты выполняют для гипотетической залежи, описанной в примере конкретного выполнения, при следующих дополнительных условиях: коэффициент вытеснения нефти водой 0,60; коэффициент вытеснения нефти паром - 0,90; зона, охваченная паром, составляет 20% всего объема пласта, вязкость пара 0,1 мПас, вязкость ненагретой воды - 1,0 мПас. При нестационарной закачке ненагретой воды время закачки в 10 раз меньше времени отбора. При этих условиях неоднородность, определяющая процесс разработки, выражаемая квадратом коэффициента вариации, снижается до 0,40.

Результаты сопоставления приведены в таблице.

Данные таблицы показывают, что при одинаковой интенсивности разработки залежи, обеспечиваемой сопоставляемыми способами, предлагаемый обеспечивает снижение в 4 раза энергозатрат: в известном на добычу нефти тратится 20% всей добываемой нефти (коэффициент эффективности нефтеотдачи 0,80), а в предлагаемом - 5% . Конечный коэффициент нефтеотдачи при применении предлагаемого способа увеличивается по сравнению с известным в 1,15-1,60 раза, эффективный коэффициент нефтеотдачи - в 1,38-1,90 раза.

Дополнительная добыча нефти при применении предлагаемого способа составляет 1,01-2,36 млн. т, при этом экономия энергозатрат (нефти) - (0,610-1,46) млн. т. (56) Патент США N 4321966, 166-245, 1982.