СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF HYDROCARBON FLUID DEPOSITS

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно высоковязких 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 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 закоксовывания горизонтального участка ствола, причем локализации неопределяемой и нерегулируемой.
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, осложненность управления выработкой продуктивного пласта горизонтальной добывающей скважиной. Уплотнение перфорационных отверстий от устья к забою не позволяет создавать и отбирать равномерный приток нефти добывающей скважиной, создавая преждевременный прорыв теплоносителя. Прототип не позволяет регулировать температуру нагрева отбираемой горизонтальной добывающей скважиной продукции, при этом сохраняется возможность непредсказуемых самопроизвольных прорывов теплоносителя, который прорывается по высокопроницаемым пропласткам, оставляя невыработанные участки продуктивного нефтяного пласта, что оборачивается низкой отдачей продуктивного пласта. Кроме того, способ [3] не позволяет разрабатывать многопластовые залежи высоковязкой нефти и битумов. Недостатки ограничивают область применения прототипа.
Целью заявляемого изобретения является расширение перечня способов добычи высоковязких углеводородных энергоносителей, повышение эффективности 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 строительство двухствольной добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивных пластов породы, двухствольной нагнетательной горизонтальной скважины над двухствольной добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины, причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивных пластов, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в обратном направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину, в нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Затем производят замену инертного рабочего агента на кислородсодержащий рабочий агент, например  кислородсодержащий атмосферный воздух, и поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая интенсивность процесса горения и разогрев пласта, поддерживают условия сохранения и распространения фронта горения. Используя выделяющееся при горении тепло прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородсодержащего рабочего агента. После завершения отбора продукта и полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта и добычу продукта. Таким образом прорабатывают весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. Для повышения объемов добычи углеводородов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.
Далее приведен пример осуществления заявляемого способа, чертеж.
На чертеже 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 - порода - покрышка, разделяющая продуктивные пласты.
Реализация способа показана на примере применительно к одному (из нескольких) продуктивных пластов, например первому продуктивному пласту 12. Остальные продуктивные пласты разрабатывают подобным же образом, с бурением соответствующих расположенных на том же нефтеносном участке и оснащенных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.
На нефтеносном участке в продуктивном пласте над подошвой пласта 10 бурят двухствольную горизонтальную добывающую скважину 1. На некотором расстоянии, определяемом толщиной продуктивного пласта, например по вертикали от 1 до 25 м, от горизонтального участка добывающей скважины 1 параллельно ей (добывающей скважине), но в обратном 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. 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 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°C. 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 воспламенения, 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 кислородсодержащий атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородсодержащий рабочий агент в пласте возникает горение содержащегося там флюида. От источника горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны 7. Некоторая доля содержащегося в пласте флюида, например 15%, выгорает, выделяя тепло. 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 нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры 9, например термопар, в добывающей скважине. При горении в пласте контроль пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например - с содержанием кислорода и инертных газов. 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.
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 и инертных газов. Перемещают колонну труб 4 в направлении устья нагнетательной скважины 1, например - на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 6. Затем возобновляют закачку рабочих агентов по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы.
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 предельно полную (максимально эффективную) выработку объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 3, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например 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.
Целью заявляемого изобретения является расширение перечня способов добычи высоковязких углеводородных энергоносителей, повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта (увеличение флюидоотдачи пласта) породы, повышение интенсивности и полноты извлечения углеводородных энергоносителей - флюидов, разработка многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей.
Применение предложенного способа существенно повысит флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано, например, при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов. Способ обеспечивает повышение флюидоизвлечения - эффективности и результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, например тяжелых нефтей и природных битумов, в том числе способом, увеличивающим охват пласта горением, за счет чего (воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла) происходит понижение вязкости и повышение текучести залегающих флюидов, например тяжелых, высоковязких нефтей и битумов. Понижение вязкости и повышение текучести способствует извлечению трудноизвлекаемых флюидов, например высоковязкой нефти и/или природного битума. При этом используется последовательная, пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием при каждом шаге операций необходимых условий горения, например температуры горящего пласта, пространственного положения фронта горения.
Применение заявляемого способа позволяет эксплуатировать многопластовые залежи высоковязких углеводородных энергоносителей, например нефти и природных битумов.
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.
Применение заявляемого способа способствует повышению извлечения 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 не эксплуатируемых - из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида - месторождений углеводородного сырья, 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 можно реализовать в промышленном производстве - для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.
Источники информации
1. Патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.
2. Патент РФ №2425969, МПК E21B 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.
3. Патент РФ №2494240, МПК E21B 43/24 (2006.01), E21B 7/04 (2006.01). Приоритет от 12.04.2012. Опубл. 27.09.2013. Описание патента.