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 качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных - вертикальные скважины, забои которых располагают в пределах этого же пласта над горизонтальным стволом добывающей скважины, причем нагнетательные скважины между собой и забой этих скважин над горизонтальным стволом располагают на расстоянии, исключающем прорыв горючего или окислителя в другие скважины, при этом дополнительно в нагнетательные скважины, расположенные над горизонтальным стволом, через одну, параллельно окислителю, нагнетают горючее, перемешиваемое перед закачкой в пласт с водой, при этом количество воды в горючем повышают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной, и уменьшают - при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной минимально допустимой.

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. в 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 его применения из-за невозможности регулировки прогрева пласта и создания паровой камеры, а также небольшой охват пласта, так как прогрев пласта и отбор продукции пласта идет точечно.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности использования пластового горения за счет регулировки температуры горения и создание паровой камеры в пласте, а также расширение охвата пласта благодаря использованию в качестве добывающей скважины - скважины с горизонтальным стволом и прогревом пласта над горизонтальным стволом по всей его длине.

Техническая задача решается 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 качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных - вертикальные скважины, забои которых располагают в пределах этого же пласта над горизонтальным стволом добывающей скважины, причем нагнетательные скважины между собой и забой этих скважин над горизонтальным стволом располагают на расстоянии, исключающем прорыв горючего или окислителя в другие скважины, при этом дополнительно в нагнетательные скважины, расположенные над горизонтальным стволом, через одну, параллельно окислителю, нагнетают горючее, перемешиваемое перед закачкой в пласт с водой, при этом количество воды в горючем повышают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной, и уменьшают - при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной минимально допустимой.

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

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

Способ осуществляют следующим образом.

На месторождении с высоковязкой нефтью строят добывающую скважину 1 (см. фиг.1) с горизонтальным стволом, причем бурение горизонтального участка добывающей скважины 1 осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 2.

Над горизонтальным стволом добывающей скважины 1 строят вертикальные нагнетательные скважины 3, 4, 5 (в данном примере (см. фиг.1) изображены три нагнетательные скважины), забои которых располагают в пределах этого же продуктивного пласта 2 над горизонтальным стволом добывающей скважины 1. Вертикальные нагнетательные скважины 3, 4, 5 между собой располагают на расстоянии 10-30 метров, а забои этих скважин над горизонтальным стволом добывающей скважины 1 располагают на расстоянии 5-8 метров с целью исключения прорыва горючего или окислителя в другие скважины. Вертикальную нагнетательную скважину 4, расположенную между двумя вертикальными нагнетательными скважинами 3 и 5, оборудуют колонной труб 6 с пакером 7 и регулируемым клапаном 8. Пакер 7 исключает смешивание горючего и воды непосредственно в вертикальной нагнетательной скважине 4. В качестве горючего используют, например, углеводородный газ, попутный газ, печное топливо и т.п., а в качестве воды используют сточную воду плотностью 1100-1180 кг/м³. Вертикальные нагнетательные скважины 3 и 5 используют для нагнетания окислителя (воздуха) в продуктивный пласт 2. Аналогичным образом, как показано на фиг.1, строят другие вертикальные нагнетательные скважины (на фиг.1 и 2 не показано) и добывающую скважину с горизонтальным стволом на определенном расстоянии, как показано на фиг.1, между горизонтальным стволом добывающей скважины и забоями вертикальных нагнетательных скважин друг от друга, 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 горизонтальный ствол 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+2O₂+2×3,76N₂ =CO₂+H₂O+2×3,76N₂.

Организуют процесс горения по этому уравнению так, что в зоне горения на 1 м³ горючего газа приходится 9,5 м ³ 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 м³ 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 продуктивном пласте 2 содержится пластовая вода, то в процессе горения вода превращается в пар. Азотом воздуха созданный пар продвигается по продуктивному пласту 2. По мере продвижения по пласту образуются различные зоны: горячей воды 9; пара 10; горения 11. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта 2 образуется зона пара (паровая камера) 10, за счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть продуктивного пласта 2 и отбирается на поверхность из горизонтального ствола добывающей скважины 1 с помощью любого известного насоса (например, винтового).

Созданная локализованная зона горения 11 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 пласту 2 путем подачи вытесняющего агента в оконечную часть горизонтального ствола добывающей скважины 1 с последующим отбором.

Горючее параллельно с водой закачивают через вертикальную нагнетательную скважину 4, причем горючее подают по колонне труб 6, а воду - по межтрубному пространству 12, при этом перемешивание происходит непосредственно перед продуктивным пластом 2. Подачу окислителя производят через вертикальные нагнетательные скважины 3 и 5, расположенные по разные стороны от вертикальной нагнетательной скважины 4 (см. фиг.1), вследствие чего происходит расширение охвата продуктивного пласта 2.

Количество воды, смешиваемой с горючим, регулируется регулировочным клапаном 8 (см. фиг.2). Например, давление воды (в зависимости от высоты столба жидкости в межтрубном пространстве), на которое рассчитано срабатывание регулировочного клапана 8, составляет 6 МПа, то есть при превышении этого давления регулируемый клапан 8 открывается и перепускает через себя воду, вследствие чего происходит смешивание воды с горючим в зоне горения 11 (см. фиг.1). Чем больше давление жидкости на регулировочный клапан 8, тем больше подача воды в зону смешивания с горючим.

Забойное давление закачки горючего 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. Количество воды в горючем повышают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной. Если, например, заданная температура отбора высоковязкой тяжелой и битуминозной нефти из горизонтальной скважины 1, равная 60°C, повысилась до 70°C, тогда увеличивают объем подаваемой воды в межколонное пространство 12 вертикальной нагнетательной скважины 4, увеличивая тем самым количество воды, смешиваемое с топливом.

Увеличение подачи воды достигают увеличением давления нагнетания через регулировочный клапан 8, например, превышением до 9 МПа от давления срабатывания регулировочного клапана, равного 6 МПа. Наоборот, при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной минимально - допустимой, например, до 50°C, уменьшают количество воды, подаваемой в межколонное пространство 12, и соответственно смешиваемой с горючим. Уменьшение подачи воды достигают снижением давления нагнетания через регулировочный клапан 8, например, снижением ниже ранее достигнутого давления с 9 МПа до 7,5 МПа, но выше давления срабатывания регулировочного клапана, равного 6 МПа. За счет регулировки температуры горения и создания паровой камеры в пласте, а также расширения функциональной возможности за счет возможности работы в пластах с низкой проницаемостью предложенный способ позволяет повысить эффективность использования пластового горения, что способствует удешевлению разработки без снижения нефтеотдачи.

Благодаря использованию в качестве добывающей скважины - скважины с горизонтальным стволом и вследствие размещения забоев вертикальных нагнетательных скважин над горизонтальным стволом, и за счет того, что в вертикальные нагнетательные скважины, через одну, параллельно окислителю, нагнетают топливо, значительно расширяется зона охвата прогревом продуктивного пласта.