Способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой
Владельцы патента RU 2365748:
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти и имеющих подстилающий залежь водоносный пласт. Технической задачей изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи пласта за счет увеличения темпа прогрева продуктивного пласта, содержащего подстилающий водоносный пласт, площади охвата выработки продуктивного пласта, а также упрощение способа. Сущность изобретения: вскрывают залежь вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами. Вводят в эксплуатацию 13-точечный обращенный элемент разработки, состоящий из одной нагнетательной, расположенной в центре элемента, и 12-ти добывающих скважин, расположенных по внутренней и внешней концентрическим орбитам. Циклически закачивают теплоноситель и отбирают продукцию через добывающие скважины. Залежь вскрывают до водоносного пласта. Закачку теплоносителя осуществляют в водоносный пласт через нагнетательную скважину и циклически через добывающие. При этом в начальный период эксплуатации залежи производят перевод первой пары радиально расположенных добывающих скважин под закачку теплоносителя в водоносный пласт до момента выравнивания средней температуры в водоносном пласте с температурой закачиваемого теплоносителя с темпом, обеспечивающим выравнивание скорости фильтрационного потока, инициированного работой основной нагнетательной скважины, и скорости продвижения фронта прогрева. Затем прекращают закачку теплоносителя в водоносный пласт через пару радиально расположенных добывающих скважин, производят остановку работы и выдержку добывающих скважин, через которые осуществляли закачку теплоносителя до выравнивания температуры в водоносной и нефтеносной частях залежи. Затем добывающие скважины, через которые осуществляли закачку теплоносителя, пускают под отбор продукции и переходят к переводу под нагнетание следующей пары радиально расположенных добывающих скважин. 2 табл., 5 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти и имеющих подстилающий залежь водоносный пласт.
Известен способ извлечения вязкой нефти из залежи (а.с. №1744998, МПК E21B 43/24, опубл. 20.12.1995, бюл. №35), включающий вскрытие залежи сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, закачку теплоносителя циклически в три этапа: на первом этапе теплоноситель закачивают одновременно через центральную нагнетательную скважину и добывающие скважины, расположенные через одну, из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции, на втором этапе добывающие скважины, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, добывающие скважины, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя, на третьем этапе добывающие скважины, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции. Способ позволяет повысить конечное нефтеизвлечение. Однако известный способ из-за необходимости создания гидродинамической связи между скважинами будет иметь значительные тепловые потери.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (пат. РФ №2153066, МПК E21B 43/24, опубл. 20.07.2000, бюл. №20), включающий вскрытие залежи добывающими и нагнетательными скважинами по равномерной треугольной сетке с формированием площадных 13-точечных обращенных элементов разработки по шесть скважин в каждом концентрическом ряду, закачку теплоносителя в режиме паротеплового воздействия циклически, отбор продукции через добывающие скважины. Закачку каждого цикла осуществляют в три этапа: на первом этапе закачку теплоносителя через центральную нагнетательную скважину ведут в низкопроницаемые пласты, через добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, закачку теплоносителя ведут в низкопроницаемые пласты, из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции из всех пластов, на втором этапе закачку теплоносителя через центральную нагнетательную скважину ведут в низкопроницаемые пласты, переводят добывающие скважины внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и отбирают продукцию из низкопроницаемых пластов, переводят добывающие скважины внешнего кольца, из которых вели отбор продукции, на закачку теплоносителя и закачивают теплоноситель во все пласты, из добывающих скважин внутреннего кольца отбирают продукцию из всех пластов, на третьем этапе закачку теплоносителя через центральную нагнетательную скважину ведут в низкопроницаемые пласты, переводят добывающие скважины, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и отбирают продукцию из низкопроницаемых пластов через скважины, в которые закачивали теплоноситель в низкопроницаемые пласты, и отбирают продукцию из всех пластов из скважин, в которые закачивали теплоноситель во все пласты, из добывающих скважин внутреннего кольца отбирают продукцию из всех пластов. Способ обеспечивает повышение нефтеотдачи на поздней стадии разработки многопластовой неоднородной залежи. Недостатком способа является то, что темпы выработки залежи нефти низкие, т.к. закачка и отбор производятся преимущественно через низкопроницаемые коллекторы продуктивного пласта. Из-за низкого охвата пласта воздействием, обусловленного отсутствием конвективной теплопередачи по пласту, темпы прогрева пласта незначительны и процесс разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, становится недостаточно эффективным. Выработка запасов высоковязкой нефти в периферийной зоне пласта вблизи контура водонефтяного контакта является невысокой.
Технической задачей изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи пласта за счет увеличения темпа прогрева продуктивного пласта, содержащего подстилающий водоносный пласт, площади охвата выработки продуктивного пласта, а также упрощение осуществления способа, повышение стабильности его осуществления и расширение ассортимента технологических возможностей способов разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, включающим вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, ввод в эксплуатацию 13-точечного обращенного элемента разработки, состоящего из одной нагнетательной, расположенной в центре элемента, и 12-ти добывающих скважин, расположенных по внутренней и внешней концентрическим орбитам, циклическую закачку теплоносителя и отбор продукции через добывающие скважины.
Новым является то, что вскрытие залежи осуществляют до водоносного пласта, закачку теплоносителя осуществляют в водоносный пласт через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, при этом в начальный период эксплуатации залежи производят перевод первой пары радиально расположенных добывающих скважин под закачку теплоносителя в водоносный пласт до момента выравнивания средней температуры в водоносном пласте с температурой закачиваемого теплоносителя с темпом, обеспечивающим выравнивание скорости фильтрационного потока, инициированного работой основной нагнетательной скважины, и скорости продвижения фронта прогрева, затем прекращают закачку теплоносителя в водоносный пласт через первую пару радиально расположенных добывающих скважин, производят остановку работы и выдержку добывающих скважин, через которые осуществляли закачку теплоносителя, до выравнивания температуры в водоносной и нефтеносной частях залежи, затем добывающие скважины, через которые осуществляли закачку теплоносителя, пускают под отбор продукции и переходят к переводу под нагнетание следующей пары радиально расположенных добывающих скважин.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Выделяют участки залежи, подстилаемые водой. Производят вскрытие залежи высоковязкой нефти (с вязкостью в начальных пластовых условиях не ниже 30 мПа·с) равномерной треугольной сеткой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин до водоносного пласта с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной нагнетательной скважиной и по шесть добывающих скважин в двух концентрических рядах (фиг.1).
Осуществляют исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых пластов по всему разрезу добывающих скважин, выделяют продуктивные и водоносные зоны, осуществляют перфорацию в зоне продуктивного и водоносного пластов, затем в добывающие скважины спускают насосно-компрессорные трубы, снабженные пакерами, установленными между зонами перфорации. Используемый при разработке залежей высоковязких нефтей теплоноситель, будь то горячая вода или пар, обладает большей удельной теплоемкостью и большей теплопроводностью в сравнении с аналогичными свойствами пластовой нефти. Большей теплопроводностью обладают и пластовые воды. Соотношение теплопроводности пластовых вод и высоковязкой нефти равно примерно 4 к 1 в пользу пластовых вод. Следовательно, разработку залежи высоковязкой нефти, содержащей водоносный пласт, целесообразно начинать с прогрева последнего. Закачку теплоносителя осуществляют в водоносный пласт через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, при этом в начальный период эксплуатации залежи производят перевод первой пары радиально расположенных добывающих скважин под закачку теплоносителя в водоносный пласт. Нагнетание теплоносителя проводят, например, с помощью передвижных паронагнетательных установок. В качестве теплоносителя используют, например горячую воду, пар и т.д. с температурой от 80 до 350°С. Температуру теплоносителя выбирают в зависимости от физико-геологических условий пласта, особенностей цементного крепления скважин, а также от технических возможностей парогенераторов, осуществляющих производство (подготовку) теплоносителя. Закачку осуществляют до момента выравнивания средней температуры в водоносном пласте с температурой закачиваемого теплоносителя с темпом, обеспечивающим выравнивание скорости фильтрационного потока, инициированного работой основной нагнетательной скважины, и скорости продвижения фронта прогрева. Контроль за изменением температуры в пласте производят с помощью промыслового термометра для измерения пластовой температуры, например термометр отечественного производства УКТ-38. Отбор продукции осуществляют через остальные добывающие скважины, в данный момент не подвергшиеся переводу под нагнетание. Затем прекращают закачку теплоносителя в водоносный пласт через первую пару радиально расположенных добывающих скважин, изолируют водоносную зону и производят остановку работы с последующей выдержкой добывающих скважин, через которые осуществляли закачку теплоносителя до выравнивания температуры в водоносной и нефтеносной частях залежи. Затем добывающие скважины, через которые осуществляли закачку теплоносителя, пускают под отбор продукции и переходят к переводу под нагнетание следующей пары радиально расположенных добывающих скважин.
Механизм протекания процессов теплопередачи и теплообмена в пласте при воздействии на него закачкой теплоносителя, способствующий значительному повышению дебита добывающих скважин на начальном этапе разработки, следующий: при закачке теплоносителя в водоносный пласт происходит постепенное расширение фронта прогрева сначала в водоносном пласте, а затем, по мере продвижения температурного фронта в вертикальном направлении, начинается прогрев нефтеносного пласта. Для обеспечения движения фильтрационных потоков нефти от забоя нагнетательной скважины к забоям добывающих скважин производят закачку вытесняющего агента, чем одновременно является теплоноситель, в нефтеносный пласт. Таким образом, заявляемый способ обеспечивает увеличение темпа прогрева продуктивного пласта, содержащего подстилающий водоносный пласт, площади охвата выработки продуктивного пласта и, как следствие, повышение эффективности нефтеотдачи пласта. Также упрощается осуществление способа, повышается стабильность его осуществления и расширяется ассортимент технологических возможностей способов разработки залежи высоковязкой нефти.
Анализ существенных признаков предлагаемого изобретения и наиболее близких решений позволяет сделать вывод о соответствии предложения критерию «новизна» и «изобретательский уровень».
Эффективность заявляемого метода была проверена с помощью расчетов распределения температуры в водоносной и нефтеносной частях залежи, изменения вязкости пластовой нефти по каждому циклу нагнетания теплоносителя в водоносный пласт и отбора продукции, проведенных в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG (Канада). Для расчетов использовали данные геологических и гидродинамических исследований в скважинах, структурные карты, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, показатели вязкости нефти, пористости, проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин по площади залежи и начальных балансовых запасов. По данным расчетов определили, что закачка теплоносителя через нагнетательную скважину и циклическая закачка теплоносителя через каждую пару радиально расположенных добывающих скважин в водоносный пласт за 10-15 суток обеспечивает выравнивание средней температуры в водоносном пласте с температурой закачиваемого теплоносителя, обеспечивающей выравнивание скорости фильтрационного потока, инициированного работой основной нагнетательной скважины, и скорости продвижения фронта прогрева. Остановка и выдержка добывающих скважин, через которые осуществляли закачку теплоносителя, в течение 10-15 суток позволяет выравнивать температуры в водоносной и нефтеносной частях залежи. Расчеты геогидродинамического моделирования дают возможность эффективно контролировать и корректировать длительность цикла закачки, остановки и отбора продукции при разработке залежи высоковязкой нефти с водоносным пластом для каждого конкретного случая.
На фиг.1 представлена схема размещения 13-точечного элемента с размещенной в центре нагнетательной скважиной.
На фиг.2 показано объемное трехмерное изображение этого же элемента скважин и вскрываемого им нефтеносного и водоносного пластов.
На фиг.3 и фиг.4 показаны картины распределения пластовой температуры и вязкости пластовой нефти, соответственно, к концу первого года работы модели при организации циклического перевода добывающих скважин под нагнетание теплоносителя в водоносный пласт.
На фиг.5 показан график суммарных по всем добывающим скважинам суточных дебитов по нефти, полученных в случае применения предлагаемого способа за первый год работы.
Как видно из графиков, представленных на фиг.3-5, осуществление заявляемого способа разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, позволяет существенно увеличить темп прогрева продуктивного пласта, содержащего подстилающий водоносный пласт, увеличить площадь охвата выработки продуктивного пласта и тем самым достичь более высоких дебитов по нефти уже на ранней стадии разработки залежей высоковязких нефтей. Следует также отметить, что заявляемый способ достаточно прост в осуществлении, обладает стабильностью его осуществления.
Пример конкретного выполнения
На участке залежи высоковязкой нефти, характеризующемся наличием подстилающим залежь водоносного пласта, по проектной сетке 400×400 м разбурили добывающие и нагнетательные вертикальные скважины до водоносного пласта. Осуществили их обустройство. Уточнили толщины эффективных нефтенасыщенных зон и водоносных зон, коллекторские и тепловые свойства вскрытых пластов. На основании изученных и уточненных коллекторских свойств в программном комплексе геологического моделирования Irap RMS была построена стационарная геологическая модель пласта, включающая нефтенасыщенную и подстилающую ее водонасыщенную области (фиг.1). Участок разработки залежи, на котором была смоделирована заявляемая технология, имеет геометрические размеры 375×275×24 м. Мощность нефтенасыщенной части пласта 13,6 м, мощность водоносного пласта - 11,4 м. При трехмерном (3D) двухфазном (нефть-вода) моделировании элемент разработки аппроксимирован сеточной областью размерностью 15×11×40 элементарных ячеек. Размеры ячеек по латерали составляют 25×25 м, по вертикали - 0,6 м. Заложенные в модель геолого-физические параметры моделиуемой залежи приведены в таблицах 1, 2.
| Таблица 1 | |
| Геолого-физические характеристики моделируемого эксплуатационного объекта | |
| Параметр | Числовое значение |
| Средняя глубина залегания, м | 88,5 |
| Тип залежи | массивный |
| Тип коллектора | поровый |
| Общая площадь нефтеносности, тыс.м2 | 2061,38 |
| Средняя общая толщина, м | 26,5 |
| Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 9,5 |
| Пористость, д.ед. | 0,306 |
| Нефтенасыщенность, д.ед. | 0,704 |
| Начальные балансовые запасы нефти, тыс.тонн | 1092,00 |
| Проницаемость, мкм2, по керну | 1,06 |
| Коэффициент песчанистости, д.ед. | 0,97 |
| Коэффициент расчлененности, д.ед. | 1,49 |
| Начальная пластовая температура, °С | 8,0 |
| Начальное пластовое давление, мПа | 0,45 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с | 3500,0 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 | 961,0 |
| Объемный коэффициент нефти, д.ед. | 1,0 |
| Содержание серы в нефти, % | 4,7 |
| Содержание парафина в нефти, % | 1,6 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с | 1,53 |
| Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 | 1002,6 |
| Коэффициент нефтеизвлечения, д.ед. | 0,272 |
| Таблица 2 | |||
| Геолого-физические характеристики области, соответствующей моделируемому 13-точечному элементу | |||
| Параметр | Числовое значение | ||
| Разрабатываемый элемент | Нефтеносная часть | Водоносная часть | |
| Площадь нефтеносности, тыс.м2 | 103,125 | - | - |
| Средняя пористость, д.ед. | 0,21 | 0,28 | 0,10 |
| Средняя нефтенасыщенность, д.ед. | 0,48 | 0,80 | 0,01 |
| Начальные балансовые запасы нефти, тыс. тонн | 303,11 | 300,28 | 2,83 |
| Средняя проницаемость, мкм2 | 0,792 | 1,056 | 0,404 |
Ввели в эксплуатацию 13-точечные обращенные элементы разработки. Каждый элемент состоит из одной нагнетательной, расположенной в центре элемента, и 12-ти добывающих скважин, расположенных по внутренней и внешней концентрическим орбитам. По расчетам геогидродинамического моделирования для данной залежи уточнили эффективный период закачки и остановки скважин. В качестве теплоносителя использовалась горячая вода с температурой 80°С. Закачку теплоносителя в водоносный пласт осуществляли с помощью передвижных паронагнетательных установок через нагнетательную скважину (1) и через первую пару (2, 3) радиально расположенных добывающих скважин в течение 14 дней. Темп нагнетания составил в среднем 250 м3/сутки. Отбор продукции вели через оставшиеся добывающие скважины элемента разработки. Контроль за изменением пластовой температуры по модели может быть осуществлен на основе анализа двумерного и трехмерного изображения распределения пластовой температуры. Возможности для получения изображения распределения в выходном файле модели предоставляет, в частности, и программный комплекс CMG. Двумерное и трехмерное изображение распределения температуры позволяет получать информацию о температуре в любой ячейке моделируемого объекта в любой заданный во входном файле момент времени. При достижении средней температуры в водоносном пласте, равной 80°С, и темпа закачки, равного 250 м3/сутки, при котором произошло выравнивание скорости фильтрационного потока, инициированного работой основной нагнетательной скважины, и скорости продвижения фронта прогрева, прекратили закачку теплоносителя в водоносный пласт через первую пару радиально расположенных добывающих скважин. Остановили и оставили на технологическую выдержку добывающие скважины (2, 3), через которые осуществляли закачку теплоносителя. За 14 дней распределение температуры в водоносной и нефтеносной частях залежи стало однородным. После чего добывающие скважины, через которые осуществляли закачку теплоносителя, пустили под отбор продукции, а следующую пару (4, 5) радиально расположенных добывающих скважин перевели под нагнетание теплоносителя. Таким образом, все добывающие скважины (6, 7; 8, 9; 10, 11) циклически переводили под закачку теплоносителя и остановку для технологической выдержки в течение 6 месяцев. За первый год разработки залежи каждая добывающая скважина была дважды переведена под закачку теплоносителя в водоносный пласт.
При необходимости изменяют режимы циклической закачки пара, период технологической выдержки скважин, циклический отбор продукции из добывающих скважин. Такой подход позволяет постоянно контролировать численные расчеты и согласовывать получаемые результаты с реальной технологической ситуацией. На фиг.3, 4 приводятся результаты распределения пластовой температуры и вязкости пластовой нефти, соответственно, к концу первого года работы модели при организации циклического перевода добывающих скважин под нагнетание теплоносителя в водоносный пласт.
На фиг.5 показан график суммарных по всем добывающим скважинам суточных дебитов по нефти, полученных в случае применения способа, заявленного данным изобретением, в первый год работы модели. При расчете в случае применения циклического перевода добывающих скважин под закачку теплоносителя в водоносный пласт в течение первых трех лет разработки залежи конечный коэффициент нефтеизвлечения после 40 лет разработки объекта составил 33,16%. Для сравнения с известным способом извлечения вязкой нефти из залежи были проведены расчеты распределения температуры в водоносной и нефтеносной частях залежи, изменения вязкости пластовой нефти по каждому циклу нагнетания теплоносителя в водоносный пласт и отбора продукции, проведенных в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG (Канада), при геолого-физических параметрах пласта, приведенных в таблицах 1 и 2, но с начальной вязкостью нефти в 85 мПа·с, заявленной в рассматриваемом аналоге. Расчеты по заявляемому способу были проведены на период разработки сроком 40 лет. По результатам этих расчетов конечный коэффициент нефтеизвлечения составил 52,8%, что на 6,1% больше, чем в рассматриваемом аналоге.
Расчеты также показали, что эффективность прогрева призабойной зоны добывающих скважин при циклическом переводе добывающих скважин под закачку теплоносителя в подстилающий водоносный пласт обеспечивается в течение первых трех лет разработки залежи высоковязкой нефти. Затем после осуществления циклов перевода добывающих скважин под нагнетание теплоносителя в водоносный пласт залежь разрабатывается в обычном режиме, при котором нагнетательная скважина работает на нагнетание теплоносителя в пласт, через все добывающие скважины осуществляется отбор продукции.
Вследствие увеличения темпа прогрева продуктивного пласта, содержащего подстилающий водоносный пласт, площади охвата выработки продуктивного пласта, повышения пластового давления обеспечивается рост среднесуточных дебитов по нефти. Заявляемый способ прост в исполнении.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, включающий вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, ввод в эксплуатацию 13-точечного обращенного элемента разработки, состоящего из одной нагнетательной, расположенной в центре элемента, и 12-ти добывающих скважин, расположенных по внутренней и внешней концентрическим орбитам, циклическую закачку теплоносителя и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что вскрытие залежи осуществляют до водоносного пласта, закачку теплоносителя осуществляют в водоносный пласт через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, при этом в начальный период эксплуатации залежи производят перевод первой пары радиально расположенных добывающих скважин под закачку теплоносителя в водоносный пласт до момента выравнивания средней температуры в водоносном пласте с температурой закачиваемого теплоносителя, с темпом, обеспечивающим выравнивание скорости фильтрационного потока, инициированного работой основной нагнетательной скважины, и скорости продвижения фронта прогрева, затем прекращают закачку теплоносителя в водоносный пласт через первую пару радиально расположенных добывающих скважин, производят остановку работы и выдержку добывающих скважин, через которые осуществляли закачку теплоносителя до выравнивания температуры в водоносной и нефтеносной частях залежи, затем добывающие скважины, через которые осуществляли закачку теплоносителя, пускают под отбор продукции и переходят к переводу под нагнетание следующей пары радиально расположенных добывающих скважин.
