Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, 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, невозможности контролировать распространение фронта горения.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающий бурение горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через вышерасположенные горизонтальные нагнетательные скважины, отбор нефти через нижерасположенные горизонтальные добывающие скважины (Патент РФ №2334096, опубл. 20.09.2008 - прототип).

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможности контролировать и регулировать распространение фронта горения.

Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см³, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ Р 51858-2002).

Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости с возможностью контроля и регулирования фронта горения.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, согласно изобретению нагнетательную горизонтальную скважину располагают над добывающей горизонтальной скважиной на расстоянии не менее 5 м, производят прогрев призабойной зоны обеих горизонтальных скважин до создания гидродинамической связи между скважинами и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в районе нагнетательной скважины, после снижения вязкости нефти до текучести в районе горизонтального участка горизонтальной добывающей скважины производят отбор нагретой продукции, создавая зону перепада давления между районом горизонтального участка добывающей скважины и районом горизонтального участка нагнетательной скважины, параллельно при достижении температуры окисления нефти производят закачку кислорода или кислородсодержащей смеси в нагнетательную горизонтальную скважину для осуществления инициации внутрипластового горения, после возгорания закачку кислорода или кислородсодержащей смеси чередуют с закачкой горячей воды или перегретого пара в пропорциях, не приводящих к прекращению внутрипластового горения, при распространении фронта горения и отработки зон продуктивного пласта закачку кислорода или кислородсодержащей смеси в нагнетательную горизонтальную скважину увеличивают в 2 и более раз в зависимости от удаления фронта горения от нагнетательной горизонтальной скважины, вертикальные скважины вокруг горизонтальных скважин на расстоянии до 250 м переводят в категорию контролирующих и используют для закачки теплоносителя одновременно с закачкой теплоносителя в горизонтальные скважины или под отбор продукции при инициации горения в нагнетательной скважине, при увеличении температуры в одной из контролирующих скважин выше допустимой ее переводят под нагнетание негорючего агента до снижения температуры, параллельно из вертикальных скважин, находящихся за фронтом внутрипластового горения со стороны нагнетательной скважины, отбирают газы горения с сохранением давления на уровне пластового для обеспечения равномерного распространение фронта горения вокруг горизонтального ствола нагнетательной горизонтальной скважины.

Сущность изобретения

Основным недостатком известных способов разработки залежи высоковязкой нефти является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможности контролировать и регулировать распространение фронта горения. В результате нефтеотдача остается на низком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения высоковязкой нефти. Задача решается следующим образом.

Строят нагнетательную скважину в виде горизонтальной, расположенной над добывающей на расстоянии не менее 5 м, производят прогрев призабойной зоны обеих горизонтальных скважин (закачкой пара, электронагревателями и т.п.) до создания гидродинамической связи между скважинами и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в районе нагнетательной скважины.

Вокруг пары горизонтальных скважин на расстоянии до 250 метров выделяют существующие либо бурят новые вертикальные скважины, в которых одновременно с горизонтальными скважинами ведут попеременную закачку теплоносителя и отбор продукции для раздренирования призабойной зоны.

При достижении температуры окисления в нагнетательной горизонтальной скважине инициируют внутрипластовое горение, нижнюю добывающую горизонтальную скважину переводят под отбор продукции.

Для интенсификации расширения зоны горения вокруг нагнетательной горизонтальной скважины из вертикальных скважин осуществляют регулируемый отбор продукции (жидкости и газов горения) для создания депрессионных зон, либо производят закачку теплоносителя и/или окислителя для создания условий горения в данной зоне.

При увеличении температуры в одной из вертикальных скважин выше допустимой ее переводят под нагнетание негорючего агента (воду, пар, газы горения) для увеличения давления выше пластового, одновременно из других окружающих вертикальных скважин ведут отбор продукции (жидкости и газов горения) с сохранением давления на уровне пластового, тем самым обеспечивая равномерное распространение зоны горения вокруг горизонтального ствола.

Допустимой является температура, при которой не происходит негативное влияние на конструкцию скважины.

Пример конкретного выполнения

На фигурах показана схема реализации способа разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения.

На фигуре 1 показано: горизонтальная нагнетательная скважина 1; горизонтальная добывающая скважина 2; продуктивный пласт 3; зона горения 4; зона распространения фронта горения 5; зона продвижения нагретой скважинной среды 6.

На фигуре 2 показано: горизонтальная нагнетательная скважина 1; горизонтальная добывающая скважина 2; продуктивный пласт 3; зона горения 4; зона распространения фронта горения 5; зона продвижения нагретой скважинной среды 6; вертикальные контролирующие скважины 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26.

Разрабатывают участок на Мордово-Кармальском месторождении республики Татарстан. На Мордово-Кармальском 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.

На участке бурят горизонтальную добывающую скважину 2 длиной 100 метров в области подошвы продуктивного пласта 3. Затем на расстоянии 8 метров от горизонтального участка горизонтальной добывающей скважины 2 параллельно бурят горизонтальную нагнетательную скважину 1. Затем после подготовки скважин 1 и 2 к эксплуатации производят закачку пара с температурой 230°С в обе горизонтальные скважины 1 и 2 одновременно для создания между нагнетательной горизонтальной 1 и добывающей горизонтальной 2 скважинами гидродинамической связи и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в пласте 3. После того, как вязкость нефти снизилась до текучести вследствие закачки пара в районе горизонтального участка горизонтальной добывающей скважины 2, производят отбор нагретой продукции, тем самым создавая зону перепада давления в районе горизонтального участка добывающей скважины 2 и горизонтальной нагнетательной скважины 1. Параллельно при достижении температуры окисления нефти производят закачку кислорода или кислородсодержащей смеси для осуществления инициации внутрипластового горения. Закачку кислорода производят при давлении, равном 5 МПа. Далее, после того как произошло возгорание, закачку кислорода или кислородсодержащей смеси чередуют с закачкой горячей воды или перегретого пара. В связи с созданием искусственной зоны перепада давления между участками горизонтальной нагнетательной 1 и горизонтальной добывающей 2 скважинами фронт горения 4 происходит равномерно по пласту в сторону горизонтальной добывающей скважины 2. Это объясняется тем, что давление в районе нагнетательной скважины 1 выше давления района горизонтальной добывающей скважины 2, этот перепад вызван отбором нагретой перегретым паром продукции. При распространении фронта горения 4 и отработки зон продуктивного пласта 3 закачку окислителя в нагнетательную горизонтальную скважину увеличивают в 2 и более раз, в зависимости от удаления фронта горения от нагнетательной горизонтальной скважины 1.

Вследствие того, что максимальный перепад давлений возникает между зоной пониженного давления у добывающей скважины 2 и зоной повышенного давления у кровли пласта 3, продукция пласта по всей толщине будет направлена в сторону добывающей скважины 2, откуда она отбирается на поверхность. За счет этого происходит регулирование потока флюида (продукции пласта 3) от кровли пласта 3 к добывающей скважине 2, тем самым повышая коэффициент нефтеизвлечения из пласта 3.

Для достижения качественного и своевременного контроля и регулирования процесса внутрипластового горения вокруг горизонтальных скважин привлекают в разработку способа вертикальные оценочные скважины 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, расположенные по любой сетке скважин от горизонтальных скважин 1 и 2, которые переводят в категорию контролирующих и используют для закачки в ближний ряд теплоносителя одновременно с горизонтальными скважинами 1 и 2 для создания гидродинамической связи между скважинами, и под отбор продукции при инициации горения в нагнетательной скважине 1. При увеличении температуры в одной из оценочных скважин, например в скважине 10 (фиг.2), выше допустимой ее переводят под нагнетание негорючего агента до снижения температуры. Параллельно из вертикальных скважин 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, находящихся за фронтом 4 внутрипластового горения со стороны нагнетательной скважины, отбирают газы горения. Параллельно из вертикальных скважин, находящихся за фронтом внутрипластового горения со стороны нагнетательной горизонтальной скважины, отбирают газы горения с сохранением давления на уровне пластового для увеличения давления выше пластового, тем самым обеспечивая равномерное распространение камеры горения вокруг горизонтального ствола.

Для улучшения продвижения фронта горения и поддержания роста давления в нагнетательную горизонтальную скважину одновременно или последовательно с рабочим агентом закачивают горячую воду или перегретый пар в пропорциях, не приводящих к прекращению внутрипластового горения.

Предложенный способ позволяет за счет увеличения площади прогрева пласта на начальной стадии способа, последовательного переноса очага горения в вертикальные скважины, контроля температуры горения и регулирования направления продвижения фронта горения и потока флюида (продукции пласта) создавать равномерный охват пласта внутрипластовым горением, что, в конечном результате, ведет к повышению коэффициента извлечения нефти, снижению энергетических затрат и экологической нагрузки (решается вопрос утилизации газов горения и попутной воды).

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи высоковязкой нефти.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, отличающийся тем, что нагнетательную горизонтальную скважину располагают над добывающей горизонтальной скважиной на расстоянии не менее 5 м, производят прогрев призабойной зоны обеих горизонтальных скважин до создания гидродинамической связи между скважинами и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в районе нагнетательной скважины, после снижения вязкости нефти до текучести в районе горизонтального участка горизонтальной добывающей скважины производят отбор нагретой продукции, создавая зону перепада давления между районом горизонтального участка добывающей скважины и районом горизонтального участка нагнетательной скважины, параллельно при достижении температуры окисления нефти производят закачку кислорода или кислородсодержащей смеси в нагнетательную горизонтальную скважину для осуществления инициации внутрипластового горения, после возгорания закачку кислорода или кислородсодержащей смеси чередуют с закачкой горячей воды или перегретого пара в пропорциях, не приводящих к прекращению внутрипластового горения, при распространении фронта горения и отработки зон продуктивного пласта закачку кислорода или кислородсодержащей смеси в нагнетательную горизонтальную скважину увеличивают в два и более раз в зависимости от удаления фронта горения от нагнетательной горизонтальной скважины, вертикальные скважины вокруг горизонтальных скважин на расстоянии до 250 м переводят в категорию контролирующих и используют для закачки теплоносителя одновременно с закачкой теплоносителя в горизонтальные скважины или под отбор продукции при инициации горения в нагнетательной скважине, при увеличении температуры в одной из контролирующих скважин выше допустимой ее переводят под нагнетание негорючего агента до снижения температуры, параллельно из вертикальных скважин, находящихся за фронтом внутрипластового горения со стороны нагнетательной скважины, отбирают газы горения с сохранением давления на уровне пластового для обеспечения равномерного распространение фронта горения вокруг горизонтального ствола нагнетательной горизонтальной скважины.