способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения

Формула изобретения

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающий закачку окислителя через вертикальные нагнетательные скважины, расположенные на расстоянии, исключающем прорыв окислителя и топлива от горизонтальной части добывающей скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины, отличающийся тем, что горизонтальную добывающую скважину бурят вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальные нагнетательные скважины - по направлению к стволу горизонтальной добывающей скважины со спуском колонны ниже уровня водонефтяного контакта и с установкой пакера выше уровня перфорации; производят поочередную закачку топлива, полимерного водорастворимого негорючего материала до образования пробки в стволе нагнетательной скважины, окислителя в водоносную часть продуктивного пласта; при достижении устьевого давления до допустимых параметров, а также при увеличении температуры пласта выше температуры прорыва осуществляют дополнительную закачку воды в объемах, необходимых для поддержания регулируемого пластового горения.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (заявка на изобретение РФ № 97107687/03, кл. Е21В 43/24, опублик. 1999.04.27), 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 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°С.

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.

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 г.), 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 поддержания пластового горения.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, увеличение затрат на строительство двух скважин для организации внутрипластового горения.

Техническими задачами настоящего изобретения являются снижение затрат на строительство скважин, 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.

К высоковязким нефтям относятся тяжелые и битуминозные нефти с плотностью больше 0,870 кг/см³ (см. ГОСТ 51858-2002 г.).

Техническая задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим закачку окислителя через вертикальные нагнетательные скважины, расположенные на расстоянии, исключающем прорыв окислителя и топлива от горизонтальной части добывающей скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины.

Новым является то, что горизонтальную добывающую скважину бурят вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальные нагнетательные скважины по направлению к стволу горизонтальной добывающей скважины со спуском колонны ниже уровня водонефтяного контакта и с установкой пакера выше уровня перфорации, производят поочередную закачку топлива, полимерного водорастворимого негорючего материала до образования пробки в стволе нагнетательной скважины, окислителя в водоносную часть продуктивного пласта, при достижении устьевого давления до допустимых параметров, а также при увеличении температуры пласта выше температуры прорыва осуществляют дополнительную закачку воды в объемах, необходимых для поддержания регулируемого пластового горения.

Сущность изобретения.

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 равномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.

На чертеже изображен разрез в горизонтальной плоскости продуктивного пласта: 1 - горизонтальная добывающая скважина; 2 - вертикальная скважина для закачки окислителя и топлива; 3 - пакер; 4 - водонефтяной контакт; 5 - водоносная часть продуктивного пласта; 6 - пробка из полимерного водорастворимого материала; 7 - зона горения; 8 - паровая камера; 9 - выходные отверстия.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На месторождении с высоковязкой нефтью бурят добывающую скважину с горизонтальным окончанием 1. Бурение горизонтального участка осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 5. Выше горизонтального ствола добывающей скважины 1 бурят не менее одной вертикальной нагнетательной скважины 2 для закачки в пласт топлива, окислителя, полимерного водорастворимого материала и воды. В качестве топлива используют углеводородный газ, попутный газ, печное топливо и т.д. В качестве полимерного водорастворимого материала используют полиакриламид. Полиакриламид собирает нефть в капсулы, не позволяя ей перемешиваться в пласте. Спускают колонну труб ниже уровня водонефтяного контакта 4, устанавливают пакер 3 выше уровня перфорации для защиты стенок труб от излишнего давления и температуры. Количество нагнетательных скважин 1 зависит от длины ствола горизонтальной скважины 2 (на практике одна нагнетательная скважина 2 приходится на 100-150 м горизонтального участка добывающей скважины 1).

С помощью паропередвижной установки прогревают призабойную часть ствола скважины 2, после чего производят закачку топлива необходимого объема в пласт 5.

Далее в нагнетательную скважину 2 закачивают полимерный водорастворимый негорючий материал до образования пробки 6 в стволе нагнетательной скважины 2 для продавки горючего вещества в пласт 5 и с целью исключения перемешивания топлива и окислителя в стволе скважины 2 и, как следствие, создания внепластового горения. При попадании полимерного материала в водоносную часть пласта 5 происходит его растворение. Затем через пробку 6 в ствол нагнетательной скважины 2 подают окислитель, производят поджиг пласта и создают очаг горения. В результате горючая смесь (топливо и окислитель) через выходные отверстия 9 перемещаются в верхнюю зону пласта 5 паром и азотом (в виде паровой камеры). В нагнетательную скважину подается вода при увеличении устьевого давления выше оптимального (например, 18 МПа - допустимое давление для труб НКТ диаметром 173 мм) и при увеличении температуры пласта выше температуры прорыва контролируемой температурой добываемой продукции в объемах, необходимых для поддержания пластового горения с целью контроля всего технологического процесса. Так как закачка топлива и окислителя производится через жидкость, то исключается прямое сообщение горючих газов с внутритрубным пространством.

Организуют процесс горения так, что в зоне горения 7 на 1 м³ горючего газа приходится 9,5 м³ воздуха, который и содержит необходимые 2 м³ кислорода. Горючей смеси 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 (двуокись углерода, азот и пар). Температура воспламенения метана в воздухе варьируется в пределах от 550 до 850°С. В процессе горения пластовая вода, находящаяся в пласте, превращается в пар и азотом воздуха продвигается по пласту, образуя различные зоны: горячей воды, пара и горения 7. Из-за меньшего удельного веса пара и азота в кровельной части пласта образуется паровая камера 8. Продуктами горения созданный пар продвигается по пласту, нагревая скважинную среду, образуя зону нагрева скважинной среды. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта 5 образуется паровая камера 8. За счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть пласта 5 и отбирается через горизонтальную скважину 1.

Водорастворимый полимер 6 выравнивает профиль приемистости нагнетательной скважины 2, увеличивает охват пласта воздействием, повышает нефтеотдачу пласта.

Созданная зона горения 7 способствует вытеснению нефти как по разрезу, так и по площади.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают участок Ашальчинского месторождения республики Татарстан. На данном месторождении на глубине 90 м находятся неоднородные пласты толщиной 8-15 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, пористостью 30%, проницаемостью 0,365 мкм², насыщенные нефтью с плотностью 956 кг/м³ и вязкостью 10206 мПа·с. Осуществляют бурение добывающей горизонтальной скважины 1 в подошвенной части пласта с длиной горизонтального участка 70 м. Выше горизонтального ствола добывающей скважины 1 бурят одну вертикальную нагнетательную скважину 2. Колонну труб спускают ниже уровня водонефтяного контакта 4, далее устанавливают пакер 3 выше уровня перфорации.

Для розжига пласта через вертикальную скважину 2 в пласт закачивают пар с температурой 300°С. После чего закачивают метан в объеме 10 тыс.м³ в сутки с давлением 1,2 МПа в пласт 5.

В нагнетательную скважину 2 закачивают полимер полиакриламид до образования пробки 6 в стволе нагнетательной скважины 2. Затем в ствол нагнетательной скважины 2 через пробку 6 подают воздух в объеме 10 м³ в сутки с забойным давлением 1,6 МПа в водоносную часть пласта 5, производят поджиг пласта и создают очаг горения 7. Закачивают воду в объеме, необходимом для поддержания пластового горения и не допускающем перегрев пласта выше температуры 80°С. Водой продавливают метан и воздух через выходные отверстия 9 перемещают в верхнюю зону пласта 5.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,68. Температура пласта выше 60°С позволяет поддерживать высокую проницаемость пласта.

В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, вырабатываются все участки пласта вокруг скважины, снижается обводненность добываемой продукции скважин, нефтеотдача увеличилась на 30%, увеличилось время работы скважин до достижения предельной обводненности, дополнительная добыча нефти составила 167,5 тыс.т нефти.

Применение предложенного способа позволит сократить затраты на строительство скважин, повысить нефтеотдачу месторождения высоковязкой нефти, повысить охват пласта воздействием и выработать все участки пласта не только по разрезу, но и по площади, что приведет к получению дополнительной добычи нефти за счет поддержания высокой проницаемости пласта.