способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающий строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины, отличающийся тем, что забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья, до закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°C, после чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи, при снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100% до 90% уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения, цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности для разработки залежей высоковязких нефтей, и может быть использовано при разработке залежи высоковязкой нефти с применением внутрипластового горения.

Известен способ создания в нефтяном пласте очага горения путем сжигания в пласте горючего материала (а.с. СССР № 1068046, МПК Е21В 43/243, опубл. 15.01.1984, Бюл. № 2), включающий последовательную закачку в пласт зажигательной смеси, состоящей из горючего материала и окислительного катализатора, и кислорода или кислородсодержащей газовой смеси, причем в составе закачиваемой в пласт зажигательной смеси могут присутствовать альдегиды или гексаналь, или азо-бис-изомасляный нитрил с MnB ₂O₇·H₂O, или гексаналь с кумилгидропероксидом.

Недостатком данного способа является использование зажигательной смеси, что требует применение повышенных мер безопасности, а также влечет за собой дополнительные материальные затраты. Кроме того, при реализации данного способа не обеспечивается прогрев пласта на начальном этапе разработки, что обуславливает низкую добычу нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (пат. РФ № 2386801, МПК Е21В 43/43, опубл. 20.04.2010, Бюл. № 11), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины. По заявленному способу в нагнетательные скважины дополнительно нагнетают параллельно окислителю топливо. В качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом, расположенным в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных скважин - вертикальные, которые размещают на определенном расстоянии друг от друга и от концевой части горизонтального ствола, исключающем прорыв топлива или окислителя в другие скважины в направлении продолжения горизонтального ствола. При этом топливо закачивают через вертикальные скважины, ближайшие к горизонтальной скважине, а окислитель - через удаленные. Кроме того, при реализации этого способа закачку топлива производят при забойном давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин, а окислителя - при забойном давлении выше давления закачки топлива.

Недостатком данного способа являются незначительное увеличение средней температуры по залежи, что обуславливает низкие значения добычи нефти, а также применение второй нагнетательной скважины для организации закачки в пласт топлива, в качестве чего может быть использована в том числе и добываемая из пласта нефть, применение прогрева призабойной части пласта паропередвижной установкой. Использование топлива требует постоянных материальных затрат на его подачу. Кроме того, при использовании данного способа не обеспечивается необходимый прогрев залежи на начальном этапе, что влечет за собой низкие значения добычи нефти.

Техническими задачами данного изобретения являются обеспечение более быстрого роста средней температуры по залежи, что приводит к более высоким значениям добычи нефти уже на начальном этапе разработки залежи, снижение материальных затрат за счет отсутствия применения топлива для инициирования внутрипластового горения и строительства дополнительной вертикальной скважины для подачи этого топлива, что ведет к повышению безопасности работ на скважинах из-за неприменения горючих и взрывоопасных веществ.

Поставленные задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины.

Новым является то, что забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья, до закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°C, после чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее, при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза, из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи, при снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100% до 90% уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения, цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.

На фиг.1 представлено изображение горизонтальной добывающей скважины 1, вертикальной скважины 2 с помещенными в них соответственно электронагревателями 3, 4. На фиг.2, 3, 4 изображены соответственно графики изменения средней температуры по залежи, годовой и накопленной добычи нефти, соответствующие случаям разработки залежи высоковязкой нефти по заявляемому способу и по прототипу.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом:

На залежи 5 (фиг.1) высоковязкой нефти бурят добывающую скважину 1 с горизонтальным стволом. Бурение горизонтального участка скважины 1 осуществляют над подошвенной частью 6 залежи 5. В 28-32 м над горизонтальной скважиной 1 и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья бурят вертикальную скважину 2, предназначенную для нагнетания окислителя в залежь 5. В пробуренные горизонтальную 1 и вертикальную 2 скважины устанавливают электронагреватели 3 и 4 соответственно, мощность электронагревателей выбирают примерно равной. Причем в качестве нагревателя 3 используют электронагреватель мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства горизонтальной скважины 1 до температуры 100-200°C. После разогрева в залежь 5 через вертикальную 2 и горизонтальную 1 скважины нагнетают окислитель. Нагнетание окислителя одновременно с электропрогревом призабойной зоны залежи 5 на горизонтальной скважине 1 до момента, когда пластовое давление в окрестности горизонтальной скважины 1 превысит уровень начального пластового давления более чем в 1,5 раза, после чего электронагреватель 3 из горизонтальной скважины 1 извлекается, и в нее спускается насосное оборудование (на фиг.1 не показано), с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи, при снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100% до 90% уровня начального пластового давления залежи 5 отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель 3, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения, цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинами, после чего из горизонтальной скважины 1 электронагреватель 3 извлекается и горизонтальная скважина 1 в дальнейшем эксплуатируется в режиме отбора продукции. Вертикальная нагнетательная скважина 2 постоянно работает в режиме нагнетания окислителя с включенным электронагревателем 4. После того, как инициированный нагнетанием окислителя в залежи 5 процесс низкотемпературного окисления вследствие производимого электронагревателями электропрогрева перейдет в стадию высокотемпературного окисления, электронагреватель 4 отключается и из вертикальной скважины 2 извлекается, при этом через вертикальную скважину 2 продолжается нагнетание в залежь 5 окислителя.

Условия залегания залежей 5 высоковязких нефтей довольно часто характеризуются низкими значениями начального пластового давления и начальной пластовой температуры. При этом нефти, залегающие при таких условиях, имеют довольно большие значения вязкости, т.е. являются высоковязкими.

В этих условиях помещение электронагревателей 3 и 4 в нагнетательную 2 и добывающую 1 скважины способствует более быстрому прогреву залежи 5 и насыщающих ее поровое пространство флюидов, в том числе и высоковязкой в начальных условиях нефти, вследствие чего снижается вязкость и увеличивается подвижность пластовой нефти. В силу того, что электропрогрев залежи 5 и нагнетание окислителя осуществляется одновременно как из вертикальной нагнетательной скважины 2, так и из горизонтальной скважины 1, предназначенной, вообще говоря, для отбора продукции, встречные кондуктивные потоки тепла и воздуха обеспечивают более ускоренное установление гидродинамической связи между горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинами. Кроме того, при работе электронагревателей 3 и 4 интенсивно растут пластовое давление и средняя температура в залежи 5, и инициируемый нагнетанием окислителя процесс низкотемпературного окисления ускоренно переходит в стадию высокотемпературного горения.

О характере протекающих в залежи 5 процессов, связанных с изменением внутрипластовой температуры залежи 5, можно делать выводы на основе результатов измерения давления и температуры в различных зонах залежи 5 с помощью соответствующих, специально предназначенных для этого измерительных приборов (на фиг.1 не показаны), к чему можно отнести, например, электронный скважинный манометр PPS 27 отечественного производства, предназначенный для использования в системе длительного мониторинга пластовых давлений и температур в режиме реального времени. По результатам замеров давления и температуры внутри залежи 5, например с помощью вышеназванного прибора, можно сделать выводы о характере протекания процессов внутри залежи 5. Так, например, начальной стадией внутрипластового горения является процесс низкотемпературного окисления, который протекает при температурах до 300°C. При установлении режима высокотемпературного горения температура в залежи 5 достигает величины не ниже 450°C. Превышение замеренной температуры в залежи 5 значения этой пороговой величины не менее чем на 50°C сигнализирует об устойчивом протекании в залежи 5 высокотемпературного горения. В этих условиях электронагреватель 4, установленный в вертикальной скважине 2, можно отключить и извлечь из скважины 2.

Пример конкретного выполнения.

На залежи 5 высоковязкой нефти его подошвенной части 6 разбурили скважину 1 с горизонтальным стволом. Вертикальную скважину 2 пробурили так, чтобы ее забой располагался в 30,08 м над горизонтальной скважиной 1 и в 12,5 м от забоя горизонтальной скважины 1 в сторону устья. Осуществили обустройство пробуренных скважин 1 и 2 и в них установили электронагреватели 3 и 4 мощностью 50 кВт.

Характеристики залежи 5 приведены в таблице.

Геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта
Параметры	Числовое значение
Глубина залегания (абсолютная отметка), м	-35,0
Тип залежи	пластово-сводовый
Тип коллектора	поровый
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	70
Средняя общая толщина, м	15
Средняя газонасыщенная толщина, м	-
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	13,5
Средняя водонасыщенная толщина, м	1,5
Коэффициент пористости, доли ед.	0,221
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.	0,875
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.	-
Проницаемость, 10-3 мкм2	893,0
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,578
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1
Начальная пластовая температура, °C	8
Начальное пластовое давление, МПа	0,45
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	1271,4
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,912
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,925
Абсолютная отметка ВНК, м	-25,5
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,033
Содержание серы в нефти, %	4,4
Содержание парафина в нефти, %	3
Давление насыщения нефти газом, МПа	2,7
Газовый фактор, м3/т	8,1
Содержание сероводорода, %	-
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1,16
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,168
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
нефти	8
воды	4,6
породы	1,4

После прогрева призабойной зоны скважин 1 и 2 нагревателями 3 и 4 до температуры 160°C начинают нагнетать окислитель в обе скважины 1 и 2. При постоянном нагнетании окислителя с включенным электронагревателем 4 в вертикальной скважине 2 горизонтальная скважина 1 циклически переводилась на отбор продукции путем последовательного отключения и извлечения электронагревателя 3 и последующего спуска насосного оборудования. После проведения нескольких циклов перевода горизонтальной скважины 1 на нагнетание окислителя одновременно с включением электронагревателя 3 и обратно на отбор продукции наблюдалось установление гидродинамической связи между горизонтальной скважиной 1 и вертикальной скважиной 2. Признаком установления гидродинамической связи между скважинами 1 и 2 является неснижение добычи нефти в горизонтальной скважине 1 к концу заданного времени работы этой скважины в режиме отбора продукции. После чего горизонтальная скважина 1 была переведена на отбор продукции, и циклическому переводу на нагнетание окислителя одновременно с электропрогревом нагревателем 3 больше не подвергалась. Далее с помощью прибора для измерения пластового давления и пластовой температуры - электронного скважинного манометра PPS 27 производился замер внутрипластового давления и внутрипластовой температуры залежи 5. По результатам этих замеров было установлено, что инициированный нагнетанием окислителя в вертикальную скважину 2 процесс внутрипластового горения перешел из стадии низкотемпературного окисления в стадию устойчивого высокотемпературного горения. В этот момент электронагреватель 4, установленный в вертикальной скважине 2, отключили и извлекли из скважины. При продолжении нагнетания окислителя через вертикальную скважину 2 и отбора продукции через горизонтальную скважину 1 наблюдалось движение фронта прямоточного горения по направлению от вертикальной нагнетательной скважины 2 к горизонтальной добывающей скважине 1.

Эффективность заявляемого способа была проверена с помощью расчетов распределения температуры по залежи и отбора продукции, проведенных в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG (Канада). Для расчетов использовали данные геологических и гидродинамических исследований в скважинах 1 и 2, структурные карты, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, показатели вязкости нефти, пористости, проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин по площади залежи и начальных балансовых запасов (см. таблицу). По данным расчетов определили, что установление электронагревателей 4 и 3 в вертикальную 2 и горизонтальную 1 скважины, включение электронагревателей 3 и 4 для предварительного прогрева околоскважинного пространства залежи 5, переход к нагнетанию окислителя через горизонтальную 1 и вертикальную 2 скважины с одновременным электропрогревом нагревателями 3 и 4, организация 5-6 циклов работы горизонтальной скважины 1 в режиме «нагнетание окислителя одновременно с применением электропрогрева нагревателем 3 - отбор продукции» с последующим переходом работы горизонтальной скважины 1 в режим постоянного отбора продукции способствует ускоренному установлению гидродинамической связи между горизонтальной скважиной 1 и вертикальной скважиной 2 и ускоренному переходу процесса низкотемпературного окисления в залежи 5, вызванного нагнетанием окислителя, в процесс полноценного внутрипластового горения. Данные расчетов сведены в графиках, приведенных на фиг.2-4.

Участок разработки залежи 5, на котором была смоделирована заявляемая технология, имеет геометрические размеры 350×200×15 м. При трехмерном (3D) моделировании элемент разработки аппроксимирован сеточной областью размерностью 4×7×20 элементарных ячеек. Размеры ячеек по латерали составляют 50×50 м, по вертикали - 0,75 м. Заложенные в модель геолого-физические параметры моделируемой залежи приведены в таблице (см. выше).

Ввели в эксплуатацию горизонтальную 1 добывающую и вертикальную 2, предназначенную для нагнетания окислителя в залежь 5, скважины. В горизонтальную 1 и вертикальную 2 скважины поместили электронагреватели 3 и 4 мощностью 50 кВт. Включили электронагреватели 3 и 4 одновременно с началом нагнетания воздуха в залежь 5, содержащего в своем составе кислород, являющийся окислителем, со скоростью закачки 2000 м³/сут при забойном давлении 0,624 МПа на горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинах. При этом по модели горизонтальная скважина 1 циклически переводилась на отбор продукции с прекращением электропрогрева, что в реальных промысловых условиях соответствует отключению и извлечению из горизонтальной скважины 1 электронагревателя 3 и последующему спуску насосного оборудования. Отбор продукции на горизонтальной скважине 1 производился с максимальным ограничением по суммарному отбору жидкости (нефть совместно с попутно добываемой водой) в 200 м³/сут при забойном давлении 0,14 МПа. По модели было произведено 5 циклических переключений горизонтальной скважины 1 с нагнетания воздуха с включенным электропрогревом с помощью электронагревателя 3 на отбор продукции из залежи 5 и обратно. При этом задавалась продолжительность работы скважины в том и в другом режиме 5 суток. После чего, после установления гидродинамической связи между горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинами, по модели горизонтальная скважина 1 перешла в режим постоянного отбора продукции из залежи 5 при выключенном электронагревателе. Установление гидродинамической связи между горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинами было определено по результатам расчетов распределения внутрипластового давления и внутрипластовой температуры в околоскважинном пространстве, которые не снижались к концу времени работы горизонтальной скважины 1 в режиме отбора продукции. Через вертикальную скважину 2 продолжалось нагнетание воздуха в залежь 5 с одновременным проведением электропрогрева с помощью электронагревателя 4. Время отключения электронагревателя 4, помещенного в вертикальную скважину 2, было определено по результатам измерений температуры в ячейках гидродинамической сетки на фронте горения. При достижении температуры в окрестности горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважин величины порядка 200°C, через 7 месяцев после начала инициирования горения электронагреватели 3 и 4 по модели были отключены, но по модели продолжалась закачка воздуха через вертикальную скважину 2 и отбор продукции через горизонтальную скважину 1.

Также были проведены расчеты распределения температуры по залежи 5 и отбора продукции в случае разработки залежи 5 по способу, заявленному в прототипе. Для чего при сохранении геолого-физических характеристик залежи 5 во входном файле модели были согласно прототипу воспроизведены расположение друг относительно друга горизонтальной скважины 1, вертикальной скважины 2 и скважины, с помощью которой осуществляется закачка в пласт топлива (на фиг.1 не показана), в качестве чего в модели был применен метан. Режимы работы добывающей горизонтальной скважины 1 и скважины, предназначенной для закачки в залежь 5 окислителя, совпадают с соответствующими режимами работы скважин, заданными при расчете распределения температуры по залежи 5 и отбора продукции в случае разработки данного участка по заявляемому способу. Нагнетание топлива в залежь 5, в качестве чего был применен метан, по модели осуществлялось с забойным давлением на скважине 0,520 МПа и с темпом нагнетания 21 м³/сут. Работа всех скважин осуществлялась в течение всего расчетного времени эксплуатации залежи по способу, заявленному в прототипе.

Сопоставление динамики изменения средней температуры по залежи 5, годовой и накопленной добычи нефти, при разработке залежи 5 по заявляемому способу и по способу, предложенному в прототипе, приведено на графиках, представленных на фиг.2, 3, 4 соответственно. Как видно из этих графиков (фиг.2, 3, 4), в случае разработки залежи 5 высоковязкой нефти по предлагаемому способу, существенно повышается внутрипластовая температура, увеличивается годовая и в конечном итоге накопленная добыча нефти из залежи 5 по сравнению со способом, заявленным в прототипе.

Применение предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения обеспечивает более быстрый рост средней температуры по залежи, что приводит к более высоким значениям добычи нефти на начальном этапе разработки залежи. Кроме того, при применении данного способа разработки залежи высоковязкой нефти, в отличие от способа, заявленного в прототипе, снижаются материальные затраты за счет отсутствия применения топлива для инициирования внутрипластового горения и строительства дополнительной вертикальной скважины. Отсутствие необходимости организации дополнительной подачи топлива ведет также к повышению безопасности работ на скважинах из-за неприменения горючих и взрывоопасных веществ.