способ разработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что в нагнетательные скважины дополнительно нагнетают параллельно окислителю топливо, перемешанное с водой, при этом в качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных скважин - вертикальные, которые размещают на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола и друг от друга, исключающем прорыв топлива или окислителя в другие скважины, в направлении продолжения горизонтального ствола, причем топливо закачивают параллельно с водой, перемешивая непосредственно перед закачкой в пласт через вертикальные скважины, ближайшие к горизонтальной скважине, а окислитель - через удаленные, при этом забойное давление закачки топлива производят при давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин, а окислителя - выше давления закачки топлива, причем количество воды в топливе повышают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной и уменьшают при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей.

Известен «Способ разработки нефтебитумной залежи» (патент RU № 2287677, E21B 43/24, опубл. Бюл. № 32 от 20.11.2006 г.), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой и закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.

Недостатком данного способа является низкая эффективность, особенно в тонких пластах, из-за больших тепловых потерь.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» (заявка на патент № 97107687, E21B 43/24, опубл. 27.04.1999 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину, создание прямоточного фронта горения, контроль за его продвижением и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, причем после создания фронта горения определяют границу влияния движущейся по пласту высокотемпературной зоны, после чего выбирают неохваченную тепловым воздействием добывающую скважину, через межтрубное пространство которой производят откачку газов горения из пласта, при этом откачку газа производят до увеличения пластовой температуры на забое добывающей скважины на 10-15°C.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность из-за невозможности регулировки прогрева пласта и создания паровой камеры, а при низкой проницаемости пласта, обеспечивающей низкую гидродинамическую связь между пластами, прогрев пласта данным способом невозможен.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности использования пластового горения за счет регулировки температуры горения и создание паровой камеры в пласте, а также расширение возможности работы в пластах с низкой проницаемостью.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти, включающим закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что в нагнетательные скважины дополнительно нагнетают параллельно окислителю топливо, перемешанное с водой, при этом в качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных скважин - вертикальные, которые размещают на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола и друг от друга, исключающем прорыв топлива или окислителя в другие скважины, в направлении продолжения горизонтального ствола, причем топливо закачивают параллельно с водой, перемешивая непосредственно перед закачкой в пласт через вертикальные скважины, ближайшие к горизонтальной скважине, а окислитель - через удаленные, при этом забойное давление закачки топлива производят при давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин, а окислителя - выше давления закачки топлива, причем количество воды в топливе повышают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной и уменьшают при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной.

На фиг.1 изображен пласт в разрезе, проходящем в плоскости горизонтальной скважины.

На фиг.2 изображен вид регулировочного клапана (вид А) для подачи воды.

Способ осуществляют следующим образом.

На месторождении с высоковязкой нефтью строят добывающую скважину 1 с горизонтальным стволом. Бурение горизонтального участка добывающей скважины 1 осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 2. В концевой части горизонтального ствола добывающей скважины 1 строят вертикальную нагнетательную скважину 3, которую размещают на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола добывающей скважины 1, например на расстоянии 5-10 метров, с целью исключения прорыва топлива или окислителя в другие скважины, в направлении продолжения горизонтального ствола добывающей скважины 1.

Также на определенном расстоянии, например 5-10 метров от пробуренной вертикальной скважины 3, бурят еще вертикальную нагнетательную скважину 4 для нагнетания окислителя (воздуха) в продуктивный пласт 2.

Вертикальную нагнетательную скважину 3 оборудуют колонной труб 5 с пакером 6 и регулируемым клапаном 7. Пакер 6 исключает смешивание топлива и воды непосредственно в вертикальной нагнетательной скважине 3. В качестве топлива используют, например, углеводородный газ, попутный газ, печное топливо и т.п., а в качестве воды используют сточную воду плотностью 1100-1180 кг/м ³.

Аналогичным образом, как показано на фиг.1, строят другие горизонтальные добывающие и вертикальные нагнетательные скважины на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин друг от друга (например, 5-10 метров), исключая прорыв топлива или окислителя в другие скважины.

После прогрева паропередвижной установкой призабойной части продуктивного пласта 2 скважины производят закачку топлива в необходимом объеме. Далее осуществляют закачку воздуха в концевую часть горизонтального ствола добывающей скважины 1, под расчетным давлением производят поджиг пласта и создают очаг горения.

В воздухе содержится азот, химически не участвующий в реакциях горения, но присутствующий в зоне горения. Поскольку в воздухе содержится 21 об.% кислорода и 79 об.% азота, при горении воздуха на один объем кислорода приходится 79:21=3,76 объема азота. Например, уравнение реакции горения природного газа (метана) в воздухе можно записать так:

CH₄+2O ₂+2×3,76N₂=CO₂+H₂ O+2×3,76N₂.

Организуют процесс горения по этому уравнению так, что в зоне горения на 1 м ³ горючего газа приходится 9,5 м³ воздуха, который и содержит требуемые 2 м³ кислорода. Горючей смеси (или ее части) сообщают тепловой импульс достаточной мощности для начала реакции горения. В результате полного сгорания 1 м ³ метана выделяется 36000 кДж тепла и образуется более 10,5 м³ продуктов горения (смеси двуокиси углеводорода, паров воды и азота). Температура воспламенения метана в воздухе составляет от 545 до 850°C.

Так как в пласте содержится пластовая вода, то в процессе горения вода превращается в пар. Азотом воздуха созданный пар продвигается по продуктивному пласту 2. По мере продвижения по продуктивному пласту 2 образуются различные зоны: горячей воды 8; пара 9; горения 10. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта 2 образуется зона пара (паровая камера) 9, за счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть пласта 2 и отбирается на поверхность из горизонтального ствола горизонтальной добывающей скважины 1 с помощью любого известного насоса (например, винтового).

Созданная локализованная зона горения 10 позволяет генерировать пар в продуктивном пласте 2, что позволяет осуществить вытеснение как по разрезу, так и по площади; последовательность отработки продуктивного пласта 2 происходит сверху вниз и по продуктивному пласту 2 путем подачи вытесняющего агента в оконечную часть горизонтального ствола добывающей скважины 1 с последующим отбором.

Топливо параллельно с водой закачивают через ближайшую к добывающей скважине 1 вертикальную скважину 3, причем топливо подают по колонне труб 5, а воду по межтрубному пространству 11, при этом перемешивание происходит непосредственно перед продуктивным пластом 2. Подачу окислителя производят через удаленные от конечной части горизонтального ствола добывающей скважины 1 вертикальные нагнетательные скважины 4.

Количество воды, смешиваемой с топливом, регулируется регулировочным клапаном 7 (см. фиг.2). Например, давление воды (в зависимости от высоты столба жидкости в межтрубном пространстве), на которое рассчитано срабатывание регулировочного клапана 7, составляет 7 МПа, то есть при превышении этого давления регулируемый клапан 7 открывается и перепускает через себя воду, вследствие чего происходит смешивание воды с топливом в зоне горения 10 (см. фиг.1). Чем больше давление жидкости на регулировочный клапан 7, тем больше подача воды в зону смешивания с топливом.

Забойное давление закачки топлива производят при давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин, что позволяет увеличить проницаемость продуктивного пласта 2 и осуществлять интенсивный отбор высоковязкой нефти, в том числе из пластов с низкой проницаемостью.

Давление закачки окислителя через вертикальные скважины 4 выше давления закачки топлива в вертикальные нагнетательные скважины 3, что позволяет направить прогрев пласта 2 в сторону горизонтального ствола горизонтальной добывающей скважины 1 (см. фиг.1).

Количество воды в топливе повышают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной, например заданная температура отбора высоковязкой тяжелой и битуминозной нефти из горизонтальной скважины 1, равная 60°C, повысилась до 70°C, тогда снижают объем подаваемой воды в межколонное пространство 11 нагнетательной скважины 3, уменьшая тем самым количество воды, смешиваемое с топливом. Увеличение подачи воды достигают увеличением давления нагнетания через регулировочный клапан 7, например превышением до 10 МПа от давления срабатывания регулировочного клапана, равного 7 МПа.

Наоборот, при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной, например до 50°C, уменьшают количество воды, подаваемой в межколонное пространство 11, и соответственно смешиваемой в топливе. Уменьшения подачи воды достигают снижением давления нагнетания через регулировочный клапан 7, например снижением ниже ранее достигнутого давления 10 МПа до 8 МПа, но выше давления срабатывания регулировочного клапана, равного 7 МПа.

За счет регулировки температуры горения и создания паровой камеры в пласте, а также расширения возможности работы в пластах с низкой проницаемостью предложенный способ позволяет повысить эффективность использования пластового горения, что способствует удешевлению разработки без снижения нефтеотдачи.