способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения

Формула изобретения

1. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, 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, при этом в качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных скважины - вертикальные, которые размещают на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола и от друг друга, исключающее прорыв топлива или окислителя в другие скважины, в направлении продолжения горизонтального ствола, причем топливо закачивают 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку топлива и окислителя чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (Патент РФ № 2287677, МПК E21B 43/24, опубл. 2006.11.20), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой и закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (Заявка на изобретение РФ № 97107687/03, опублик. 1999.04.27 - прототип), включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину, создание прямоточного фронта горения, контроль за его продвижением и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины. После создания фронта горения определяют границу влияния движущейся по пласту высокотемпературной зоны, после чего выбирают не охваченную 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.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность нерегулируемого процесса прогрева. Кроме того, при отсутствии высокопроницаемого пласта и слабой гидродинамической связи между скважинами прогрев пласта не представляется возможным. Нефтеотдача снижается.

Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.

Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см ³, то есть к ним относятся и тяжелые и битуминозные нефти (см. ГОСТ 51858-2002 г.).

Поставленная задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, 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, при этом в качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных скважины - вертикальные, которые размещают на определенном расстоянии от концевой части горизонтального ствола и от друг друга, исключающем прорыв топлива или окислителя в другие скважины, в направлении продолжения горизонтального ствола, причем топливо закачивают 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.

Новым является то, что закачку топлива и окислителя чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения.

На фиг.1 изображен разрез в горизонтальной плоскости продуктивного пласта: 1 - горизонтальная скважина, 2 - вертикальная скважина для закачки топлива, 3 - вертикальная скважина для закачки воздуха, 4 - зона продвижения нагретой скважинной среды, 5 - зона прогрева, 6 - зона горения, 7 - продуктивный пласт.

На фиг.2 изображен вертикальный разрез продуктивного пласта - 7.

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.

Способ реализуется следующим образом.

На месторождении с высоковязкой нефтью по сетке бурят добывающие скважины с горизонтальным стволом 1. Бурение горизонтального участка 1 осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 7. В оконечной части каждого горизонтального ствола 1, на расстоянии (не менее 5 м) бурят вертикальную нагнетательную скважину 2 для закачки в пласт топлива, например углеводородного газа, попутного газа, печного топлива и т.п. На определенном расстоянии, исключающем прорыв (не менее 5 м) от пробуренной вертикальной нагнетательной скважины 2, бурят еще одну вертикальную нагнетательную скважину для нагнетания окислителя 3 в продуктивный пласт 7.

После прогрева паропередвижной установкой призабойной части пласта скважины 2 проводят закачку топлива необходимого объема, далее осуществляют закачку окислителя (кислород, воздух), а в оконечную часть горизонтального ствола под расчетным давлением производят поджиг топлива и создают очаг горения 6 в пласте 7, причем закачку окислителя производят при давлении выше давления закачки топлива для создания равномерной зоны прогрева 5 в сторону горизонтального ствола 1, параллельно соблюдая закачку окислителя и топлива при давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин продуктивного пласта 7 для поддержания высокой проницаемости пласта.

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:

CH ₄+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 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 углерода, 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, образуя в зоне прогрева паровую камеру. Продуктами горения созданный пар продвигается по пласту, нагревая скважинную среду, образуя зону нагрева скважинной среды. По мере продвижения по пласту образуются различные зоны: нагретой скважинной среды, прогрева и горения. Так как нагретая скважинная среда и азот имеют удельный вес меньше, чем продукция скважины, то в кровельной части пласта 7 образуется зона нагрева 5. За счет сил гравитации продукция скважины стекает в подошвенную часть пласта 7 и отбирается в горизонтальной скважине 1 на поверхность.

Созданная локализованная зона горения 6 позволяет генерировать тепло в продуктивном пласте, что позволяет осуществлять вытеснение как по разрезу, так и по площади; последовательность отработки пласта 7 происходит сверху вниз и по пласту 7 путем подачи топлива и окислителя в соответствующие скважины 2 и 3 в оконечную часть ствола с последующим отбором из горизонтального ствола 1.

Закачку в ближайшие к горизонтальной скважине 1 вертикальные скважины 2 топлива, а в удаленные 3 закачку окислителя возможно чередовать с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание регулируемого пластового горения и увеличения паровой камеры для большего охвата пласта.

Это способствует удешевлению разработки без снижения нефтеотдачи в течение длительного времени за счет раскрытия трещин и большему охвату прогрева пласта.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают участок в Ашальчинском месторождения республики Татарстан. На Ашальчинском месторождении с высоковязкой нефтью на глубине 90 м находятся неоднородные пласты толщиной 8-15 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, водонасыщенностью 0,34 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,365 мкм², насыщенные нефтью, имеющей плотность 956 кг/м³ и вязкость 10206 мПа·с. Бурят горизонтальную скважину. Бурение горизонтального участка длиной 75 м осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта (фиг.1-2). На расстоянии 10 м и 20 м от концевой части горизонтального участка добывающей скважины 1 размещают вертикальные нагнетательные скважины 2 и 3 соответственно, исключающем прорыв закачиваемых топлива и окислителя в вертикальной проекции направления горизонтального ствола.

Для разогрева пласта осуществляют закачку пара с температурой 320°C в скважину 2. Затем в скважину закачивают метан с созданием забойного давления 1,2 МПа. Через скважину 3 закачивают воздух с созданием забойного давления 1,6 МПа для розжига топлива. Закачка воздуха и метана производится при давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин.

Закачку метана производят с темпом 10 тыс.м³ в сутки, а воздуха - 95 тыс.м³ в сутки.

Нефтеотдача пласта составила 65% (что выше аналогичных способов). После закачки воды через нагнетательные скважины нефтеотдача продолжается.

Благодаря последовательной отработке всего интервала увеличивается охват пласта воздействием и равномерно вырабатываются все участки пласта вокруг скважины и как результат существенно повышается нефтеотдача. Сравнение эффективности применения предлагаемого способа приведено в таблице 1.

Таблица 1
Сравнение технико-экономической эффективности предлагаемого способа
Показатели	Прототип	Предлагаемый способ
Балансовые запасы, тыс.т	9	9
Средний дебит по нефти, т/сут	1	30
Коэффициент охвата пласта воздействием, д.ед.	0,10	0,90
Коэффициент охвата пласта заводнением, д.ед.	0,60	0,90
Коэффициент вытеснения, д.ед.	0,50	0,80
Коэффициент извлечения нефти, д.ед.	0,03	0,65
Извлекаемые запасы нефти, тыс.т.	0,3	5.8
Дополнительная добыча нефти, тыс.т	-	162,5
Ценность дополнительной добычи нефти, млн. руб.	-	94
Затраты, млн. руб.	-	50,0
Прибыль, млн.руб.	-	44

Из таблицы 1 следует, что применение предложенного способа приводит к дополнительной добыче нефти, т.е. к увеличению нефтеотдачи месторождения.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения высоковязкой нефти.