Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой и закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.

Основными недостатками известного способа являются низкая эффективность процесса, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможность контролировать температуру продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулировать направление потока флюида (продукции пласта).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2358099, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.06.2009), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины. В качестве добывающих скважин используют горизонтальные скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а вертикальные нагнетательные скважины в створе и концевой части горизонтального ствола осуществляют закачку через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а через удаленные - воздуха, при этом забойное давление закачки воздуха в скважине устанавливают выше забойного давления закачки топлива. А также закачку через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а в удаленные закачку воздуха чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения.

Основными недостатками известного способа являются низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможность контролировать температуру продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулировать направление потока флюида (продукции пласта).

Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, за счет возможности контроля температуры продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулирования направления потока флюида (продукции пласта).

Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см³, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ Р 51858-2002).

Поставленная задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим закачку окислителя, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины с использованием пластового горения и закачки теплоносителя. Новым является то, что с двух сторон в два ряда от добывающей скважины по треугольной сетке строят вертикальные контролирующие скважины и одну вертикальную контролирующую скважину на расстоянии от устья не менее 7-10 м, нагнетательную скважину располагают на расстоянии не менее 7-10 м от оконечной части горизонтального ствола добывающей скважины, причем зону вскрытия нагнетательной скважины располагают в нижней половине продуктивного пласта, в кровельной части пласта из нагнетательной скважины проводят в сторону горизонтального ствола добывающей скважины радиальный боковой канал, нагнетательную скважину дополнительно оборудуют колонной труб с пакером, изолирующим межтрубное пространство выше зоны вскрытия, при этом по колонне труб нагнетательной скважины, в близлежащие к добывающей скважине ряды контролирующих скважин и в скважину, расположенную в области устья добывающей скважины, осуществляют закачку теплоносителя, а окислитель закачивают по межтрубному пространству нагнетательной скважины, расположенной в оконечной части горизонтального ствола добывающей скважины, чередуя с водой, в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения, при этом остальные контролирующие скважины переводят в добывающие, в случаях, когда температура отбираемой продукции из добывающей скважины превышает предельно допустимую величину, по колонне труб нагнетательной вертикальной скважины, расположенной в оконечной части горизонтального ствола добывающей скважины, закачивают холодный негорючий газ или реагент до снижения температуры продукции, а близлежащие к добывающей скважине ряды контролирующих скважин переводят в добывающие, при повышении температуры продукции в одной или нескольких вертикальных контролирующих скважинах выше допустимой их переводят под нагнетание холодного негорючего газа или реагента до снижения температуры.

Разработка месторождений высоковязкой нефти внутрипластовым горением сопровождается низкой эффективностью нерегулируемого процесса прогрева, а при малой проницаемости пласта и слабой гидродинамической связи между скважинами прогрев пласта становится практически невозможным. В этом случае нефтеотдача существенно снижается. В предложенном способе решается задача повышения эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, т.е. повышение нефтеотдачи путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.

На фигурах показана схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения.

На фигуре 1 показан поперечный разрез пласта: горизонтальная добывающая скважина 1; вертикальная нагнетательная скважина 2 для организации внутрипластового горения; боковой радиальный канал 3; продуктивный пласт 4; колонна труб 5; пакер 6; кровля 7 продуктивного пласта 4; подошва 8 продуктивного пласта 4; зона вскрытия 9 вертикальной нагнетательной скважины 2; межтрубное пространство 10 вертикальной нагнетательной скважины 2; Н≥7-10 м.

На фигуре 2 показан вид пласта сверху: горизонтальная добывающая скважина 1; вертикальная нагнетательная скважина 2; боковой радиальный канал 3; продуктивный пласт 4; вертикальные контролирующие скважины 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает в себя бурение вертикальных оценочных скважин для размещения горизонтальной добывающей скважины 1 (фиг.1), последующий перевод вертикальных оценочных скважин в категорию контролирующих (фиг.2) 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, бурение горизонтальной добывающей скважины 1 над подошвой 8 пласта 4, размещение вертикальной нагнетательной скважины 2 на расстоянии Н≥7-10 м от оконечной части горизонтальной скважины 1. Зону вскрытия 9 нагнетательной скважины 2 располагают в нижней половине продуктивного пласта 4, в кровельной части 7 пласта 4 из нагнетательной скважины 2 проводят в сторону горизонтального ствола добывающей скважины 1 радиальный боковой канал 3, нагнетательную скважину 2 дополнительно оборудуют колонной труб 5 с пакером 6, изолирующим межтрубное пространство 10 выше зоны вскрытия 9, при этом по колонне труб 5 и близлежащим к добывающей скважине рядам контролирующих скважин 11, 12, 13, 14, 15, 16 и в скважину 17 осуществляют закачку теплоносителя, а окислитель закачивают по межтрубному пространству 10 нагнетательной скважины 9, расположенной в оконечной части горизонтального ствола добывающей скважины 1, чередуя с водой, в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения. Остальные контролирующие скважины 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25 переводят в добывающие. В случаях, когда температура отбираемой продукции из добывающей скважины 1 превышает предельно допустимую величину (90°С). По колонне труб нагнетательной вертикальной скважины 2, расположенной в оконечной части горизонтального ствола добывающей скважины 1, закачивают холодный негорючий газ или реагент до снижения температуры продукции, а близлежащие к добывающей скважине ряды контролирующих скважин 11, 12, 13, 14, 15, 16 переводят в добывающие, при повышении температуры продукции в одной или нескольких вертикальных контролирующих скважинах 11, 12, 13, 14, 15, 16 выше допустимой их переводят под нагнетание холодного негорючего газа или реагента до снижения температуры.

Вначале проводят закачку пара по колонне труб 5 в вертикальную нагнетательную скважину 2, параллельно закачку пара осуществляют в вертикальные контролирующие скважины 11, 12, 13, 14, 15, 16 ближних рядов к добывающей горизонтальной скважине 1 и в вертикальную контролирующую скважину 17, тем самым достигают увеличение гидродинамической связи между горизонтальной добывающей скважиной 1, вертикальной нагнетательной скважиной 2 и вертикальными контролирующими скважинами 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, после чего начинают отбор разогретой вследствие закачки пара продукции, создавая зону пониженного давления в области подошвы 8 продуктивного пласта 4.

Затем по межтрубному пространству 10 в продуктивный пласт 4 через боковой радиальный канал 3, расположенный в области кровли 7 продуктивного пласта 4, производят закачку кислорода и/или кислородосодержащей смеси, которые дополнительно подогреваются от колонны труб 5, что облегчает химические реакции, инициируя внутрипластовое горение путем реакции кислорода с высоковязкой нефтью. Закачку окислителя по межтрубному пространству 10 чередуют с закачкой воды в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения и создания паровой камеры у кровли 7 пласта 4 с повышенным давлением.

Вследствие того, что максимальный перепад давлений возникает между зоной пониженного давления у добывающей скважины 1 и зоной повышенного давления у кровли 7 пласта 4, продукция пласта по всей толщине будет направлена в сторону добывающей скважины 1, откуда она отбирается на поверхность (не показана). За счет этого происходит регулирование потока флюида (продукции пласта 4) от кровли 7 пласта 4 к добывающей скважине 1, тем самым повышая коэффициент нефтеизвлечения из пласта 4.

Затем во избежание прорыва в горизонтальной добывающей скважине 1, при достижении предельно допустимой температуры продукции (90-100°С - определяется практически для каждого пласта) в вертикальную нагнетательную скважину 2 по колонне труб 5 производят закачку, например, азота (либо другого негорючего газа, реагента и т.д.), который через зону вскрытия 9 проникает в зону пониженного давления над добывающей скважиной 1, тем самым остужая нагретую продукцию до температуры 60-70°С, позволяя контролировать температуру продукции пласта 4, отбираемую добывающей скважиной 1, а близлежащие к добывающей скважине ряды контролирующих скважин 11, 12, 13, 14, 15, 16 переводят в добывающие, при повышении температуры продукции в одной или нескольких вертикальных контролирующих скважинах 11, 12, 13, 14, 15, 16 выше допустимой их переводят под нагнетание холодного негорючего газа или реагента до снижения температуры продукции пласта 4, которую периодически отбирают из этих скважин.

В условиях достижения критической отметки температуры отбираемой продукции (90-110°С - температура прорыва) в вертикальных скважинах ближнего ряда (например, 11 или 12, 13, 14, 15, 16) скважины дальнего ряда 18, 19 или 20, 21, 22, 23, 24, 25, соответствующие по сетке скважин вертикальной контролирующей скважине, в которой повысилась температура, и вертикальную контролирующую скважину 17, расположенную на расстоянии Н от устья горизонтальной добывающей скважины 1, переводят под нагнетание холодного негорючего газа или реагента до снижения температуры (70-80°С, определяется периодическим отбором продукции), после чего их вновь вводят под добычу нагретой продукции. Распределение закачки холодного негорючего газа или реагента происходит со стороны зоны повышения температуры.

В результате исключается прорыв теплоносителя из зоны вскрытия 9 и по всему интервалу горизонтальной добывающей скважины 1, что исключает неэффективность использования теплоносителя и процесса внутрипластового горения.

Данный способ использовался на скважинах месторождения высоковязкой нефти со следующими характеристиками: общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость - 0,133 д. ед, проницаемость - 0,205 мкм², вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа·с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 705,1 мПа·с, плотность нефти - 910 кг/м³, пластовое давление - 8 МПа. В результате реализации способа дебит добывающей скважины 1 повысился примерно в шесть раз по сравнению с паротепловым воздействием на пласт 4, осуществляемым до реализации предлагаемого способа.

Так как вертикальные скважины расположены по треугольной сетке скважин, данный способ позволяет осуществлять и другие термические методы повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.

Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта из-за повышения эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти за счет возможности контроля температуры продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулирования направления потока флюида (продукции пласта) с использованием пластового горения и закачки теплоносителя, регулирования процесса распространения фронта горения за счет последовательного и рационального использования вертикальных оценочных скважин, впоследствии переведенных в категорию контролирующих.