СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOUS OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей.
Известен «Способ разработки нефтебитумной залежи» (патент RU №2287677, E21B 43/24, опубл. бюл. №32 от 20.11.2006 г.), включающий проводку параллельно между собой в пласте двух горизонтальных стволов, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.
Недостатком данного способа является низкая эффективность, особенно в тонких пластах, из-за больших тепловых потерь.
Также известен «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» (заявка на патент №97107687, E21B 43/24, опубл. 27.04.1999 г.), 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 данного способа являются низкая эффективность его применения из-за невозможности регулировки прогрева пласта и создания паровой камеры, а также небольшой охват пласта, так как прогрев пласта и отбор продукции пласта идут точечно.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки высоковязкой нефти или битума» (патент RU №2358099, E21B 43/24, опубл. 10.06.2009 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины, при этом в качестве добывающих используют горизонтальные скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а вертикальные скважины размещают в створе и концевой части горизонтального ствола, закачку топлива осуществляют через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины, а через удаленные вертикальные скважины - воздуха, при этом забойное давление закачки воздуха в скважине устанавливают выше забойного давления закачки топлива, при этом закачку топлива в ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины, а в удаленные закачку воздуха чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность его применения из-за невозможности контроля за температурой отбираемой продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины;
- во-вторых, небольшая площадь охвата паровой камерой пласта из-за подачи воздуха и топлива только через вертикальные скважины, поэтому прогрев пласта и отбор продукции пласта идут точечно.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности использования пластового горения за счет контроля за температурой отбираемой продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины, а также расширение охвата пласта паровой камерой благодаря использованию в качестве скважины для подачи воздуха нагнетательной скважины с горизонтальным участком.
Техническая задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти, включающим закачку топлива через вертикальные нагнетательные скважины, воздуха - через другую нагнетательную скважину, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающую скважину с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта.
Новым является то, что добывающую скважину оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка, через который осуществляют отбор продукции, в качестве нагнетательной скважины для подачи воздуха используют нагнетательную скважину с горизонтальным участком, расположенным выше горизонтального участка добывающей скважины на величину, превышающую величину прорыва воздуха, при этом в качестве нагнетательной скважины для подачи топлива используют ряд скважин, забой которых располагают выше горизонтального участка нагнетательной скважины для воздуха на величину, превышающую величину прорыва воздуха и топлива, причем подачу топлива через вертикальные скважины регулируют так, чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины.
На чертеже изображен пласт в разрезе, проходящем в плоскости горизонтальных скважин.
Способ осуществляют следующим образом.
На месторождении с высоковязкой нефтью строят добывающую скважину 1 (см. чертеж) с горизонтальным участком, причем бурение горизонтального участка добывающей скважины 1 осуществляют в подошвенной части продуктивного пласта 2.
Добывающую скважину 1 оборудуют датчиками температуры по всей длине горизонтального участка.
Над горизонтальным стволом добывающей скважины 1 строят аналогично нагнетательную скважину 3 с горизонтальным участком.
Расстояние между горизонтальными участками добывающей 1 и нагнетательной 3 скважин должно превышать величину прорыва воздуха из горизонтального участка нагнетательной скважины 3 в горизонтальный участок добывающей скважины 1 и составляет 5-8 метров.
Далее строят вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6, в данном примере (см. чертеж) изображены три нагнетательные скважины, забои которых располагают в пределах этого же продуктивного пласта 2 над горизонтальным стволом нагнетательной скважины 1.
Расстояние от забоя нагнетательных скважин 4, 5, 6 до горизонтального участка нагнетательной скважины 3 должно превышать величину прорыва воздуха и топлива и составляет 3-5 метров.
Вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 между собой располагают на расстоянии 10-30 метров.
В качестве топлива используют, например, углеводородный газ, попутный газ, печное топливо или т.п. Вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 используют для подачи топлива в продуктивный пласт 2, а нагнетательную скважину 3 с горизонтальным участком используют для закачки воздуха (окислителя).
Аналогичным образом, как показано на чертеже, строят другие вертикальные нагнетательные скважины (на чертеже не показано) и добывающую скважину с горизонтальным стволом на определенном расстоянии, как показано на чертеже, между горизонтальным стволом добывающей скважины и забоями вертикальных нагнетательных скважин друг от друга, исключая прорыв топлива или воздуха в другие скважины.
После прогрева паропередвижной установкой призабойной части продуктивного пласта 2 скважины производят закачку топлива в вертикальные нагнетательные скважины 4, 5, 6 в необходимом объеме. Далее осуществляют закачку воздуха в горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3, под расчетным давлением производят поджиг пласта и создают очаг горения.
В воздухе содержится азот, химически не участвующий в реакциях горения, но присутствующий в зоне горения. Поскольку в воздухе содержится 21 об.% кислорода и 79 об.% азота, при горении воздуха на один объем кислорода приходится 79:21=3,76 объема азота. Например, уравнение реакции горения природного газа (метана) в воздухе можно записать так:
4
2
2
2
2
2
СН+2O+2×3,76N=CO+HO+2×3,76N.
3
3
3
3
3
Организуют процесс горения по этому уравнению так, что в зоне горения на 1 м горючего газа приходится 9,5 м воздуха, который и содержит требуемые 2 м кислорода. Горючей смеси (или ее части) сообщают тепловой импульс достаточной мощности для начала реакции горения. В результате полного сгорания 1 м метана выделяется 36000 кДж тепла и образуется более 10,5 м продуктов горения (смеси двуокиси углеводорода, паров воды и азота). Температура воспламенения метана в воздухе составляет от 545 до 850°C. Так как в продуктивном пласте 2 содержится пластовая вода, то в процессе горения вода превращается в пар. Азотом воздуха, созданный пар продвигается по продуктивному пласту 2. По мере продвижения по пласту 2 образуются зоны горения 7 и пара 8. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта 2 образуется зона пара (паровая камера) 8, за счет сил гравитации нефть стекает в подошвенную часть продуктивного пласта 2 и отбирается на поверхность из горизонтального ствола добывающей скважины 1 с помощью любого известного насоса 9 (например, винтового).
Созданная локализованная зона горения 7 позволяет генерировать пар в продуктивном пласте 2, что позволяет осуществить вытеснение как по разрезу, так и по площади.
Датчики температуры (на чертеже не показано), спущенные на оптико-волоконном кабеле, размещенные по всей длине горизонтального участка добывающей скважины 1 (например, на расстоянии 2-7 метров), отслеживают температуру отбираемой продукции (высоковязкой тяжелой и битуминозной нефти) и при увеличении или снижении температуры отбираемой продукции снижают или увеличивают объем топлива, подаваемого в одну или сразу несколько нагнетательных скважин 4, 5, 6, так, чтобы поддерживать примерно одинаковую температуру продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины 1.
Например, при снижении температуры отбираемой продукции выше заданной, если, например, заданная температура отбора продукции из горизонтальной скважины 1, равная 60°C, понизилась до 45°C, на это реагируют один или несколько датчиков температуры и по их показаниям увеличивают объем подаваемого топлива в ту нагнетательную скважину, забой которой находится напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещен температурный(е) датчик(и), например это нагнетательная скважина 5. С восстановлением температуры отбираемой продукции до заданного значения, равного 60°C, объем подаваемого топлива в нагнетательную скважину 5, забой которой находится напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещен(ы) данный(е) температурный(е) датчик(и), сокращают.
Например, при повышении температуры отбираемой продукции выше заданной, если, например, заданная температура отбора продукции из горизонтальной скважины 1, равная 60°C, повысилась до 75°C, на это реагируют один или несколько датчиков температуры и по их показаниям уменьшают объем подаваемого топлива в ту нагнетательную скважину, забой которой находится напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещен(ы) температурный(е) датчик(и), например это нагнетательная скважина 7. С восстановлением температуры отбираемой продукции до заданного значения, равного 60°C, объем подаваемого топлива в нагнетательную скважину 5, забой которой находится напротив горизонтального участка добывающей скважины, в котором размещен(ы) данный(е) температурный(е) датчик(и), увеличивают.
За счет регулировки температуры отбора продукции ведется контроль горения и создания паровой камеры в пласте, а также за счет расширения функциональной возможности за счет возможности работы в пластах с низкой проницаемостью предложенный способ позволяет повысить эффективность использования пластового горения, что способствует удешевлению разработки без снижения нефтеоотдачи.
Благодаря использованию в качестве добывающей скважины - скважины с горизонтальным стволом и вследствие размещения забоев вертикальных нагнетательных скважин над горизонтальным стволом и за счет того, что в вертикальные нагнетательные скважины через одну, параллельно окислителю, нагнетают топливо, значительно расширяется зона охвата прогревом продуктивного пласта.
При применении данного способа повышается эффективность разработки месторождения высоковязкой нефти за счет контроля за температурой отбираемой продукции, что позволяет регулировать и поддерживать наиболее оптимальную температуру отбора продукции по всей длине горизонтального участка добывающей скважины.
Кроме того, благодаря размещению нагнетательной скважины с горизонтальным участком, по которой закачивается воздух (окислитель), над горизонтальным участком добывающей скважины значительно расширяется площадь охвата паровой камерой продуктивного пласта, поэтому улучшается эффективность прогрева пласта и, как следствие, увеличивается объем отбираемой продукции.