способ разработки битумных залежей

Формула изобретения

Способ разработки битумных залежей, основанный на использовании скважин со сменной функцией и закачке в пласт теплоносителей и реагентов, отличающийся тем, что в зависимости от заранее установленной формы резервуара размещают сетку скважин концентрическими окружностями или рядами, создают направленные потоки, концентрически расширяющиеся от центра к периферии, или линейные потоки с помощью последовательного перемещения теплового фронта и отбирают битумы из скважин, производят компенсационную закачку в водоносный интервал депрессионных зон попутной воды с учетом степени гидродинамической изолированности в подошве резервуара залежи, при этом компенсационную закачку производят непосредственно в выработанные участки продуктивного пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к добыче тяжелой нефти и битумов скважинным методом.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки (1), основанный на использовании скважин со сменной функцией, закачке в пласт теплоносителей и реагентов.

Недостатком способа является отсутствие направленно регулируемых потоков флюидов в резервуаре залежи, а также компенсационной закачке попутных вод, что влечет снижение коэффициента извлечения битумов в результате их рассеивания в процессе разработки.

Цель изобретения - повышение эффективности разработки залежей битумов с применением водонагнетательных скважин при строго компенсационной закачке попутных вод за счет осуществления мероприятий по предотвращению перетоков расплавленных битумов в выработанные участки элементов с помощью рационального размещения скважин и их ввода в действие в соответствии с их сменными функциями.

Указанная цель достигается:

1. В зависимости от заранее установленной формы резервуара размещают сетку скважин концентрическими окружностями или рядами, создают направленные потоки, концентрически расширяющиеся от центра и периферии или линейные потоки с помощью последовательного перемещения теплового фронта отбирают битумы из скважин.

2. Переводят эксплуатационные скважины выработанных участков залежи в водонагревательные.

3. Осуществляют строго компенсационную закачку в водоносный интервал депрессионных зон попутной воды, охладившейся в процессе разделения продукции скважин, преследующей целью лишь восстановить пластовое давление, с учетом степени гидродинамической изолированности в подошве резервуара залежи, при этом компенсационную закачку производят непосредственно в выработанные участки продуктивного пласта.

4. Снижением остаточной температуры пласта после прохождения теплового фронта охлажденной попутной водой, снижают подвижность остаточного битума на контакте с водой и вызывают закупоривание фильтрующих пор и каналов, препятствуя возможным обратным движениям флюидов.

Существенным отличием способа является то, что:

1) В зависимости от заранее установленной формы резервуара размещают сетку скважин концентрическими окружностями или рядами.

2) Закачку воды с применением загустителей производят в выработанный интервал продуктивного пласта.

3) Смену функций скважин осуществляют по мере продвижения фронта потока флюидов через ряды скважин, контролируя обводненность их продукции и предупреждая формирование депрессионных зон за фронтом компенсационной закачки попутных вод.

На фиг. 1 изображен схематический профиль залежи.

На фиг. 2 изображены основные формы резервуаров битумных залежей и предлагаемые схемы размещения сетки проектных скважин с очередностью их ввода.

На фиг. 3 изображена динамика перемещения флюидов из функционирующего в выработанный элемент на примере Ашальчинской залежи битумов.

На фиг. 1 на схематическом профиле показано строение резервуара битумной залежи, связанной с уфимскими терригенными коллекторами. Подошва резервуара изолируется водонепроницаемым пластом вторично-кальцитизированных песчаников. Водоносная часть резервуара представлена пластом песчаников с глинисто-карбонатным цементом. Пористость их варьирует от 10 до 18%.

Выше следуют в различной степени битумонасыщенные песчаники, в которых прослеживают переходную водобитумную зону. Пористость - 15 - 20%.

И, наконец, в купольной части резервуара выделяют толщу интенсивно битумонасыщенных песков с пористостью до 30-40%. Таким образом, констатируют ухудшение коллекторских свойств в нижней части резервуара, что резко снижает возможности миграции флюидов, а значит наряду со структурной формой препятствует перемещению флюидов при их направленном к периферии резервуара движении в соседний резервуар.

Показано также размещение рядов скважин по очередности их ввода в эксплуатацию (1p, 2p, 3p и т.д.). Центральная скважина, располагающаяся в куполе резервуара, служит началом распространения теплового очага в продуктивном пласте.

По мере выработки битума из первого ряда ее переводят в водонагнетательную, а скважины первого ряда переводят в разряд нагнетающих тепло- и химреагенты.

Скважины же второго ряда начинают функционировать как эксплуатационные и т. д.

На фиг. 2 изображены типичные формы резервуаров залежей. Это могут быть округлые формы с почти одинаковыми осями (а). С целью обеспечения направленного к периферии резервуара движения теплового очага и потока флюидов рекомендуют концентрическое размещение рядов скважин.

Наблюдают резервуары двух- и трехкупольного строения, объединенные одной структурой, но в понижениях между куполами, где встречена лишь нижняя часть песчаной пачки, с ухудшенными коллекторскими свойствами. В этих случаях применяют концентрическое размещение рядов скважин в пределах каждого выделяемого купола (б). Примером такого строения может быть Мордово-Кармальский резервуар.

Наконец, выявлены формы резервуаров вытянутой формы с резко различающимся короткой и длинной осями (в). Примером является резервуар Олимпиадовской залежи. В этом случае применяют линейное размещение рядов скважин поперек длинной оси резервуара. В целях повышения темпов разработки рекомендуют начинать ее с участков с увеличенной толщиной продуктивного пласта. Ввод рядов скважин в эксплуатацию следует начинать от повышенной мощности пласта, где вначале располагают ряд скважин, нагнетающих тепло- и химреагенты. По обе стороны нагнетательного ряда располагают первый ряд эксплуатационных скважин с последующим их перемещением (2p, 3p, 4p и т.д.) по мере выработки пласта.

На фиг. 3. изображен план изолиний потенциала электрического поля. Съема электрического потенциала на приведенном плане четко показывает направленность потоков флюидов (битума) в сторону выработанного участка в районе скв. 205, где сохраняется устойчивая депрессия. Располагающийся же рядом участок в районе скв. 533 характеризуется в результате закачки пара повышенным, относительно пластового, давлением. Наличие таких перетоков подтверждается также и возобновлением, хотя и кратковременным, работы эксплуатационных скважин в выработанных уже участках.

Констатация этих фактов приводит к выводу о рассеивании части битумов и их потере к возможному извлечению. В результате реально извлеченные запасы окажутся ниже заложенных в проекте разработки.

Способ осуществляют следующим образом.

В результате изучения геолоического строения резервуаров залежи уточняют характер его гидродинамической изолированности в подошве. Для этого строят карту толщин водонепроницаемого слоя. В зависимости от заранее установленной формы резервуара размещают сетку скважин концентрическими окружностями или рядами.

Начальные тепловые очаги располагают в купольных частях резервуагра, что совпадает в основном с повышенной толщиной продуктивного пласта. В случае линейного размещения скважин начальный тепловой очаг создают с помощью линии нагнетательных скважин (нулевой ряд, фиг. 2), располагающийся поперек длинной оси резервуара.

По мере отработки первого ряда эксплуатационных скважин в нулевом ряду или точке начинают компенсационную закачку попутной воды непосредственно в выработанный интервал продуктивного пласта. В первый ряд скважин закачивают тепло- и химреагенты. Из второго ряда скважин начинают извлекать продукцию. По мере отработки второго ряда осуществляют последовательно дальнейшую смену функций скважин. Расширение теплового фронта сопровождают расширением зоны компенсационной закачки и охлаждения пласта.

Контроль за движением флюидов осуществляют с помощью периодической съемки потенциала электрического поля (2).

Использование предлагаемого способа, учитывающего строение резервуара и формирование устойчивых депрессий в выработанных участках и оперативный контроль за перемещением флюидов, позволяет:

1) Предотвратить потери битумов, возникающие за счет их непроизводительных перетоков в выработанные участки с устойчивой депрессией, где эти бимтумы при сегодняшнем способе разработки переходят в разряд остаточных.

2) Создать направленные потоки флюидов, облегчающие управление тепловым фронтом.

3) Обеспечить большую полноту выработки залежи в пределах ее резервуара.

4) Обеспечить на конечном этапе разработки залежи расчетный коэффициент битумоотдачи.

Технико-экономический эффект состоит в том, что предлагаемый способ обеспечит большую полноту извлечения битумов по сравнению с осуществляемой сегодня методикой произвольного ввода элементов в разработку. Соответственно полнота извлечения обеспечит и возмещение экономических затрат на обустройство промысловых площадей.

Пример.

Накопленный опыт скважинного способа разработки битумных залежей на примере Мордово-Кармальской и Ашальчинской показывает, что простое перенесение опыта разработки из нефтяной промышленности неэффективно. Дело здесь не только в разности характеристик нефти и битумов или даже в строении тел самих залежей.

Установлено, что гидродинамическая изолированность резервуаров битумных залежей в подошве, доказанная бурением на 14 залежах и, как следствие, распыляющие перетоки в выработанные участки, существенно снижают эффективность разработки. Опыт разработки Мордово-Кармальской и Ашальчинской залежей показывает, что произвольный ввод в действие новых элементов, соседствующих с уже выработанными, вызывает направленные перетоки в зоны с пониженным давлением (фиг. 3).

Сотрудниками БКО "Природные битумы" ВНИИнефть проведено детальное комплексное исследование по обоснованию коэффициента битумоотдачи. Предлагаемая ими цифра (0,28) с точки зрения чисто "нефтяного мышления" не вызывает возражений. Однако в расчетах не учтена специфика резервуаров битумных залежей и характера динамических процессов в них. Недоучет этих данных по вышеописанным причинам реально приведет к снижению предлагаемой цифры коэффициента битумоотдачи за счет дополнительных потерь, с которыми предложено бороться в описываемом способе.

Установлено, что применяемая сейчас 5- или 7-точечная система размещения скважин в элементах не обеспечивает полноты извлечения битума. Положение усугубляется поэтапным вводом элементов по мере их выработки без компенсирующей закачки попутных вод в пределах уже выработанных элементов. Существующая ситуация приводит к невозможности при применяемой системе избежать потерь при обратных непроизводительных перетоках битумов в уже выработанные участки залежи и создать направленные потоки флюидов.

В целях повышения эффективности компенсационной закачки попутных вод ее осуществляют непосредственно в выработанный участок продуктивного пласта, а не в подошву залежи. Установлено, что подток воды из водоносного песчаника в выработанный продуктивный пласт, представленный рыхлыми песками в силу различия коллекторских свойств, идет медленнее, чем обратные перетоки разогретых битумов в пределах продуктивного пласта. Контакт охлажденной воды с битумами приводит к существенному замедлению их движения или даже остановке в результате закупоривания пор.

Таким образом, предлагаемый способ с помощью рядов скважин со сменной функцией и регулирования давления и теплового баланса в пласте создает возможность регулировать направленность движения флюидов в резервуаре залежи.

На опытном участке Олимпиадовской залежи, предполагаемой к введению в разработку, подсчитаны запасы и обоснован коэффициент битумоотдачи. Залежь приурочена к структуре с резко различающимися осями разделяемой небольшим прогибом, где развиты песчаники с ухудшенными коллекторскими свойствами по сравнению с рыхлыми песками прикупольных частей резервуара.

На основании излагаемого способа предлагаются следующие мероприятия: разбуривают участок по линейной системе рядов скважин, располагая их перпендикулярно длинной оси резервуара залежи с расстоянием между рядами 50-70 м и между скважинами в рядах 50-70 м) (фиг. 2в).

В случае материально-технической возможности начинают разработку залежи с двух прикупольных участков резервуара, где в два нулевых ряда производят закачку тепло- и химреагентов. Первые ряды являются эксплуатационными. По мере их истощения их переводят под нагнетанием тепло- и химреагентов, а второй ряд начинает давать продукцию. Нулевой ряд переводят под компенсационную закачку в отработанный пласт попутной воды, выравнивая в нем давление до пластового. Перемещают последовательно по мере выработки пласта в эксплуатационных скважинах объекты закачки тепло- и химреагентов и создают условия для направленного движения фронта теплового потока, обеспечивают одновременно поддержание пластового давления и охлаждение пласта в тыловой части. Обеспечивают регулярный (поквартальный) контроль за движением флюидов с помощью съемки потенциалов электрического поля (3). Съемка основана на измерении на дневной поверхности техногенных электрических потенциалов, возникающих в зоне теплового воздействия.

В случае округлой формы резервуаров залежи ряды скважин размещают концентрическими кольцами, расходящимися к его периферии. Расстояние между рядами и скважинами соблюдают также в 50-80 м, при этом учитывают увеличение диаметра окружности расходящихся рядов скважин и добавляют в каждом новом ряду точки скважин с целью сохранения расстояния между ними в ряду.

По мере прохождения теплового фронта через новые ряды выполняют аналогичные начальному мероприятия по смене функций скважин.

Источники информации

1. US N 4124071, кл. E 21 B 43/24, 07.11.78.

2. Напалков В. Н. и др. Динамика фильтрационных процессов в резервуаре Амальчинского битумного месторождения на начальной стадии его разработки. Геология и разведка нефтебитумных комплексов. Казань, изд-во КГЧ, 1995.