Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ СИСТЕМОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ И ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи нефти и/или битума системой вертикальных и горизонтальных скважин.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем внутрипластового горения (патент РФ №2087690, МПК E21B 43/243, опубл. 20.08.1997, бюл. №23), включающий создание в пласте канала сообщения между нагнетательной и добывающей скважинами, заполнение его проницаемым огнеупорным материалом, создание в канале стационарной зоны горения.

Недостатком данного способа является сложность определения границы влияния зоны горения. Проведение контроля температуры на забое добывающей скважины и анализа состава добываемой продукции с целью определения в последнем газов горения показывает лишь факт достижения границы области добывающей скважины. В этом случае изменить распространение фронта горения откачкой газов горения через добывающую скважину невозможно. Кроме того, при горизонтальном перемещении фронта горения часть разогретой нефти за счет гравитационных сил перемещается к подошве пласта, сгорает и не доходит до добывающей скважины.

Известен способ термической добычи нефти (патент РФ №2054531, МПК E21B 43/24, опубл. 20.02.1996, бюл. №5), включающий бурение вертикальных и вертикально-горизонтальных скважин, сбойку скважин гидроразрывом, розжиг нефтеносного пласта, управление противоточным перемещением очага горения по горизонтальному буровому каналу с контролем его перемещения по изменению гидравлического сопротивления канала.

Недостатком данного способа является то, что при гидроразрыве пространственное распространение трещин может привести к прорыву подошвенных вод в продуктивную часть пласта и затуханию очага горения либо опережающему прорыву фронта горения по трещине в добывающую скважину.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с использованием термического воздействия на пласт (патент РФ №2399755, E21B 43/243, опубл. 20.09.2010, бюл.№26), включающий бурение и обустройство вертикальной и горизонтальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м. Создают область прогрева и обеспечивают продвижение ее по пласту параллельно стволу горизонтальной скважины за счет закачки вытесняющего агента в вертикальную скважину. Организуют отбор жидкости посредством горизонтальной скважины. Согласно изобретению в качестве агента применяют горюче-окислительную смесь - ГОС, например смесь мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры, горящую под действием температуры или инициатора горения - ИГ, например состава, содержащего алюминий и оксид хрома, причем до начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в пласт по вертикальной и горизонтальной скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до температуры 100-200°C, в зависимости от типа ГОС и ИГ, и установления гидродинамической связи между скважинами, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу жидкости, а в вертикальную скважину продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС - до 250-300°C, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания продвижения горения параллельно стволу горизонтальной скважины.

Недостатком данного способа является смешение в составе продукции, добываемой с помощью горизонтальной скважины, нефти нефтяной залежи и газов горения, образующихся за фронтом горения, не являющихся ценными продуктами. Это приводит к тому, что снижается коэффициент полезного действия от работы добывающей скважины, а также увеличиваются энергетические затраты на организацию работы добывающей скважины.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются:

- достижение более высоких показателей добычи нефти уже на начальном этапе разработки;

- достижение более высоких показателей накопленной добычи нефти;

- увеличение выработанности запасов залежи.

Поставленные задачи решаются способом разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия, включающим бурение и обустройство горизонтальной и вертикальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м, создание области прогрева за счет закачки в скважины ГОС и ИГ для розжига и прогрева межскважинной зоны до 100-200°C, в зависимости от типа ГОС и ИГ, и установления гидродинамической связи между скважинами, перевод горизонтальной скважины под добычу жидкости насосом с продолжением подачи ГОС и ИГ в вертикальную скважину для поддержания горения и разогрева залежи до температуры 250-350°C - самостоятельного горения ГОС, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения горения вдоль ствола горизонтальной скважины.

Новым является то, что горизонтальную скважину при строительстве оборудуют фильтром с несколькими зонами по длине горизонтального участка, перед спуском насоса в горизонтальную скважину спускают хвостовик, оснащенный внутри термопарами для контроля температуры внутри скважины напротив зон фильтра и выполненный с возможностью при повороте последовательного открытия только одной из зон и закрытия зон фильтра от забоя к устью, причем зона, прилегающая к забою, первоначально открыта, после инициации горения при снижении в этой зоне температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C отбор продукции насосом прекращают, хвостовик с устья поворачивают на заданный угол, обеспечивающий закрытие забойной зоны и открытие следующей, используемой для дальнейшего отбора продукции насосом, после изменения в ней температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C эту зону поворотом хвостовика перекрывают, открывая следующую от забоя зону, и так аналогично последовательно открывая и закрывая зоны до последней зоны от забоя фильтра.

На фиг.1 схематично изображены скважины в их конструктивном исполнении и для реализации способа и расположение движущихся вдоль ствола горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью фронта горения, зоны пара, зоны конденсации нефти и пара и образования оторочки горячей воды и легких углеводородов, зоны вала нефти с температурой, равной начальной пластовой, зоны невыработанной нефти, выжженной зоны, которые образуются в залежи при инициировании внутрипластового горения.

На фиг.2 изображен график зависимости минимальной скорости перемещения фронта горения от толщины пласта залежи, полученный в результате лабораторных исследований при максимальной температуре на фронте горения 260°C. (Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977. С.168). На графике изображены кривые изменения минимальной скорости перемещения фронта горения при значениях концентрации топлива (кг/м³) в закачиваемой в нефтяную залежь ГОС: I - 32; II - 24; III - 20; IV - 19,2; V - 18,4.

На фиг.3 изображен график изменения температуры внутри горизонтальной скважины по зонам (см. фиг.1) для моментов времени t₁<t₂<t₃<t₄.

На фиг.4 изображено сечение А-А горизонтальной скважины (см. фиг.1).

На фиг.5 изображено сечение Б-Б горизонтальной скважины (см. фиг.1).

На фиг.6 изображено сечение В-В горизонтальной скважины (см. фиг.1).

На фиг.7 изображен график изменения годовой добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу и по заявляемому способу.

На фиг.8 изображен график изменения накопленной добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу и по заявляемому способу.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

В зависимости от геолого-физических условий залежи 1 (фиг.1) и физико-химических свойств нефти в залежи 1, темпа нагнетания ГОС и ИГ путем расчетов технологических показателей разработки, например на цифровой фильтрационной модели, при различных значениях длины горизонтального участка скважины 2 и длины зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 горизонтального участка скважины 2 определяют оптимальную длину горизонтального участка скважины 2 и оптимальную длину зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 горизонтального участка скважины 2. Оптимальная длина зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 имеет обратную зависимость от толщины пласта залежи 1 и обратную зависимость от концентрации топлива в закачиваемой в залежь 1 ГОС (см. фиг.2). С ростом нефтенасыщенности залежи 1 (фиг.1) с минимальных значений до определенных пределов, которые зависят от других параметров залежи 1 (соотношения насыщенностей нефти, газа, воды, пористости, проницаемости) и темпа закачки в залежь 1 ГОС и ИГ, оптимальная длина зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 возрастает, после достижения этого предела с дальнейшим ростом нефтенасыщенности залежи 1 оптимальная длина зон 3, 4, 5 и 6 фильтра 7 имеет тенденцию к уменьшению (Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.: Недра, 1969. С.100-102). Результаты лабораторных исследований по определению влияния на скорость продвижения фронта горения пористости, начальной нефтенасыщенности и начальной водонасыщенности залежи 1 приведены в табл.1 (Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. / Под общей редакцией В.Ю. Филановского, Э.Э. Шпильрейна. М.: Недра, 1988. С.270).

Рассмотрим для примера случай разделения горизонтального участка скважины 2 на четыре зоны 3, 4, 5 и 6 перфорации фильтра 7.

В подошвенной части нефтяной залежи 1 бурят и обустраивают горизонтальную скважину 2. Горизонтальный ствол горизонтальной скважины 2 разделяют на зоны 3, 4, 5, 6 по направлению от забоя к устью с помощью фильтра 7. Угловое расстояние между отверстиями фильтра 7 в различных зонах перфорации 3-6 горизонтального участка скважины 2 кратно целому кругу (360°), деленному на количество зон 3-6. Для случая четырех зон перфорации угловое расстояние равно 90°. Внутри фильтра 7 устанавливают хвостовик 8 с отверстиями, который спускают в горизонтальную скважину 2 на конце технологической колонны труб 9, причем хвостовик 8 жестко соединен с технологической колонной труб 9 с помощью ребер жесткости 10 и снабжен термопарами 11, с помощью которых осуществляется мониторинг температуры внутри зон 3, 4, 5, 6. Разделение фильтра 7 горизонтальной скважины 2 на зоны 3, 4, 5, 6 обеспечивается за счет того, что угловое расстояние между отверстиями фильтра 7, соответствующими своей зоне перфорации, кратно целому кругу, деленному на количество зон перфорации, а хвостовик 8 имеет отверстия только в одном ряду, во всех зонах 3 (фиг.5), 4 (фиг.6), 5, 6 (не показаны).

Также в нефтяной залежи 1 (фиг.1) бурят вертикальную скважину 12 таким образом, чтобы ее забой располагался над забоем горизонтальной скважины 2 на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м.

В залежи 1 создают область прогрева за счет закачки ГОС (например, смеси мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры) в скважины 2 и 12, горение которой начинается под действием температуры или ИГ (например, состава, содержащего алюминий и оксид хрома). До начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в залежь 1 по горизонтальной 2 и вертикальной 12 скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до температуры 100-200°C (в зависимости от типа ГОС и ИГ) и установления гидродинамической связи между скважинами 2 и 12. После чего горизонтальную скважину 2 переводят под добычу скважинной жидкости, а в вертикальную скважину 12 продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС (до 250-350°C). Затем подачу ИГ в вертикальную скважину 12 прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения фронта горения вдоль ствола горизонтальной скважины 2.

По результатам измерения пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины 2 с помощью термопар 11 строят графики (фиг.3) распределения пластовой температуры вдоль ствола горизонтальной скважины 2 (фиг.1). Пример такого графика для моментов времени t₁<t₂<t₃<t₄ показан на фиг.3, где Т₀ - начальная температура залежи, Т_гор - максимальная температура, достигаемая в процессе горения в залежи 1 (в условиях Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан максимальная температура горения достигает 400-600°C).

По результатам измерения температуры залежи 1 (фиг.1) в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 3 с помощью термопар 11 при снижении температуры от величины, соответствующей температуре пластового горения в условиях залежи 1, до 85-95°C останавливают горизонтальную скважину 2, поворачивают технологическую колонну труб 9 с устья скважины 2 на угол, достаточный для герметичного перекрытия хвостовиком 8 отверстий фильтра 7 в зоне 3 (фиг.5) и открытия отверстий фильтра 7 (фиг.1) в зоне 4 (см. фиг.6), после чего скважину 2 (фиг.1) запускают для отбора продукции.

Аналогично в процессе работы горизонтальной скважины 2, осуществляющей отбор продукции из зоны 4, с помощью термопар 11 производят мониторинг температуры в залежи 1 в зоне 4. При снижении температуры в зоне 4 от величины, соответствующей температуре пластового горения, до 85-95°C останавливают горизонтальную скважину 2, поворачивают колонну труб 9 с устья скважины 2 на угол, достаточный для герметичного перекрытия хвостовиком 8 отверстий фильтра 7 в зоне 4 и открытия отверстий фильтра 4 в зоне 5 (не показано), после чего аналогично горизонтальную скважину 2 запускают для отбора продукции. Аналогично производят переход к отбору продукции из зоны 6 (не показано). При наличии большего количества зон также переходят к отбору продукции из последующих зон.

Характер продвижения фронта горения (на примере Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан) вдоль ствола горизонтальной скважины 2 показан на фиг.1. При разработке залежи высоковязкой нефти 1 с использованием термического воздействия, организуемого с помощью вертикальной скважины 8, и использованием горизонтальной скважины 2 в качестве добывающей образуется фронт горения 13, который перемещается вдоль ствола горизонтальной скважины 2 по направлению от устья к забою, причем температура на фронте горения 13 может достигать 400°C и более. Впереди фронта горения 13 образуется область пара 14, в пределах которой наблюдается понижение температуры до 90-204°C. Впереди области пара 14 происходит конденсация нефти и пара и образуется оторочка горячей воды и легких углеводородов в области 15. В области 16 образуется вал нефти с температурой, равной начальной пластовой. Впереди вала нефти области 16 находится область невыработанной нефти 17. После прохождения фронта горения 13 позади него остается выжженная область 18, в которой практически отсутствуют углеводороды, но находятся газы горения, не представляющие собой промышленной ценности. Добыча газов горения совместно с углеводородами ведет к снижению общей суммарной добычи последних и в конечном счете снижает коэффициент нефтеизвлечения залежи. Для исключения добычи газов горения посредством горизонтальной скважины 2 по предлагаемому способу предусматривается закрытие интервалов перфорации горизонтальной скважины 2 в зонах 3, 4 и т.д., остающихся позади фронта горения 13.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом:

1. С учетом геолого-физических условий залежи 1 и физико-химических свойств нефти в залежи 1 путем расчетов технологических показателей разработки на цифровой фильтрационной модели определяют оптимальную длину горизонтального участка скважины 2 и оптимальную длину зон перфорации горизонтального участка скважины 2. С учетом соотношения оптимальной длины горизонтального участка скважины 2 и оптимальной длины зон перфорации горизонтального участка скважины 2 определяют количество зон перфорации горизонтального участка скважины 2.

2. В подошвенной части залежи 1 бурят и обустраивают горизонтальную скважину 2, причем ее горизонтальный ствол делится на зоны перфорации 3, 4, 5, 6 по направлению от забоя к устью с помощью фильтра 7, что обеспечивается за счет того, что угловое расстояние между отверстиями фильтра 7 в различных зонах перфорации 3-6 горизонтального участка скважины 2 кратно целому кругу (360°), деленному на количество зон перфорации 3-6. Для случая четырех зон перфорации угловое расстояние равно 90°. Внутри фильтра 7 напротив зон отбора продукции 3-6 устанавливают хвостовик 8, который спускают в скважину 2 на конце технологической колонны труб 9, соединенной с хвостовиком 8 с помощью ребер жесткости 10. Хвостовик 8 снабжен термопарами 11, с помощью которых производится мониторинг изменения температуры в залежи 1 в окрестности горизонтальной скважины 2.

3. Также в залежи 1 бурят вертикальную скважину 12, причем забой вертикальной скважины 12 бурят на расчетном расстоянии (от 3 до 7 м по вертикали) от забоя горизонтальной скважины 2.

4. Поворотом хвостовика 8 с устья скважины 2 устанавливают открытым фильтр 7 в зоне отбора 3.

5. В призабойную зону вертикальной 12 и горизонтальной 2 скважин по межтрубному пространству и технологической колонне труб 9 закачивают ГОС и ИГ. За счет произошедшей реакции межскважинная зона разогревается, насыщающие породы флюиды становятся более подвижными, между вертикальной 12 и горизонтальной 2 скважинами устанавливается гидродинамическая связь. При разогреве околоскважинного пространства до температуры 200°C и выше закачку состава в горизонтальную скважину 2 прекращают. Горизонтальная скважина 2 переводится под отбор жидкости.

6. После прогрева прискважинной зоны вертикальной скважиной 12 до температуры 250-350°C закачку ИГ в вертикальную скважину 12 прекращают, поскольку при данной температуре реакция ГОС происходит без присутствия ИГ.

7. В вертикальную скважину 12 продолжают закачку ГОС, из горизонтальной скважины 2 отбирают жидкость. За счет перепада давления и действия гравитационных сил продвижение фронта прогрева происходит вдоль горизонтальной скважины 2, причем разогретая нефть и пластовая жидкость стекают в нее и доставляются на поверхность.

8. В процессе термического воздействия на пласт контроль за изменением температуры в залежи 1 в окрестности скважины 2 в зоне 3 осуществляется с помощью термопар 11. На основании результатов проведенных измерений делается вывод о распределении температуры в залежи 1 вдоль ствола горизонтальной скважины 2. При снижении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 3 от температуры внутрипластового горения до 85-95°C горизонтальную скважину 2 останавливают, хвостовик 8 поворачивают на угол, обеспечивающий герметичное закрытие фильтра 7 в зоне 3 и открытие фильтра 7 в зоне 4, затем запускают горизонтальную скважину 2 на отбор продукции.

9. С помощью термопар 11 продолжают измерение температуры в залежи 1 в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 4. При снижении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 4 от температуры внутрипластового горения до 85-95°C аналогично горизонтальную скважину 2 останавливают, хвостовик 8 поворачивают на угол, обеспечивающий герметичное закрытие фильтра 7 в зоне 4 и открытие фильтра 7 в зоне 5, затем дальше запускают горизонтальную скважину 2 на отбор продукции.

10. Аналогичным образом переходят к отбору продукции из зоны 6, а в случае большего числа зон деления горизонтального ствола скважины 2 с помощью фильтра 7 производят отбор продукции из последующих зон.

Пример конкретного выполнения.

Для осуществления разработки нефтяной залежи (на примере Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан) по заявляемому способу выбрали участок залежи 1 с изученными геолого-физическими характеристиками, которые приведены в табл.2.

На основании изученных геолого-физических характеристик в программном комплексе геологического моделирования Irap RMS была построена стационарная геологическая модель залежи 1. Для проведения расчетов технологических показателей разработки ее экспортировали в термогидродинамический симулятор STARS программного комплекса CMG. [URL: http://www.petec.rii/we-suggest/software/cmg.html (дата обращения 27.11.2013)].

Основные параметры геолого-физических характеристик залежи 1 заложены в цифровой фильтрационной модели, построенной в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG.

В залежи 1 пробурили горизонтальную 2 и вертикальную 12 скважины, причем горизонтальный ствол горизонтальной скважины 2 длиной 100 м расположен в подошвенной части залежи 1, а забой вертикальной скважины - над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали 6,5 м.

Установили следующие режимы работы горизонтальной и вертикальной скважин: по способу в режиме нагнетания скважины работают с забойным давлением 0,8 МПа и объемом закачки смеси ГОС и ИГ, равным 50 м³/сутки, в режиме отбора горизонтальная скважина работает с забойным давлением 0,2 МПа.

Провели расчеты технологических показателей разработки залежи 1 горизонтальной и вертикальной скважинами в случае разработки залежи 1 по прототипу и по заявляемому способу. Путем проведения расчетов технологических показателей разработки по заявляемому способу определили, что оптимальная длина зон перфорации, на которые целесообразно разделить ствол горизонтальной скважины, равна 25 м. Соответственно, при длине горизонтального ствола горизонтальной скважины 100 м он с помощью фильтра разделяется на четыре зоны отбора продукции. Проведенные расчеты показали, что оптимально производить переход от одной зоны отбора продукции горизонтальной скважины к другой в сроки после начала разработки, которые приведены в табл.3.

Сопоставление значений годовой и накопленной добычи нефти по графикам, приведенным соответственно на фиг.7, 8, показывает, что при разработке залежи по заявляемому способу обеспечиваются более высокие показатели максимальной годовой добычи нефти на начальном этапе разработки, что в конечном счете ведет к более высоким значениям накопленной добычи нефти. Как видно из графиков, приведенных на фиг.7, 8, в случае разработки залежи по заявляемому способу максимальная годовая добыча нефти превышает максимальную годовую добычу нефти, соответствующую разработке по прототипу, на 95,76%, а накопленная добыча нефти к концу 16-го года разработки превышает величину накопленной добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу на 31,94%.

Предлагаемый способ разработки позволяет обеспечить прирост максимальной годовой добычи нефти на начальном этапе примерно в 2 раза и увеличить выработанность запасов нефтяной залежи за весь период эксплуатации на 20-25% по сравнению с аналогичными способами разработки.