Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума

Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки тяжелых нефтей и природных битумов, и может быть использовано при добыче высоковязких нефтей (ВВН) и битумов, содержащих подстилающий водоносный пласт, с тепловым воздействием на пласт.

Известен способ разработки нефтяной залежи [см. а.с. СССР №863841, кл. Е 21 В 43/24, от 26.12.79 г., опубл. БИ №34 за 1981 г.], включающий заполнение высокопроницаемых зон теплоизолирующим агентом, последующую закачку в продуктивный пласт теплоносителя.

Способ позволяет несколько повысить эффективность разработки месторождений ВВН и битумов за счет уменьшения потери тепла из пласта в кровлю и подошву.

Недостатком способа является то, что при низком пластовом давлении и большой неоднородности продуктивного пласта происходят интенсивные потери тепла за счет прорыва теплоносителя по наиболее проницаемым пропласткам, а также перераспределение тепла под действием сил гравитации в кровлю и подошву, в результате чего эффективность разработки резко снижается, требуется большой расход теплоносителя и, как следствие, высокие энергозатраты.

Известен также способ разработки битумного месторождения [см. пат. RU №2225942, кл. Е 21 В 43/24, от 29.07.2002, опубл. БИ №8 за 2004], включающий бурение нагнетательной скважины, закачку теплоносителя в пласт и добычу продукции из пласта, при этом сначала определяют оптимальный размер центрального добычного элемента, в центре которого бурят добывающую скважину, нагнетательные скважины располагают на расстоянии 10-12 м от центральной и на 180° друг от друга с направленным теплопотоком на добывающую скважину и дренажную скважину с забоем ниже битуминозного пласта, причем располагают ее в непосредственной близости от центральной добывающей скважины и оборудуют погружным насосом, после чего через дренажную скважину производят откачку пластовой воды, осушают пласт, а через нагнетательную скважину подают парогаз, нагревают пласт до добычной вязкости битума и производят отбор битума через добывающую скважину, причем после отбора 1/3 объема битума дренаж воды прекращают, а отбор битума из добывающей скважины продолжают, создают эффект внутриконтурного заводнения и после охлаждения пласта цикл повторяют, затем после отработки первого элемента теплонагревательные скважины используют для разогрева битума на следующих двух элементах, примыкающих к центральному, причем для создания направленного теплопотока нагнетательные скважины снабжают трубой, перфорированной в секторе 90° окружности трубы, и по мере выработки добычного элемента направление теплопотоков в нагнетательные скважины изменяют, а количество дренажных скважин увеличивают в зависимости от пьезопроводности битуминозных песчаников.

Способ позволяет увеличить эффективность вытеснения битума за счет непосредственного воздействия на него. Однако он является сложным и трудоемким в исполнении, требует больших материальных и энергетических затрат как на осуществление, т.к. не используется существующая сетка скважин, так и на обустройство.

Кроме того, в пластовых условиях при откачке воды из подстилающего пласта, даже при плотной сетке скважин, практически невозможно компенсировать ее поступление из законтура добычной ячейки без создания какого-либо искусственного барьера. К тому же, будет падать и так низкое пластовое давление битумного пласта, в результате чего потребуется создавать дополнительный подпор для продвижения битума к забою добывающих скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [см. пат. RU №1694872, кл. Е 21 В 43/24, от 07.08.89 г., опубл. БИ №44 за 1991 г.], включающий вскрытие продуктивного пласта скважинами и оборудование их электродами, подачу к электродам электрического тока и добычу нефти через скважины, при этом скважины добуривают до водоносного пласта, электроды опускают ниже уровня водонефтяного контакта и в зависимости от степени минерализации и давления пластовых вод устанавливают величину напряжения тока на электродах, обеспечивающую прогрев водоносного пласта до температуры 130-150°С и вытеснение нефти из вышележащего продуктивного пласта, причем с целью увеличения темпов разработки месторождения увеличивают величину напряжения, обеспечивая повышение температуры выше точки кипения пластовой воды, и поддерживают процесс кипения до полного вытеснения нефти, а степень минерализации пластовых вод определяют на стадии геологоразведочных работ.

Способ позволяет повысить эффективность разработки залежей ВВН и битумов, содержащих подстилающий водоносный слой за счет постепенного прогрева вышележащих продуктивных пластов и формирования в них температурного фронта, перемещающегося в направлении фильтрации теплоносителя.

Недостатком способа являются высокие энергетические затраты, во-первых, связанные с продолжительностью образования теплоносителя в пласте вследствие его высокой теплопроводности (1,5-2,00 Вт/(м·К) и уходом образующегося тепла за счет конвективного и кондуктивного переноса за область воздействия, во-вторых, осуществление данного процесса в масштабах пласта потребует больших затрат электроэнергии, т.е. при расчете не учитываются потери тепла на прогрев окружающих пород за областью воздействия.

Известный способ не учитывает также геолого-физическое строение пласта, например, в случае, когда водоносный пласт имеет большую толщину и подстилается высокотеплопроводными породами, поднять температуру подстилающего водоносного пласта до температуры кипения, не подняв при этом температуру нижележащих пластов до данной температуры, нельзя, так как при этом тепловое равновесие не будет достигнуто из-за тепловых потерь в подошву, т.е. известный способ не учитывает тепловые потери в начале процесса, а принимает идеализированную схему теплового воздействия в, практически, теплоизолированном пласте. В результате того, что теплопроводность насыщенных битумом и ВВН пластов ниже водонасыщенных, а в ряде случаев и теплопроводности подстилающей покрышки, эффективность теплового воздействия останется низкой.

Кроме того, известный способ является сложным и трудоемким, имеет ограниченность применения, т.к. при общепринятой сетке скважин при тепловом воздействии (100×100 м²) прогрев пласта практически неосуществим, т.е. применять его в чистом виде нельзя - требуется доработка со всеми вытекающими последствиями.

Решаемая техническая задача состоит в повышении эффективности нефтеотдачи пласта за счет снижения тепловых потерь при разработке месторождений ВВН и битумов, содержащих подстилающий водоносный пласт, при тепловом воздействии на битумный пласт, а также снижении материальных и энергетических затрат, упрощении и доступности при осуществлении.

Поставленная техническая задача достигается описываемым способом разработки месторождений высоковязких нефтей или битума, включающим бурение нагнетательной скважины, исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, нагрев битумного пласта теплоносителем и добычу битума через добывающие скважины.

Новым является то, что исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов осуществляют по всему разрезу нагнетательной скважины, выделяют зоны, приуроченные к битуминозной и водонасыщенной толще, проводят перфорацию зон, приуроченных к битумной толще и ниже водобитумного контакта с учетом темпа закачки теплоносителя в водонасыщенную зону, затем в нагнетательную скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб (НКТ), снабженных пакерами, установленными между зонами перфорации и над зоной битумной толщи, затем производят теплоизоляцию теплоизолирующим составом водонасыщенной зоны и прогрев битумной толщи, причем закачку теплоизолирующего состава и теплоносителя осуществляют одновременно, при этом закачку теплоизолирующего состава производят по первому ряду насосно-компрессорных труб, спущенных до нижнего интервала перфорации, а теплоносителя по второму, спущенному до интервала перфорации водобитумного контакта.

Заявляемая совокупность отличительных признаков позволяет повысить эффективность нефтеотдачи битумного пласта за счет снижения тепловых потерь в подстилающий водоносный пласт и, как следствие, снизить материальные и энергетические затраты на осуществление способа, при этом

1) производить комплексное исследование тепловых и коллекторских свойств разреза пласта вскрытой скважиной;

2) производить изоляцию пластов с хорошими тепловыми свойствами в областях, определенных по исследованию, в прикровельной или приподошвенной части с учетом возможных тепловых потерь;

3) избежать проблемы низкого темпа ввода теплоносителя (т.к. величина тепловых потерь напрямую зависит от темпа ввода теплоносителя в пласт) из-за кольматации пор при тепловом воздействии путем закачки теплоносителя, а также в водоносную область ниже водобитумного контакта.

4) производить непосредственное регулирование подачи теплоносителя и теплоизолирующего состава непосредственно, исходя из условий протекания процесса теплового воздействия.

Предлагаемый способ разработки месторождений ВВН или битума является приемлемым в осуществлении, более простым и доступным.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию изобретения "изобретательский уровень".

На фиг.1 показана принципиальная схема осуществления предлагаемого способа разработки месторождений ВВН или битума.

На фиг.2 схематично показано изменение свойств по разрезу пласта до и после закачки теплоизолирующего состава.

На фиг.3 приведена характеристика коллекторских и тепловых свойств по разрезу.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Бурят вертикальную скважину, вскрывая при этом весь геологический разрез пластов. Производят исследование коллекторских и тепловых свойств пластов в разрезе вскрывшего горизонта с целью определения пластов с лучшими свойствами с точки зрения закачки теплоносителя. На основании этого выбирают пласт для закачки теплоносителя (см. фиг.3).

В геологическом разрезе пластов по горизонту высокими тепловыми и коллекторскими свойствами обладает водоносный пласт (фиг.3), потому что, во-первых, не происходит снижения приемистости вследствие кольматирования пор в процессе теплового воздействия, во-вторых, в силу лучших свойств скорость распространения теплового фронта будет выше. Однако при толщинах, превышающих минимально допустимую толщину для закачки теплоносителя с заданным темпом, в результате теплового воздействия будут возрастать тепловые потери, связанные с необходимостью прогрева всей водоносной толщи, и способ будет иметь высокую энергоемкость.

Для предотвращения прогрева всей водоносной толщи одновременно с закачкой теплоносителя в битумный пласт создают тепловой экран в водоносном пласте - ниже зоны, обеспечивающей допустимую приемистость теплоносителя. В качестве теплоизолирующего состава (ТИС) выбирают вещества, обладающие низкими тепловыми свойствами и обеспечивающие надежную изоляцию для обеспечения неконтролируемого выхода теплоносителя в водоносный пласт. Причем в процессе воздействия в зависимости от конкретных коллекторских свойств пластов и приемистости возможно регулирование закачки теплоизолирующего состава и теплоносителя.

Технически задача одновременной закачки теплоносителя и теплоизолирующего состава решается следующим путем (см. фиг.1). Производят перфорацию зон, приуроченных к битумной толще и ниже водобитумного контакта с учетом темпа закачки теплоносителя, который определяют по данным исследования скважин, и темп ограничивается производительностью парогенераторной установки. Затем ниже данного участка в водонасыщенной зоне с учетом установки пакера производят перфорацию для закачки теплоизолирующего состава. В скважину спускают два ряда концентрично расположенных насосно-компрессорных труб. Причем внутренний - первый ряд спускают до нижнего интервала перфорации для закачки теплоизолирующего состава, а межтрубное пространство герметизируют пакером. По кольцевому пространству между первым и вторым рядами труб - второму ряду, спущенных до интервала перфорации водобитумного контакта, производят закачку пара, причем для уменьшения тепловых потерь по стволу и сохранения целостности обсадной колонны пространство между обсадной колонной и вторым рядом насосно-компрессорных труб также герметизируют пакером. Далее переходят к закачке агентов.

В начальный момент создают условия для закачки теплоизолирующего состава, в зависимости от его физико-химических свойств, теплоносителем нагревают призабойную зону и создают температуру, обеспечивающую продвижение теплоизолирующего состава в глубь пласта.

Затем после достижения заданной температуры начинают закачивать теплоизолирующий состав. Темп закачки пара и ТИС регулируют в зависимости от условий протекания процесса, в частности от изменения приемистости пластов.

Закачку теплоносителя и теплоизолирующего состава осуществляют с поверхности теплогенерирующей установкой (парогенератор, парогазогенератор и т.др.) и агрегатами ЦА320, АН500, АН600 или др., возможно совместно с компрессором в зависимости от конкретного ТИС. Механизм действия теплоизолирующего состава заключается в перераспределении теплоносителя на неотработанные участки пласта после изоляции отработанных участков теплоизолирующим составом. Т.е. после закачки теплоизолирующего состава происходит нагрев участков пласта, неохваченных закачкой теплоизолирующего состава, пока условия в этих участках не позволят проникнуть в эту область теплоизолирующему составу, а это произойдет после выработки данного участка пласта. Процесс замещения вытесненного битума теплоизолирующим составом будет осуществляться по мере выработки пласта и регулироваться соотношением закачки теплоизолирующего состава и теплоносителя.

Закачку теплоносителя производят до выработки извлекаемых запасов битума на рентабельном уровне - до эффективности нефтеотдачи, закачку теплоизолирующего состава продолжают непрерывно с закачкой теплоносителя с регулированием их темпа закачки по мере выработки пластов.

Пример конкретного выполнения способа для условий одной из скважин Мордово-Кармальского битумного месторождения.

В результате исследования коллекторских и тепловых свойств была получена характеристика этих свойств по разрезу скважины, вскрывшей пласт, представленная в виде графика (см. фиг.3). Согласно полученным данным, наилучшими тепловыми свойствами обладают водонасыщенные пласты, подстилающие битуминозную толщу, имея при этом хорошую проницаемость (теплопроводность для водоносного пласта изменяется от 1,25 до 1,85 Вт/(м·К), проницаемость от 0,4 до 0,2·10^-12 м²). К тому же данный водоносный пласт подстилается пропластком сильноизвестковистого песчаника, обладающего еще большей теплопроводностью (до 2,25 Вт/(м·К)), но меньшей проницаемостью 0,001·10^-12 м², способствующей дополнительной потере тепла. Битуминозная часть пласта, обладая большой проницаемостью (порядка 0,45·10^-12 м²), имеет низкую начальную приемистость из-за большой вязкости битума, который в результате теплового воздействия кольматирует поры пласта, что нарушает темп закачки теплоносителя. Толщина битумной части составляет 7,5 м. Толщина водоносного пласта от водобитумного контакта до подстилающего пласта составляет 5,6 м. В качестве теплоносителя использовали пар. Расчеты показали, что при проницаемости коллектора в верхнем интервале 0,2-0,45·10^-12 м² для закачки пара парогенератором ППГУ производительностью 4 т/ч достаточной толщиной вскрытия водоносного пласта является 1 м при давлении закачки 3 МПа. Спуск колонны НКТ с пакером производили на 2 м ниже области закачки пара в область, предварительно перфорированную на том же расстоянии от верхних перфорационных отверстий. Интервал второй области перфорации выбирали с учетом глубины ухудшения фильтрационных свойств - 2 м. Вторую колонну НКТ спускали до интервала верхних перфорационных отверстий, а межтрубное пространство изолировали пакером для сохранения целостности обсадной колонны. В качестве теплоизолирующего состава использовали водные растворы полимерных смесей, приготовленные на основе ГИПАНа (гидролизованный полиакрилонитрит) марки ВРП-ВО-44-60, обладающие температуростойкостью до 350°С с концентрацией полимера в водном растворе 0,5%. Раствор концентрации 0,5% при минимальных температурах ввода пара в пласт (100-127°С) имеет теплопроводность - 0,378 Вт/(м·К), вязкость - 2 МПа·с, при пластовых температурах 7-10°С - теплопроводность - 0,318 Вт/(м·К), вязкость - 12 МПа·с. Как известно, минимальная температура подвижности битума в пластовых условиях 50°С, при этой температуре раствор полимерной смеси имеет теплопроводность 0,361 Вт/(м·К) и вязкость 9 МПа·с.

Опыты показали, что при такой совокупности физико-химических свойств можно добиться наилучшего эффекта воздействия на пласт т.к.:

1) исключается гидроразрыв пласта за счет низкой начальной вязкости полимерной смеси при высокой температуре (уже при температуре 127°С вязкость 2 МПа·с);

2) надежно изолируется интервал тектонических нарушений и ненагретая область в результате проникновения в него полимерной смеси (с учетом начальной температуры пласта 7-10°С вязкость полимерной смеси 12 МПа·с, а теплопроводность 0,318 Вт/(м·К), к тому же опыты показали, что при фильтрации через пористую среду раствор полимера приобретает кажущуюся вязкость, которая в 10 раз выше исходной вязкости);

3) свойства раствора полимера способны изменять свою вязкость в широком диапазоне, в зависимости от температуры, позволяют создавать условия продвижения теплоизолирующего состава по мере прогрева битумного пласта;

4) свойства раствора полимера позволяют избежать потерь тепла в зоне, охваченной тепловым воздействием за счет низкой теплопроводности полимерного раствора относительно воды (см. фиг.2) (теплопроводность полимерного раствора во всем диапазоне температур на 25-30% ниже теплопроводности воды).

Для создания первоначального условия фильтрации прогрели призабойную зону до температуры 90°С на расстоянии 5 м от забоя скважины в течение 20 часов. Далее закачку полимера и пара осуществляли одновременно при начальных условиях закачки, пара с давлением 3 МПа при расходе 4 т/ч, раствора полимера также с давлением 3 МПа при расходе 53,3 м³/сут, соответственно.

Для контроля и регулирования протекания теплового воздействия на пласты непосредственно в процессе закачки теплоносителя циклически увеличивали расход полимерной смеси до величины, когда данная закачка приводила к изменению приемистости в области закачки пара, затем темп ввода полимерной смеси уменьшали, а темп закачки пара увеличивали до восстановления первоначальной приемистости. По мере закачки теплоносителя и вытеснения битума полимерный раствор проникал в отработанные участки пласта, изолируя их и исключая тепловые потери.

Скважины отреагировали на закачку пара уже через 1 месяц, при этом зафиксировано увеличение температуры в добывающих скважинах, что говорит об эффективности предлагаемого способа.

В результате опытно-промышленных работ дебиты добывающих скважин составили 3-5 т/сут, к тому же подход раствора полимера к добывающим скважинам зафиксировался снижением обводненности добываемого битума на 35%.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки месторождений высоковязких нефтей и битума складывается за счет повышения нефтеотдачи битумного пласта, снижения тепловых потерь в подстилающий водоносный пласт, а также материальных и энергетических затрат по сравнению с прототипом.

Способ разработки месторождений высоковязких нефтей или битума, включающий бурение нагнетательной скважины, исследование тепловых и коллекторских свойств вскрытых бурением пластов, нагрев битумного пласта теплоносителем и добычу битума через добывающие скважины, отличающийся тем, что исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов осуществляют по всему разрезу нагнетательной скважины, выделяют зоны, приуроченные к битуминозной и водонасыщенной толще, проводят перфорацию зон, приуроченных к битумной толще и ниже водобитумного контакта с учетом необходимого темпа закачки теплоносителя в водонасыщенную зону, затем в нагнетательную скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, снабженных пакерами, установленными между зонами перфорации и над зоной битумной толщи, затем производят закачку теплоизолирующего состава в водонасыщенную зону и прогрев битумной толщи, причем закачку теплоизолирующего состава и теплоносителя осуществляют одновременно, при этом закачку теплоизолирующего состава производят по первому ряду насосно-компрессорных труб, спущенных до нижнего интервала перфорации, а теплоносителя по второму, спущенному до интервала перфорации водобитумного контакта.