Способ разработки залежи углеводородных флюидов

Способ разработки залежи углеводородных флюидов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно-высоковязкой нефти и природного битума с применением тепла, образующегося при горении углеводородов в пласте.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи [1], включающий проводку в пласте двух параллельных между собой двухустьевых горизонтальных скважин, закачку пара в верхнюю, нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [1] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти [2], 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, прогрев призабойной зоны обеих горизонтальных скважин до создания гидродинамической связи между скважинами и достижения температуры окисления высоковязкой нефти в районе нагнетательной скважины, 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.

Недостатком известного способа [2] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования неоправданно большого количества теплоносителя для закачки и прогрева по всей длине горизонтальной части ствола единовременно, сложность контроля и управления процессом подземного внутрипластового распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, затруднительность отбора нефти из-за неизбежного закоксовывания горизонтального участка ствола, причем с неопределяемым местонахождением участков закоксовывания, что не позволяет устранить это закоксовывание и его негативное влияние на отбор нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов [3], включающий бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции и в зависимости от результатов контроля - принятием мер предотвращения прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с применением пакеров.

Недостатком известного способа [3] является невысокая (неудовлетворительная) скорость процесса прогрева пласта, невозможность управления выработкой продуктивного пласта горизонтальной добывающей скважины. Уплотнение перфорационных отверстий от устья к забою не позволяет создавать равномерный приток нефти и равномерно отбирать ее (нефть) горизонтальным стволом добывающей скважины, создает предпосылки преждевременного прорыва теплоносителя в добывающую скважину, приводящего к прекращению притока нефти и соответственно добычи. Прототип не позволяет регулировать температуру нагрева отбираемой горизонтальной добывающей скважиной продукции. Из-за этого высока вероятность неконтролируемого прорыва теплоносителя по высокопроницаемым пропласткам с оставлением невыработанных нефтеносных участков, что оборачивается низкой отдачей продуктивного пласта (низким КИН - коэффициентом извлечения нефти). Кроме того, прототип [3] не позволяет разрабатывать сложного строения многопластовые залежи высоковязкой нефти и битумов. Недостатки ограничивают область применения прототипа.

Целью заявляемого изобретения является расширение перечня способов добычи высоковязких углеводородных энергоносителей, повышение результативности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта (увеличение флюидоотдачи пласта) породы, повышение интенсивности и полноты извлечения углеводородных энергоносителей - флюидов, разработка многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей.

Цели достигают тем, что осуществляют способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающий бурение добывающих горизонтальных скважин, бурение над ними нагнетательных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины, характеризующийся тем, что добывающую и нагнетательную скважины выполняют многоствольными с одинаковым количеством стволов в соответствии с количеством разрабатываемых продуктивных пластов, причем стволы выполняют с горизонтальными участками в продуктивных пластах, расположенными параллельно друг другу в одном направлении, горизонтальные стволы скважин равномерно перфорируют, скважины оснащают устройствами контроля температуры и давления, стволы нагнетательной скважины оборудуют пакерами, через межпакерный участок ствола нагнетательной скважины производят закачку инертного нагретого рабочего агента в продуктивные пласты, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, закачивая который поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения в продуктивном пласте, прогревают ограниченный пакерами участок пласта до состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, а поддержание пластовой температуры в обеспечивающих текучесть флюида пределах осуществляют путем изменения объема закачки кислородосодержащего рабочего агента, после полной выработки зоны продуктивного пласта в межпакерном участке закачку кислородосодержащего рабочего агента временно прекращают, колонну труб с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами передвигают в направлении устья нагнетательной скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. Для повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.

Далее приведен пример осуществления заявляемого способа применительно к одному из разрабатываемых продуктивных пластов, Фиг. На Фиг. показана схема реализации заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нескольких, например двух, нефтеносных пластов породы месторождения, где: 1 - двухствольная горизонтальная добывающая скважина; 2 - двухствольная горизонтальная нагнетательная скважина; 3 - колонна труб для отбора разогретого флюида, 4 - колонна труб для подачи рабочего агента; 5 - отверстия в колонне труб; 6 - пакерующие устройства (пакеры); 7 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 8 - фронт горения; 9 - устройство контроля температуры; 10 - подошва продуктивного пласта; 11 - кровля продуктивного пласта; 12 - первый продуктивный пласт; 13 - второй продуктивный пласт; 14 - непродуктивный пласт породы, разделяющий продуктивные пласты 12 и 13.

Реализация способа показана на примере применительно к одному (из нескольких) продуктивных пластов, например первому продуктивному пласту 12, Фиг. Остальные продуктивные пласты той же залежи разрабатывают описанным выше образом - с бурением, оснащением и эксплуатацией соответствующих горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин.

На нефтеносном участке в продуктивном пласте над подошвой пласта 10 бурят двухствольную горизонтальную добывающую скважину 1. На некотором, определяемом толщиной продуктивного пласта расстоянии, например по вертикали от 1 до 25 м, от горизонтального участка добывающей скважины 1 параллельно ей (добывающей скважине), в одном направлении над ней (добывающей скважиной) в продуктивном пласте бурят другую двухствольную горизонтальную - нагнетательную, скважину 2. Затем в нагнетательную скважину 2 опускают колонну труб 4 с заглушенным концом, с выполненными на концевом участке отверстиями 5 произвольной формы и порядка для закачки рабочих агентов. При этом суммарная площадь сечения отверстий (в стенках трубы 4) составляет не менее 1/5 площади сечения труб 4. Вдоль нагнетательной скважины 2 его участок с отверстиями 5 с двух сторон ограничивают пакерующими устройствами 6 и создают межпакерный участок нагнетательной скважины. Расстояние между пакерующими устройствами 6 (далее по тексту - пакерами) варьируют, например, в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств флюидоносной породы. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.

После подготовки скважин 1 и 2 к эксплуатации в продуктивный пласт 10 через межпакерный участок нагнетательной скважины 2 производят закачку рабочего агента, например инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 10 до значений температуры самовоспламенения флюида, например нефти продуктивного пласта, например - плюс 350°С. Температуру самовоспламенения (флюида) и начала внутрипластового горения содержащегося в пласте углеводородного флюида для конкретного случая определяют экспериментально. Например, путем лабораторного исследования извлеченного при бурении керна флюидоносного пласта породы и свойств содержащегося в керне флюида, например его (флюида) температуры самовоспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости, геофизических свойств пластовой породы.

Производят прогрев призабойной зоны ствола горизонтальной нагнетательной скважины путем закачки нагретого инертного рабочего агента, например продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры самовоспламенения флюида. При этом происходит снижение вязкости флюида, например нефти. Затем, после достижения температуры самовоспламенения флюида в нефтеносном пласте, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например на кислородосодержащий атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородсодержащий рабочий агент в пласте возникает горение содержащегося там (в пласте) и нагретого до температуры самовоспламенения флюида. От очага горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны 7. Некоторая доля содержащегося в пласте флюида, например 15%, выгорает, выделяя тепло. Количество сжигаемого для разогрева пласта флюида регулируют, например, путем регулирования количества подаваемого в пласт кислородосодержащего рабочего агента. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородсодержащим флюидом, например нефтью. Невыгоревшая, оставшаяся в пласте доля флюида является добываемым полезным продуктом, объектом добычи.

По мере нагрева и снижения вязкости флюид, например высоковязкая нефть, обретает текучесть и стекает вниз, к подошве пласта, в зону расположения горизонтального участка добывающей скважины 1. В районе ствола горизонтального участка добывающей скважины 1 производят отбор нагретого продукта (добычу), например высоковязкой нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры 9, например термопар, в добывающей скважине. При горении в пласте контроль и управление пластовой температурой в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода закачиваемого рабочего агента, например воздуха с содержанием кислорода. При распространении фронта горения после полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров, закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу 4 с отверстиями 5 и с двух сторон ограничивающими участок расположения отверстий 5 пакерами в направлении устья добывающей скважины на длину расстояния между пакерами. Установив пакеры, по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. Устройством контроля температуры 9 осуществляют контроль направления распространения тепла 7 и распространения фронта горения 8. При прохождении фронта горения 8 через объем породы, например заключенной в объеме на 20 м длины пути продвижения фронта горения, считают, что запасы нефти в данном объеме выработаны. Полноту выработки определяют, например, с использованием устройства [см. Описание] для автоматизированной аппроксимации параметров добываемой нефти, расчета запасов и свойств коллекторов или обводненности продукции в промысловых условиях.

После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка продуктивного пласта, например на расстоянии 20 м вдоль горизонтальной добывающей скважины, производят приостановку закачки рабочего агента с содержанием кислорода. Перемещают колонну труб 4 с пакерами 6 в направлении устья нагнетательной скважины 1, например, на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 6. Пакеры приводят в рабочее состояние и изолируют следующий межпакерный участок в направлении к устью нагнетательной скважины. Затем возобновляют закачку рабочих агентов (последовательно инертного и кислородосодержащего) по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы. При наличии достаточного прогрева пласта за счет внутрипластового горения производят закачку кислородосодержащего рабочего агента без закачки инертного.

Подобные действия выполняют до полного извлечения (полной выработки) запасов, имеющихся в пласте породы флюидов, например высоковязкой нефти, на всем протяжении горизонтального участка нагнетательной скважины 1. При этом достигают полной выработки объема межскважинного пространства продуктивного пласта 3, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например высоковязкой нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта.

Для эксплуатации многопластовой залежи продуктивные пласты разрабатывают расположенными на том же участке многоствольными горизонтальными скважинами с количеством стволов, соответствующим количеству разрабатываемых продуктивных пластов, и оснащенных необходимым оборудованием.

Применение предложенного способа существенно повышает флюидоотдачу залежи углеводородного сырья. Способ может быть использован, например, при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов, в том числе для разработки многопластовых залежей углеводородных флюидов, например тяжелых нефтей и природных битумов, тем самым расширяя перечень способов разработки высоковязких углеводородных энергоносителей. Контролируя температуру и давление в добывающей скважине, определяют и регулируют параметры процесса добычи - объем закачки рабочих агентов, например инертных газов в процессе прогрева продуктивного пласта, кислородсодержащего воздуха - при возбуждении и поддержании внутрипластового горения. Контролируемость параметров позволяет управлять интенсивностью процесса извлечения углеводородных энергоносителей, в том числе путем обеспечения равномерного притока флюида к добывающей скважине с использованием последовательной, пошаговой разработки всего пласта за счет применения пакеров, с контролем и поддержанием при каждом шаге операций (пошаговой разработки межпакерного расстояния продуктивного пласта с использованием внутрипластового горения) необходимых условий внутрипластового горения, например сжигаемой доли внутрипластового флюида, температуры горящего пласта, пространственного положения фронта горения. Управляемость интенсивностью процесса извлечения способствует повышению полноты выработки (полноты извлечения) флюида продуктивного пласта.

Применение заявляемого способа возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например с применением закачки пара и иных рабочих агентов, с использованием уже имеющихся скважин.

Пример осуществления предполагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых - из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида - месторождений углеводородного сырья, а также для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.

Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.

Способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.

Заявленное техническое решение с использованием стандартного оборудования и средств измерения можно реализовать в промышленном производстве для добычи углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ

1. Патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.

2. Патент РФ №2425969, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.

3. Патент РФ №2494240, МПК Е21В 43/24 (2006.01), Е21В 7/04 (2006.01). Приоритет от 12.04.2012. Опубл. 27.09.2013. Описание патента.

4. Патент РФ на полезную модель №116893 МПК Е21В 47/00 (2012.01), Приоритет от 30.12.2011 Опубл. 10.06.2012. Описание патента.

1. Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающий бурение добывающих горизонтальных скважин, бурение над ними нагнетательных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины, отличающийся тем, что добывающую и нагнетательную скважины выполняют многоствольными с одинаковым количеством стволов в соответствии с количеством разрабатываемых продуктивных пластов, причем стволы выполняют с горизонтальными участками в продуктивных пластах, расположенными параллельно друг другу в одном направлении, горизонтальные стволы скважин равномерно перфорируют, скважины оснащают устройствами контроля температуры и давления, стволы нагнетательной скважины оборудуют пакерами, через межпакерный участок ствола нагнетательной скважины производят закачку инертного нагретого рабочего агента в продуктивные пласты, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, закачивая который поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения в продуктивном пласте, прогревают ограниченный пакерами участок пласта до состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, а поддержание пластовой температуры в обеспечивающих текучесть флюида пределах осуществляют путем изменения объема закачки кислородосодержащего рабочего агента, после полной выработки зоны продуктивного пласта в межпакерном участке закачку кислородосодержащего рабочего агента временно прекращают, колонну труб с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами передвигают в направлении устья нагнетательной скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.