способ разработки месторождений высоковязких нефтей

Формула изобретения

1. Способ разработки месторождений высоковязких нефтей, включающий вскрытие залежи добывающими и нагнетательными скважинами по равномерной треугольной сетке с формированием площадных элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и двумя концентрическими рядами добывающих скважин, закачку в элемент разработки расчетного количества теплоносителя через центральную нагнетательную скважину, последующую закачку расчетного количества ненагретой воды и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что формируют площадные 13-точечные обращенные элементы разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, а закачку теплоносителя осуществляют в режиме паротеплового воздействия, при этом расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной скважиной и добывающими скважинами внешнего кольца в соответствии с выражением



где Q_дс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины внешнего кольца, т;

Q_нс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину, т;

К_охв коэффициент охвата площади элементов разработки вытеснением,

закачку расчетного количества теплоносителя ведут циклически, закачивая в каждом цикле теплового воздействия равные количества теплоносителя, каждый цикл осуществляют в три этапа: на первом этапе теплоноситель закачивают одновременно через центральную нагнетательную скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции, из добывающих скважин внутреннего кольца ведут отбор продукции, а количество вводимого теплоносителя определяют в соответствии с выражениями





где Q¹_нс^эт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на 1-м этапе, т;

Q¹_дс^эт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины внешнего кольца на 1-м этапе, т;

Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогноза элемента разработки, т;

К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;

n количество циклов теплового воздействия,

на втором этапе добывающие скважины внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, добывающие скважины внешнего кольца, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя, из добывающих скважин внутреннего кольца ведут отбор продукции, а теплоноситель закачивают в количествах, равных количеству теплоносителя, введенного в элемент разработки на предыдущем этапе, на третьем этапе добывающие скважины, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, из всех остальных добывающих скважин ведут отбор продукции, а количество теплоносителя, закачиваемое через центральную нагнетательную скважину, определяют в соответствии с выражением



где Q³_нс^эт - количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на 3-м этапе, т;

Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки, т;

К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;

n количество циклов теплового воздействия.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что цикл теплового воздействия повторяют 3 5 раз.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений содержащих высоковязкие нефти.

Известен способ разработки месторождений вязких или высоковязких нефтей с нагнетанием теплоносителей, включающий вскрытие залежи нефти сеткой добывающих (ДС) и нагнетательных (НС) скважин с формированием площадных элементов (участков) теплового воздействия, закачку в нагнетательные скважины расчетного объема теплоносителя, который составляет, как правило, от 0,6 до 0,8 порового объема элемента воздействия, проталкивание тепловой оторочки ненагретой водой к добывающим скважинам и отбор нефти через добывающие скважины [1]

Известный способ не позволяет достигать высокой нефтеотдачи залежи вследствие невысокого охвата пласта тепловым воздействием.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязких нефтей, включающий вскрытие залежи добывающими и нагнетательными скважинами по равномерной треугольной сетке с формированием площадных элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и двумя концентрическими рядами добывающих скважин, закачку в элемент разработки расчетного количества теплоносителя через центральную нагнетательную скважину, последующую закачку расчетного количества ненагретой воды и отбор продукции из добывающих скважин [2]

Известный способ позволяет вовлечь в разработку повышенное количество нефтяных зон залежи, однако не позволяет достичь высоких значений темпа добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки месторождений высоковязких нефтей, включающем вскрытие залежи добывающими и нагнетательными скважинами по равномерной треугольной сетке с формированием площадных элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и двумя концентрическими рядами добывающих скважин, закачку в элемент разработки расчетного количества теплоносителя через центральную нагнетательную скважину, последующую закачку расчетного количества ненагретой воды и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению формируют площадные 13-точечные обращенные элементы разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, а закачку теплоносителя осуществляют в режиме импульсно-дозированного воздействия, при этом расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной скважиной и добывающими скважинами внешнего кольца в соответствии с выражением

Q_дс/Q_нс (1 K_охв)/K_охв,

где Q_дс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины внешнего кольца,т;

Q_нс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину, т;

К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением.

Закачку расчетного количества теплоносителя ведут циклически, закачивая в каждом цикле теплового воздействия равные количества теплоносителя, каждый цикл осуществляют в три этапа: на первом этапе теплоноситель закачивают одновременно через центральную нагнетательную скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции, из добывающих скважин внутреннего кольца ведут отбор продукции, а количество вводимого теплоносителя определяют в соответствии с выражениями





где Q¹_нс^эт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на первом этапе, т;

Q¹_дс^эт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины внешнего кольца на первом этапе, т;

Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки, т;

К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;

n количество циклов теплового воздействия.

На втором этапе добывающие скважины внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, добывающие скважины внешнего кольца, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя, из добывающих скважин внутреннего кольца ведут отбор продукции, а теплоноситель закачивают в количествах, равных количеству теплоносителя, введенного в элемент разработки на предыдущем этапе. На третьем этапе добывающие скважины,через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, из всех остальных добывающих скважин ведут отбор продукции, а количество теплоносителя, закачиваемое через центральную нагнетательную скважину, определяют в соответствии с выражением



где Q³_нс^эт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на третьем этапе, т;

Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки, т;

К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;

n количество циклов теплового воздействия.

Кроме того, цикл теплового воздействия повторяют 3-5 раз

Существенными признаками изобретения являются:

1. Залежь вязкой нефти вскрывают равномерной треугольной сеткой добывающих и нагнетательных скважин с центральной нагнетательной скважиной и двумя шеститочечными рядами добывающих скважин, расположенными концентрически вокруг нагнетательной скважины. Внешний ряд добывающих скважин ограничивает укрупненный элемент разработки.

2. Формируют 13-точечные обращенные элементы теплового воздействия.

3. Отбирают нефть из добывающих скважин.

4. Расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной и добывающими скважинами внешнего кольца в соотношении:

Q_дс/Q_нс (1 K_охв)/К_охв.

5. Закачку расчетного количества теплоносителя ведут по циклам.

6. В каждом цикле теплового воздействия закачивают равные количества теплоносителя.

7. Теплоноситель закачивают одновременно в центральную нагнетательную скважин и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну.

8. Отбор продукции ведут из добывающих скважин внешнего кольца, расположенные между скважинами, в которые закачивают теплоноситель, и из добывающих скважин внутреннего кольца.

9. Количество вводимого теплоносителя определяют по формулам:

на первом этапе цикла:

;



10. На втором этапе цикла: добывающие скважины внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции.

11. Добывающие скважины внешнего кольца, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя.

12. Теплоноситель закачивают в количестве, равном количеству теплоносителя, введенному в элемент разработки на предыдущем первом этапе.

13. На третьем этапе цикла: все добывающие скважины внешнего кольца переводят на отбор продукции.

14. Добывающие скважины внутреннего кольца работают в режиме отбора продукции.

15. В центральную нагнетательную скважину закачивают теплоноситель. Количество теплоносителя определяют по формуле



16. Цикл теплового воздействия повторяют 3-5 раз.

17. После закачки расчетного количества теплоносителя в элемент разработки закачивают расчетное количество ненагретой воды через центральную нагнетательную скважину.

Признаки 1, 2, 17 являются общими с прототипом, признаки 3-15 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 16 является частным признаком.

Способ осуществляют следующим образом.

Залежь вязкой нефти вскрывают равномерной треугольной сеткой добывающих и нагнетательных скважин с формированием площадных 13-точечных обращенных элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и двумя шеститочечными рядами добывающих скважин, расположенных концентрически вокруг нагнетательной скважины. Определяют расчетное количество теплоносителя Q_р, необходимое для эффективного прогрева укрупненного элемента разработки по известному методическому руководству.

Расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной и добывающими скважинами внешнего ряда

Q_нс + Q_дс Q_р (1)

где Q_нс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину, т;

Q_р количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины внешнего ряда, т;

Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки, т.

Распределение расчетного количества ведут в соответствии с пропорцией

Q_дс/Q_нс (1 K_охв)/K_охв (2)

где К_охв коэффициент охвата площади укрупненного элемента разработки вытеснением. Остальные обозначения те же.

Согласно (2)

Q_нс (1 K_охв) / K_охвQ_нс (3)

Коэффициент охвата площади укрупненного элементе разработки вытеснением определяют либо расчетным путем по известным методикам, либо лабораторно-экспериментальными исследованиями.

Согласно уравнениям (1) и (3):

Q_нс K_охвQ_р; (4)

Q_дс (1 K_охв)Q_р (5)

В заявляемом способе расчетное количество теплоносителя Q_р распределяют по формуле (2) между центральной нагнетательной скважиной Q_нс и добывающими скважинами внешнего ряда элемента разработки Q_дс. При закачке через центральную нагнетательную скважину теплоносителя в количестве Q_нс и последующей закачки ненагретой воды, гидродинамический охват площади укрупненного элемента вытеснением от работы только центральной нагнетательной скважины будет близок по значению К_охв. Доля неохваченной воздействием площади (целиков) составляет (1 К_охв). Вытеснение нефти из этой части площади укрупненного элемента разработки обеспечивают взаимным воздействием на пласт теплоносителем через центральную нагнетательную и циклически добывающие скважины внешнего кольца элемента, поочередного отбора из них продукции и постоянного отбора продукции из добывающих скважин внутреннего кольца элемента как единого технологического процесса.

Оценку темпа ввода теплоносителя в элемент разработки ведут путем расчета приемистости центральной нагнетательной скважины и добывающих скважин внешнего кольца. Расчет ведут по формулам, учитывающим коллекторские свойства объекта разработки, систему размещения скважин элемента и характеристики применяемых теплогенерирующих средств. Расчетные значения приемистости скважин в дальнейшем корректируются опытными данными.

Каждый цикл теплового воздействия на пласт слагается из трех этапов.

На первом этапе ведут одновременное нагнетание теплоносителя в центральную нагнетательную скважину и добывающие скважины внешнего кольца элемента, расположенные через одну, а отбор продукции ведут из расположенных между ними добывающих скважин внешнего кольца и добывающих скважин внутреннего кольца элемента. Теплоноситель вводят в элемент разработки в количестве

;



Темп нагнетания теплоносителя на первом этапе через добывающие скважины внешнего кольца элемента определяется номинальным числом одновременно действующих (находящихся под закачкой) добывающих скважин и коллекторской характеристикой объекта разработки.

В рассматриваемом случае внешнее кольцо элемента содержит шесть добывающих скважин, из которых под одновременной закачкой теплоносителя находятся три скважины, расположенные через одну. Эти три скважины составляют одну номинальную нагнетательную скважину для данного элемента разработки.

Темп нагнетания теплоносителя на первом этапе центральную нагнетательную скважину составляет 1/2 темпа нагнетания в номинальную скважину. Темп нагнетания в центральную нагнетательную скважину подчиняется главному принципу обеспечения баланса отбора и закачки в цикле теплового воздействия.

На втором этапе добывающие скважины внешнего кольца меняются функциями с сохранением других режимных состояний скважин элемента разработки.

На третьем этапе все добывающие скважины внешнего кольца переводятся на отбор продукции, из скважин внутреннего кольца продолжается отбор продукции, а в центральную нагнетательную скважину закачивается теплоноситель с темпом

q³_нс^эт = 2q¹_нс^эт (8) (8)

где q³_нс^эт темп закачки теплоносителя в центральную нагнетательную скважину на третьем этапе цикла,т/сут;

q¹_нс^эт темп закачки теплоносителя в центральную нагнетательную скважину на первом этапе цикла, т/сут; в количестве, равном



Продолжительность каждого цикла теплового воздействия и его этапов определяются как соотношение заданного (потребного) количества теплоносителя и установленного темпа его нагнетания в элемент разработки, то есть



где продолжительность цикла или его этапов, сут; Qⁱ_p заданное количество теплоносителя в цикле или его этапах, т; q_р темп нагнетания теплоносителя в элемент разработки, т/сут.

На чертеже представлены схемы А,Б,В и Г технологического процесса и этапов охвата площади элемента вытеснением.

Каждая схема изображение 13-точечного обращенного элемента разработки с постепенным увеличением площади охвата элемента тепловым воздействием в зависимости от проводимых технологических операций.

В центре элемента расположена нагнетательная скважина НС, затем идет внутреннее кольцо шести добывающих скважин 7-12 и далее внешнее кольцо также шести добывающих скважин 1-6.

На схеме А заштрихованная область представляет охват площади элемента, когда все расчетное количество теплоносителя закачивается в центральную нагнетательную скважину, а продукцию отбирают из добывающих скважин внутреннего и внешнего колец. Схемы Б, В и Г отражают заявленный способ.

На схеме Б теплоноситель закачивают в НС, а также в добывающие скважины 1,3 и 5, отбор продукции ведут из скважин 2,4,6 и 7-12. Охват площади элемента тепловым воздействием возрастает за счет воздействия на застойные зоны.

На схеме В при продолжающейся закачке теплоносителя в НС скважины 1,3,5 переводят на отбор продукции, а скважины 2,4,6 под нагнетание теплоносителя. Охват площади элемента тепловым воздействием значительно возрастает.

На схеме Г теплоноситель закачивают только в центральную нагнетательную скважину, а из добывающих скважин 1-2 ведут отбор продукции. Схема Г иллюстрирует состояние охвата площади элемента воздействия на конец его разработки.

На первом и втором этапах каждого цикла обеспечивается активная гидро- и термодинамическая связь между центральной нагнетательной и добывающими скважинами элемента разработки. Одновременно с этим создаются попеременные изменения градиентов давления по главным линиям тока от центральной нагнетательной скважины к добывающим внутреннего и внешнего кольца за счет создания попеременных напоров со стороны добывающих скважин внешнего кольца (челночный процесс репрессионного и депрессионного воздействия по периметру элемента разработки). Все это, как следует из физической сущности процесса, приводит к увеличению охвата коллекторов воздействием, выработки запасов нефти из застойных зон и низкопроницаемых блоков и к интенсификации добычи нефти.

Перевод всех периферийных добывающих скважин в режим отбора на третьем этапе приводит к "разрядке" пласта с достижением баланса отбора и закачки и стабилизацией пластового давления на заданном уровне в границах элемента разработки, к повышению эффективности теплового процесса.

При проектировании процесса рекомендуется принимать от 3 до 5 циклов теплового воздействия с комбинированным использованием центральной нагнетательной и добывающих скважин элемента разработки. При опытном проведении процесса количество циклов уточняется,основным критерием при этом являются результаты эксплуатации добывающих скважин в сравнении с показателями до процесса.

Пример. Предложенный способ планируется испытать и далее промышленно внедрить на Гремихинском месторождении Удмуртии (АООТ "Удмуртнефть").

Месторождение разбурено добывающими и нагнетательными скважинами по треугольной равномерной сетке с расстояниями между скважинами 173х173 м.

Технологическая и технико-экономическая эффективности заявляемого способа определяются в сравнении с базовой технологией теплового воздействия на нефтяной пласт паротепловым воздействием с созданием тепловой оторочки заданных объемов и последующим нагнетанием ненагретой (холодной) воды (ПТВ) и технологией прототипа теплоциклическим воздействием на пласт (ТЦВП).

Характеристика элементов разработки для принятых вариантов приведена в табл.1, исходные данные и предпосылки к расчетам табл.2 и режимные параметры процессов приведены в табл.3.

При применении технологии ТЦВП и заявляемого способа в центральную нагнетательную скважину закачки агента осуществляется в режиме ИДТВ (П) - импульсно-дозированном тепловом воздействии с паузой. Основой этого режима является импульсная (циклическая) закачка заданных доз теплоносителя и холодной воды. В нашем случае принято отношение импульсов теплоносителя И (Т) и холодной воды И (Х), равным 1,2.