СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ №2287677, МПК E21B 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.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2358099, кл. E21B 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 поддержание пластового горения.
Основными недостатками известного способа являются низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможность контролировать распространение фронта горения.
Технической задачей настоящего изобретения является 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.
3
Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ 5185 8 - 2002 г.).
Поставленная задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим закачку окислителя, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины.
Новым является то, что с двух сторон от средней части горизонтального участка бурят оценочные вертикальные скважины, после чего в вертикальной скважине, располагающейся в районе середины горизонтального ствола добывающей горизонтальной скважины, производят инициирование горения и отбора продукции из горизонтальной скважины, остальные оценочные скважины переводят в добывающие, контролируя по отбираемой продукции фронт горения, при снижении температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой, оценочную скважину переводят в нагнетательную под инициатор горения (окислитель), при увеличении температуры продукции выше предельно рентабельной оценочную скважину переводят в нагнетательную под закачку не-горючего агента (воды, пара, азота и др.), после инициирования в ней горения ее перекрывают до завершения горения, после снижения температуры продукции этой скважины до достаточной для отбора продукции пласта эту оценочную скважину переводят в добывающую.
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. повышения нефтеотдачи путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.
На чертеже показана схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения.
На чертеже показано: 1 - горизонтальная скважина; 2 - вертикальная скважина для организации инициации внутрипластового горения; 3 - очаг горения; 4 - зона распространения очага горения; 5 - продуктивный пласт; 6 - вертикальные скважины для закачки рабочего агента и добычи нагретой продукции; 7 - порядковый номер вертикальных скважин.
2
Разрабатывается месторождение высоковязкой нефти со следующими характеристиками: общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость - 0,133 д.ед., проницаемость - 0,205 мкм, вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа·с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 705,1 мПа·с, плотность нефти - 910 кг/м, пластовое давление 8 МПа.
Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает в себя использование оценочных скважин 6, пробуренных вокруг горизонтальной скважины 1, размещение одной вертикальной скважины 2 в районе середины горизонтального ствола горизонтальной скважины 1, для последующей организации инициации внутрипластового горения в этой скважине. Остальные оценочные скважины переводят в добывающие, контролируя по отбираемой продукции фронт горения. При достижении температуры продукции оценочной вертикальной скважины температуры прорыва ее переводят в нагнетательную под закачку негорючих реагентов (воды, пара, азота и др.), а соответственно, при снижении температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой, оценочную скважину 6, располагающуюся в зоне падения температуры, переводят в нагнетательную под инициатор горения, ее перекрывают до завершения горения, после снижения температуры продукции этой скважины до достаточной для отбора продукции пласта на дневную поверхность эту оценочную скважину переводят в добывающую.
Вначале проводим прогрев продуктивного пласта теплоносителем или электронагревателем и др., обеспечивая тем самым гидродинамическую связь между вертикальными скважинами 6, после чего в вертикальной скважине 2 инициируем внутрипластовое горение.
Для инициации внутрипластового горения используется следующий метод.
На забое нагнетательной скважины с помощью закачки кислорода и/или кислородосодержащей смеси создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.
Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородсодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 450-500°С и улучшает процесс вытеснения нефти.
Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом горении действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.
Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой - коксоподобные остатки нефти - являются топливом, поддерживающим очаг горения в вертикальной скважине 2. Зона горения перемещается от вертикальной скважины 2 вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450-500°С вызывает следующие процессы в пласте 5: переход в газовую фазу легких компонентов нефти; расщепление (крекинг) некоторых углеводородов; горение коксоподобного остатка; плавление парафина и асфальтенов в порах продуктивного пласта 5; переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом 3; уменьшение вязкости нефти перед фронтом 3 и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой; конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения 3; образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.
Созданная локализованная зона горения позволяет генерировать тепло в продуктивном пласте 1, что позволяет осуществлять вытеснение как по разрезу, так и по площади; последовательность отработки пласта 1 происходит сверху вниз и по пласту 1 путем подачи топлива и окислителя в скважину 2 циклически, во избежание прорыва в горизонтальном стволе 1.
При снижении температуры вертикальную оценочную скважину, расположенную в зоне остужения, переводят под закачку окислителя, после инициирования горения ее перекрывают до завершения горения. Затем, после того как температура продукции этой скважины снизилась до достаточной для отбора продукции пласта, эту оценочную скважину переводят под отбор продукции на дневную поверхность.
Далее при достижении температуры продукции 80°С температура прорыва составляет примерно 85-90°С, скважины переводят под нагнетание негорючих реагентов (воды, пара, азота и т.п.) для своевременного остужения температуры горения.
В целях предупреждения прорывов фронта горения в добывающую горизонтальную скважину 1 закачивают высоковязкую нефть (10-15 т нефти на одну обработку скважины). В случае прорыва к скважине следует осуществлять ее охлаждение, например, путем закачки воды в вертикальные скважины 6 и 2. Эта операция должна быть проведена своевременно, т.е. до отложения кокса на трубах и распространения фронта горения в неконтролируемой форме.
Предлагаемый способ разработки высоковязкой нефти позволяет повысить степень выработки запасов высоковязкой нефти за счет выделения оценочных вертикальных скважин, с последующим переводом их под нагнетание рабочих агентов и отбор продукции; инициации внутрипластового горения в центральной вертикальной скважине относительно длины горизонтального ствола горизонтальной скважины производством непрерывного отбора нагретой продукции из горизонтальной скважины; обеспечения контроля процесса горения путем закачки: окислителя - при снижении температуры; воды, пара, азота и др. - при увеличении температуры, что в общем ведет к безопасной организации труда, возможности своевременного осуществления контроля и регулирования процесса организации внутрипластового горения, полной выработке запасов на месторождении высоковязкой нефти с увеличением коэффициента извлечения нагретой продукции на дневную поверхность.