СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПРИРОДНЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF DEPOSITS OF NATURAL HIGH-VISCOSITY HYDROCARBON FLUIDS

Изобретение относится к области горного дела, может быть использовано в нефтяной промышленности, наиболее полезно  при добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей.
Известен «Способ разработки нефтебитумной залежи» [1], включающий проводку в пласте двух параллельных между собой горизонтальных стволов, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком способа является низкая результативность процесса отбора продукции из-за больших тепловых потерь в продуктивном пласте.
Известен «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» [2], включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину, создание прямоточного фронта горения, контроль за его продвижением и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, причем после создания фронта горения определяют границу влияния движущейся по пласту высокотемпературной зоны, после чего выбирают неохваченную тепловым воздействием добывающую скважину, через межтрубное пространство которой производят откачку газов горения из пласта, при этом откачку газа производят до увеличения пластовой температуры на забое добывающей скважины на 10-15°C. Недостатками способа [2] являются низкая результативность его применения из-за невозможности регулировки прогрева пласта и создания паровой камеры, а также недостаточный (небольшой) охват пласта процессом горения, так как прогрев пласта и отбор продукции пласта происходит точечно.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату, прототипом, является «Способ разработки месторождения высоковязкой нефти» [3], включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины. Параллельно окислителю нагнетают горючее, перед закачкой в пласт перемешиваемое с водой. При этом количество (долю) воды в горючем увеличивают при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной и уменьшают  при снижении температуры отбираемой продукции ниже заданной минимально допустимой.
Недостатками прототипа [3] являются низкая результативность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева продуктивного пласта агентом воздействия по всему интервалу горизонтального ствола, невозможность контролирования и регулирования процесса внутрипластового распространения фронта горения, прогрева горных пород.
Целью заявляемого изобретения является повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов-энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород.
Цели достигают тем, что разработку залежи природных высоковязких углеводородных флюидов с использованием внутрипластового горения выполняют путем строительства добывающей двухустьевой скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта и над ней нагнетательных вертикальных скважин, с двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины строят выполненные ниже кровли продуктивного пласта контрольные вертикальные скважины. Все скважины оснащают оборудованием для регистрации и показания температуры и давления. В нагнетательные скважины подают теплоноситель, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта до температуры не менее температуры самовоспламенения продукта пласта. После прогрева подачу теплоносителя в пласт прекращают, в нагнетательные скважины подают окислитель и инициируют распространяющееся по пласту внутрипластовое горение и содержащиеся в пласте углеводородные флюиды разогревают до текучести. Образующиеся продукты горения извлекают из добывающей и контрольных скважин. При остывании и снижении текучести извлекаемой из одной скважины продукта близкорасположенные к этой скважине контрольные скважины переводят на нагнетание окислителя, инициируют и/или интенсифицируют горение в окружающей призабойной зоне остывающей скважины, прогревают пласт до обеспечивающей оптимальную текучесть флюида температуры, прекращают подачу окислителя и процесс горения, после достижения оптимальной температуры продукции скважин из этих вертикальных скважин производят отбор продукции. Добычу флюидов из нефтеносного пласта осуществляют одновременно из двух устьев горизонтальной добывающей скважины. При повышении температуры в какой-либо вертикальной скважине выше допустимой, скважину переводят под нагнетание негорючего агента, охлаждают призабойную зону скважины и увеличивают пластовое давление, после достижения оптимальной температуры продукции скважин из этой вертикальной скважины возобновляют отбор продукции. Прорыв фронта горения к добывающей двухустьевой горизонтальной скважине предупреждают путем закачивания нефти в эту скважину. При прорыве фронта горения к горизонтальной добывающей скважине осуществляют ее охлаждение путем закачки воды в ближайшие вертикальные скважины.
Заявляемый способ осуществляют, например, следующим путем при добыче разновидности углеводородных флюидов - высоковязкой нефти - с использованием процесса внутрипластового горения.
На месторождении высоковязкой нефти осуществляют строительство скважин - двухустьевой добывающей скважины с горизонтальным стволом, причем бурение горизонтального участка добывающей скважины осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта.
Схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения показана на чертеже, где 1 - двухустьевая добывающая горизонтальная скважина; 2, 3, 4 - вертикальные нагнетательные скважины; 5 - устройство контроля температуры и давления; 6 - зона горения; 7 - распространение фронта горения; 8 - зона продвижения нагретой скважинной среды; 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 - вертикальные контролирующие скважины.
По обе стороны двухустьевой горизонтальной добывающей скважины 1 строят дополнительно по два ряда вертикальных контролирующих скважин 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24. Расстояние между скважинами выбирают экспериментально, исходя из свойств продуктивного пласта, например  его проницаемости, трещиноватости, пористости, теплоемкости и теплопроводности горной породы пласта, теплотворности содержащегося в пласте флюида. Свойства определяют путем исследования кернов, извлекаемых при бурении. Все скважины - добывающую и контролирующие - оснащают устройствами 5 контроля температуры и давления, например  термометрами сопротивления и манометрами, с показывающими приборами на поверхности (на чертеже не указаны как вспомогательные устройства).
Над горизонтальным стволом (вдоль горизонтальной скважины) добывающей скважины 1 строят вертикальные нагнетательные скважины 2, 3, 4 (на чертеже изображены три нагнетательные скважины), забои которых располагают в пределах этого же продуктивного пласта над горизонтальным стволом добывающей скважины 1. Вертикальные нагнетательные скважины 2, 3, 4 между собой располагают на некотором расстоянии, например 10-30 м. Забои вертикальных скважин над горизонтальным стволом добывающей скважины 1 располагают на экспериментально определяемом, исключающем прорыв окислителя в добывающую скважину, расстоянии. Например, это расстояние составляет от 1 до 20 метров на Ашальчинском месторождении высоковязкой нефти [Россия, Республика Татарстан, Альметьевский р-н. Продуктивными отложениями являются пласты нижнего карбона, где толщина пласта H равна H=3 м =(1064-1061) м и среднего карбона, где H=26 м]. Это расстояние (между горизонтальной и вертикальными скважинами) определяют исходя из свойств и толщины продуктивного пласта, руководствуясь результатами геофизических исследований скважин. Например, при низкой проницаемости продуктивного пласта прорыв окислителя исключается при меньшем значении расстояния между вертикальной и горизонтальной скважинами. С увеличением толщины продуктивного пласта прорыв окислителя предотвращают увеличением расстояния между вертикальной и горизонтальной скважинами.
Построив удовлетворяющие вышеуказанным условиям скважины, предпринимают действия для возбуждения внутрипластового горения. В нагнетательные скважины 2, 3, 4 подают теплоноситель, например  горячие, с температурой 700°C, продукты сгорания от б/у авиационного газотурбинного двигателя. Подачей теплоносителя в скважины, например в течение 24 часов, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта. Прогрев продолжают до достижения температуры в прилегающей области пласта не менее температуры самовоспламенения продукта пласта, например плюс 300°C. После прогрева подачу теплоносителя прекращают и в нагнетательные скважины 2, 3, 4 подают окислитель, например  кислород и/или воздух (содержание кислорода 21%). При контакте разогретого продукта пласта с окислителем нефть возгорается и возникает зона горения (фронт горения), распространяющаяся по пласту. Часть находящегося в пласте продукта сгорает, другая часть является объектом добычи. При горении продукция пласта разогревается, выделяются продукты горения, возрастают объем, давление и текучесть находящихся в пласте углеводородных флюидов. Вытесняемые продуктами горения флюиды приходят в движение по направлению к забоям скважин. Возникновение движения флюида контролируют, например  путем фиксации повышения температуры в добывающей скважине 1. С возникновением движения флюида контролирующие скважины 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 используют в качестве добывающих, причем с сохранением возможности контролирования. Из добывающей двухустьевой горизонтальной скважины 1 и из переведенных в добывающие контролирующих скважин 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 производят отбор продуктов пласта. При этом в нагнетательные скважины 2, 3, 4 продолжают нагнетать окислитель, тем самым поддерживают внутрипластовое горение с разогревом флюида продуктивного пласта.
При снижении температуры и текучести флюидов в какой-либо из скважин ниже оптимальной часть наиболее близко расположенных к остывающей скважине вертикальных скважин переводят в нагнетательные для подачи окислителя, начинают нагнетание окислителя, инициируют и/или интенсифицируют внутрипластовое горение в окрестностях этой остывающей призабойной зоны. После инициирования в призабойных зонах вертикальных скважин горения и повышения до оптимальной температуры изымаемой из скважин продукции (температуры, обеспечивающей необходимую для добычи текучесть флюидов), использованные в качестве нагнетательных вертикальные скважины перекрывают, прекращают подачу окислителя в них, тем самым прекращают горение в призабойной зоне скважин. С прекращением горения повысившаяся (при горении) внутрипластовая температура сохраняется, обеспечивая оптимальную текучесть флюидов. После достижения оптимальной температуры продукции скважин из этих вертикальных скважин производят отбор продукции.
По потребности интенсивность эксплуатации месторождения и объем добычи углеводородов осуществляют путем одновременной добычи флюидов нефтеносного пласта из двух устьев горизонтальной добывающей скважины.
При увеличении температуры в какой-либо вертикальной скважине выше допустимой ее (скважину) переводят под нагнетание негорючего агента, например  извлеченных из пласта и остывших продуктов сгорания, и увеличивают давление выше пластового. Допустимой является температура, при которой отсутствует негативное влияние (температуры) на конструкцию скважины.
Возможный прорыв фронта горения к скважине 1 контролируют по повышению температуры в скважине 1. С началом повышения температуры в целях предупреждения прорыва фронта горения в добывающую двухустьевую горизонтальную скважину 1 закачивают высоковязкую нефть, например до 15 т нефти на одну обработку скважины.
В случае прорыва фронта горения к скважине 1 осуществляют ее (скважины 1) охлаждение, например, путем закачки воды в вертикальные скважины 13, 14 и 24.
Приведенный пример осуществления предлагаемого изобретения может быть реализован для добычи иных, кроме нефти, углеводородных флюидов, например  природных битумов.
Предлагаемый способ разработки высоковязких углеводородных флюидов позволяет повысить степень выработки запасов, например  высоковязкой нефти, битумов. Степень выработки продуктивного пласта повышают за счет инициирования и поддержания внутрипластового горения и эксплуатации вертикальных скважин с попеременным использованием их (скважин) для нагнетания окислителя или негорючего агента и отбора продукции внутрипластового горения;
Применение заявляемого способа возможно как с бурением новых скважин, так и с использованием уже имеющихся скважин в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например  с применением закачки пара и иных рабочих агентов.
Заявляемый способ в отличие от прототипа обеспечивает существенное повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов-энергоносителей из месторождений за счет увеличения охвата пласта агентом воздействия, обеспечения контроля и регулирования внутрипластового горения, прогрева продуктивного пласта.
Применение заявляемого способа способствует повышению извлекаемой доли имеющегося в продуктивном пласте углеводородного флюида (повышению флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе  высоковязких нефтей, природных битумов.
Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых месторождений углеводородного сырья - из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида, 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 (то есть 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 известных технических средств и оборудования осуществимо в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ
1. Патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.
2. Заявка на патент РФ №97107687, МПК E21B 43/24. Приоритет от 07.05.1997. Опубл. 27.04.1999. Описание предполагаемого изобретения.
3. Патент РФ №2403382, МПК E21B 43/24. Приоритет от 26.06.2009. Опубл. 10.11.2010. Описание патента.