способ разработки битумного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки битумного месторождения, включающий бурение нагнетательной скважины, закачку теплоносителя в пласт и добычу продукции из пласта, отличающийся тем, что сначала определяют оптимальный размер центрального первого добычного элемента, в центре которого бурят добывающую скважину, нагнетательные скважины располагают на расстоянии 10-12 м от центральной и на 180° друг от друга с направленным теплопотоком на добывающую скважину и дренажную скважину с забоем ниже битуминозного пласта, причем располагают ее в непосредственной близости от центральной добывающей скважины и оборудуют погружным насосом, после чего через дренажную скважину производят откачку пластовой воды, осушают пласт, а через нагнетательную скважину подают парогаз, нагревают пласт до добычной вязкости битума и производят отбор битума через добывающую скважину, причем после отбора 1/3 объема битума дренаж воды прекращают, а отбор битума из добывающей скважины продолжают, создают эффект внутриконтурного заводнения и после охлаждения пласта цикл повторяют, затем после отработки первого элемента теплонагнетательные скважины используют для разогрева битума на следующих двух элементах, примыкающих к центральному.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для создания направленного теплопотока нагнетательные скважины снабжают трубой, перфорированной в секторе 90° окружности трубы.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что по мере выработки добычного элемента направление теплопотоков в нагнетательных скважинах изменяют.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество дренажных скважин увеличивают в зависимости от пьезопроводности битуминозных песчаников.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи битума тепловым воздействием на пласт из битумоносных песчаников.

Известен способ добычи вязкой нефти или битума из пласта (см. а.с. СССР № 834339, кл. Е 21 В 43/24, опубл. БИ № 20, за 1981 г.), включающий нагрев пласта путем закачки в него теплоносителя и газа, при этом до последующего нагрева пласта газ закачивают периодически.

Также известен термический способ добычи углеводородов из битумоносных песчаников (патент США № 4046195, опубл. 06.09.77 г.). Способ включает нагнетание через нагнетательную скважину пара до тех пор, пока он не будет выходить через добывающую скважину. Затем нагнетают через нагнетательную скважину смесь пара и газа, содержащего кислород, при температуре смеси, соответствующей температуре насыщения насыщенного пара при пластовом давлении. В результате этого в пласте осуществляется низкотемпературное окисление. Нагнетание смеси продолжается до тех пор, пока в пласт вместе с паром не будет введено оптимальное количество указанного газа в диапазоне 140-200 поровых объемов при стандартных условиях. После этого продолжают нагнетать чистый пар. Добычу углеводородов производят через добывающую скважину.

Способы позволяют снизить энергозатраты.

Недостатком способов является низкая эффективность извлечения битума, отсутствие объективного контроля за процессом вытеснения. Кроме того, способы являются сложными и трудоемкими в исполнении.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ добычи вязких нефтей из битумоноcных песков (патент США № 2019575, опубл. 26.04.77 г.), включающий прогрев пласта с использованием эксплуатационной скважины, специальным образом оборудованной, а также множеством периферийных скважин, пробуренных в продуктивном пласте недалеко от эксплуатационной скважины. Периферийные скважины вскрывают только верхнюю часть продуктивного пласта. Эксплуатационная скважина оборудуется тремя колоннами труб, спускаемыми концентрично одна в другую.

Колонна самого малого диаметра (НКТ) опускается до подошвы пласта, где обсадная колонна перфорирована только против продуктивного пласта. Зона перфорации изолирована от верхней части ствола скважины пакером. Промежуточная колонна спущена в скважину до уровня этого пакера. Таким образом, три колонны образуют три канала связи с поверхностью: первый, по которому осуществляется добыча нефти, второй и третий (межтрубные пространства между промежуточной и подъемной колоннами) служат для циркуляции теплоносителя - пара, что обеспечивает прогрев продуктивного пласта вокруг скважины.

Прогрев пласта вокруг ствола скважины создает условия для начала движения нефти по пласту. Одновременно с этим процессом осуществляется прогрев продуктивного пласта через периферийные скважины, по которым нагнетается в пласт теплоноситель. Пар будет поглощаться пластом при условии, что битум в приствольной части эксплуатационной скважины начнет продвигаться по пласту вниз к ее перфорационным отверстиям в нижней части колонны. Пар, закачиваемый через периферийные скважины, нагревает пласт и одновременно проталкивает нефть вниз по пласту к перфорационным отверстиям.

Достоинством способа является то, что процесс вытеснения битума стабилизируется за счет поддержания температурного режима в пласте.

Однако эффективность вытеснения остается низкой из-за того, что процесс распределения теплоносителя в пласте является не контролируемым. Осуществление способа требует больших материальных и энергетических затрат.

Задачей изобретения является создание способа эффективного вытеснения битума и увеличения тем самым коэффициента извлечения битума за счет непосредственного воздействия на битум и вмещающего его песчаник, а также за счет уменьшения размеров добычной ячейки до оптимального размера, которая практически исключает неконтролируемый выход направленного теплового потока через тектонические трещины в обход битумного пласта в добычном элементе.

Поставленная задача достигается описанным способом разработки битумного месторождения, включающим бурение нагнетательной скважины, закачку теплоносителя в пласт и добычу продукции из пласта.

Новым является то, что сначала определяют оптимальный размер добычного элемента, в центре которого бурят центральную добывающую скважину, нагнетательные скважины располагают на расстоянии 10 м от центральной и на 180° друг от друга с направленным теплопотоком на добывающую скважину и дренажную скважину с забоем ниже битумoноcного пласта, причем располагают ее в непосредственной близости от центральной добывающей скважины и оборудуют погружным насосом, после чего через дренажную скважину производят откачку пластовой воды, осушают пласт, а через нагнетательную скважину подают парогаз, нагревают пласт до добычной вязкости битума и производят отбор битума через добывающую скважину, причем после отбора 1/3 объема битума дренаж воды прекращают, а отбор битума из добывающей скважины продолжают, создают эффект внутриконтурного заводнения и после охлаждения нижней части пласта цикл повторяют.

Новым является также то, что для создания направленного теплопотока нагнетательные скважины снабжают трубой, перфорированной в секторе 90° окружности трубы. Количество дренажных скважин увеличивают в зависимости от пьезопроводности битумоносных песчаников.

При разогреве битумного пласта по известному способу основная доля тепла расходовалась на разогрев воды, у которой теплопроводность на порядок выше, чем у битума и минерального каркаса глинистого песчаника. Кроме того, поскольку из добывающей скважины ранее добывался битум совместно с водой в соотношении 30-20% на 70-80% и в силу большой разницы коэффициентов фильтрации воды и битума, в скважину подтягивалось большое количество холодной пластовой воды, на разогрев которой также требовалось определенное количество тепла. В заявляемом способе значительный расход теплоносителя на разогрев пластовой воды практически исключен. В осушенном пласте за счет создания депрессионной воронки и срезки уровня подземных вод в районе теплонагнетательных скважин под подошвой битумного пласта теплоперенос и разогрев битума осуществляется с наименьшими теплозатратами. Количество дренажных скважин увеличивают в зависимости от пьезопроводности битумоносных песчаников.

На фиг.1 схематично показано расположение скважин при осуществлении предлагаемого способа разработки битумного месторождения.

На фиг.2 - схема разработки битума в добычном элементе. Эта схема реализована на Северо-Ашальчинском месторождении в Республике Татарстан.

На фиг.3 показано мультисистемная схема промышленной разработки битумного месторождения добычными элементами.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Выбирают добычной элемент размером 2020 м, в центре которого бурят вертикальную добывающую скважину с-1-Ц. Бурение такой скважины первой определяется тем, что в скважину по вскрытым пластам начнется разгрузка горного давления, т.е. вектор разгрузки будет направлен в сторону центральной (добывающей) скважины и будет совпадать с вектором теплового фронта, что в свою очередь будет ускорять теплоперенос по битумному пласту. Затем на расстоянии 2-3 м бурят дренажную скважину с-1-Г на глубину на 10-15 м ниже подошвы битумного пласта и оборудуют погружным насосом. Далее на 10 м от добывающей скважины бурят нагнетательные скважины с-1-Т и с-2-Т на глубину залегания битумного пласта, расположенные на 180° друг от друга. Они снабжены трубой, перфорированной в секторе 90° окружности трубы и направленной в сторону добывающей скважины с-1-Ц. До этапа нагнетания теплоносителя осуществляют осушение битумного пласта в пределах добычного элемента с помощью дренажной скважины с-1-Г, оборудованной погружным насосом 1 (фиг.2) с расчетной производительностью для полного осушения битумного пласта.

Расчет времени осушения добычной ячейки с радиусом 10 м производили по формуле

R(t)= t,

где R(t) - расчетный радиус влияния скважины, м;

- пьезопроводимость в среднем для песчаника, равная 200 м²/сут;

t - время дренажа, сут.

Количество дренажных скважин может быть увеличено до 2 в случаях, когда пьезопроводимость будет составлять 300-500 м²/сут. Оптимальность размеров добычной ячейки определяется возможностями осушения пласта в данных геолого-гидрогеологических условиях и мощности современного насосного дренажного оборудования. Увеличение размеров добычной ячейки сделает невозможным полное осушение пласта, а при частичном осушении невозможно получить экономичный разогрев битума в пласте оптимальное время. Кроме того, при больших размерах ячейки может наступить неконтролируемый выход парогаза за пределы добычного элемента, что подтверждается опытом работ на Мордово-Кармальском месторождении ПБ в Республике Татарстан.

Формирование депрессионной воронки фиксируется срезкой уровня воды в теплонагнетательных скважинах в подошве битумного пласта.

Затем начинают процесс нагнетания теплоносителя в скважинах с-1-Т и с-2-Т. После разогрева пласта и достижения добычной вязкости битума начинают отбор битума методом свабирования из добычной скважины. При этом процесс осушения происходит в дискретом режиме. После разогрева битума в пласте до оптимальной добычной вязкости битума пласта осушение временно прекращается, что приводит к подъему напорных подземных вод. Это в свою очередь увеличивает объем вытеснения разогретого битума за счет природной энергии напорных подземных вод, то есть реализуется идея внутриконтурного заводнения, широко используемая при поддержании пластового давления в нефтедобыче.

После завершения отработки первого элемента переходят на строительство двух следующих элементов, примыкающих к скважине 2-Т с одной стороны и скв. 1-Т с другой, которые будут использованы для разогрева битума в 2 и 3 добычных элементах и осуществляются путем разворота теплонагнетательных скважин на 180 град. в сторону новых добычных элементов (фиг.3).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки битумного месторождения определяется главным образом существенным снижением энергозатрат, уменьшением тепловых потерь, контролируемости теплофизического состояния пласта, увеличением объема извлечения битума за счет энергии напорных подземных вод, уменьшением затрат на обезвоживание добытого сырья, уменьшением затрат на сооружение следующих добычных элементов.