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

Предлагаемое изобретение относится к области горного дела. 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 горизонтальных стволов параллельно между собой, 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 и невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.
Известен способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта [2], включающий проводку в пласте одной горизонтальной добывающей скважины и одной вертикальной нагнетательной скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [2] является низкая результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, невозможность контроля распространения фронта теплоносителя (пара), низкая скорость его (процесса) распространения.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежи высоковязкой нефти [3], 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.
Недостатком известного способа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная неоправданно большим расходом рабочего агента вследствие единовременности закачки (рабочего агента) по всей длине горизонтальной части ствола скважины, сложность контроля и прогнозирования процесса внутрипластового горения и воздействия на процесс из-за неопределенности границ и масштабов процесса, неопределяемых объемов породы одновременно в него (процесс горения) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за хаотичного, с неопределяемым и нерегулируемым местоположением закоксовывания горизонтального участка ствола добывающей скважины.
Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности и результативности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта (повышение извлекаемой доли содержащегося в продуктивном пласте углеводородного флюида) породы, повышение объема добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, обеспечение инициирования, поддержания, контроля и регулирования внутрипластового горения углеводородного флюида продуктивного пласта и прогрева горных пород.
Цели достигают тем, что осуществляют строительство в пласте эквидистантно на одной глубине горизонтальных добывающих скважин в области подошвы продуктивного пласта породы, и горизонтальной нагнетательной скважины на той же глубине в противоположном к добывающим горизонтальным скважинам направлении. При этом все скважины бурят эквидистантно. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов. В колонне труб участок с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами. Затем в нагнетательную скважину через трубу с отверстиями производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают пласт до температуры самовоспламенения содержащегося в пласте флюида. При этом происходит разжижение флюида с повышением его текучести. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент и поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающих скважин доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и призабойных зонах скважин, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения температуры и расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами 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. В отработанный интервал производят закачку водоизолирующего интервала для ликвидации преждевременного прорыва кислородосодержащего агента к забоям добывающих скважин. Для рационализации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.
Далее приведен проиллюстрированный Фиг. 1, Фиг. 2 и Фиг. 3 пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из продуктивного, например - нефтеносного, пласта месторождения.
На Фиг. 1 показана схема реализации заявляемого способа, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2,3 - горизонтальные добывающие скважины; 4 - продуктивный (флюидоносный) пласт породы; 11 - кровля продуктивного пласта; 12 - подошва продуктивного пласта; 13 - земная поверхность.
На Фиг. 2 показано вертикальное сечение А-А (по Фиг. 1) разрабатываемого заявляемым способом продуктивного пласта месторождения, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2, 3 - горизонтальные добывающие скважины; 4 - продуктивный пласт породы; 5 - колонна труб для подачи рабочего агента; 8 - фронт распространения температуры (направление распространения тепла); 9 - фронт горения; 10 - устройство контроля температуры и давления; 11 - кровля продуктивного пласта; 12 - подошва продуктивного пласта.
На Фиг. 3 показано горизонтальное сечение Б-Б (по Фиг. 1) разрабатываемого заявляемым способом продуктивного пласта месторождения, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2, 3 -горизонтальные добывающие скважины; 4 - продуктивный (нефтеносный) пласт породы; 5 - колонна труб для подачи рабочего агента; 6 - отверстия в колонне труб; 7 - пакерующие устройства (пакеры); 8 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 9 - фронт горения; 10 - устройство контроля температуры и давления.
На нефтеносном участке (Фиг. 1 и Фиг. 2) над подошвой 12 продуктивного пласта эквидистантно друг другу, на одной глубине, на экспериментально определяемом по горизонтали расстоянии L, например L=100…150 м, бурят горизонтальные добывающие скважины 2, 3. Расстояние L между скважинами выбирают исходя из проницаемости пласта - большее расстояние между скважинами устанавливают при высокой проницаемости продуктивного пласта. Проницаемость определяют по результатам исследования кернов породы, извлекаемых при бурении. Между двух добывающих скважин 2, 3 на одинаковом расстоянии от них, эквидистантно им (добывающим скважинам), в противоположном направлении и на той же глубине, например - с одной буровой площадки, бурят горизонтальную нагнетательную скважину 1. Добывающие скважины 2, 3 по всей длине горизонтального участка оснащают устройствами контроля температуры 10 и давления, например - термопарами или оптоволоконными кабелями для измерения температуры, манометрами для измерения давления. Горизонтальные участки добывающих скважин 2, 3 перфорируют общеизвестными способами.
Далее приведен пример способа разработки.
В нагнетательную скважину 1 опускают колонну труб 5 с заглушенным концом, с выполненными на концевом участке, произвольной формы и порядка отверстиями 6. Отверстия используют для закачки рабочих агентов. При этом суммарная площадь сечения отверстий (в стенках трубы 5) составляет не менее 1/5 площади сечения труб 5. Отверстия 6 с двух сторон вдоль трубы 5 ограничивают пакерующими устройствами (далее по тексту - пакерами) 7. Расстояние между пакерами 7 варьируют, например - в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств нефтеносной породы, например - при низкой проницаемости продуктивного пласта выбирают меньшее расстояние между пакерами. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.
В межпакерный интервал горизонтальной нагнетательной скважины 1 производят закачку рабочего агента, например - инертного газа, с температурой, обеспечивающей самовоспламенение углеводородных флюидов продуктивного пласта 4, например - плюс 300°С. Геофизические свойства пластовой породы, свойства внутрипластового флюида, например - его температуру самовоспламенения, вязкость, определяют экспериментально, с использованием содержимого извлеченного при бурении кернов.
Производят прогрев призабойной зоны нагнетательной скважины путем закачки нагретых инертных рабочих агентов, например - продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающими скважинами и доводят (закачкой горячего инертного рабочего агента) температуру участка пласта между добывающими и нагнетательной скважинами до температуры самовоспламенения флюида.
При этом происходит снижение вязкости флюида, например - нефти. Затем, после достижения в нефтеносном пласте температуры самовоспламенения, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например - атмосферный воздух (содержащий окислитель - кислород). После замены инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент возникает горение содержащегося в продуктивном пласте флюида. Горение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода воздуха. От очага горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15…17%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло, продукты сгорания и повышая внутрипластовое давление. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородным флюидом, например - высоковязкой нефтью. Невыгоревшая, оставшаяся в пласте доля флюида является добываемым полезным продуктом, объектом добычи.
Так как в пласте содержится пластовая вода, то в процессе внутрипластового горения вода превращается в пар. Образующийся пар продвигается по пласту, при этом в кровельной части пласта образуется паровая камера.
По мере нагрева и снижения вязкости флюида, например - высоковязкой нефти, повышается его текучесть, флюид стекает вниз и накапливается у подошвы пласта, в зоне расположения горизонтальных участков добывающих скважин 2, 3 (Фиг. 2 и 3). В районе горизонтального участка добывающих скважин 2, 3 производят отбор нагретого продукта (добычу), например - нефти.
Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют (Фиг. 3) с использованием устройств контроля температуры 10 и давления, например - термопар и манометров, в добывающих скважинах. При горении управление интенсивностью внутрипластового горения и пластовой температуры в необходимых рамках (обеспечивающих текучесть флюида при сохранности скважинного оборудования) осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например - с содержанием кислорода.
После полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров, закачку (в пласт) рабочего агента с содержанием кислорода временно прекращают. Затем (Фиг. 3) трубу 5 с отверстиями 6 и ограничивающими участок расположения отверстий 6 пакерами 7 передвигают в направлении устья нагнетательной скважины 1, например - на длину расстояния между пакерами (расстояние между пакерами 7 варьируют, например - в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств нефтеносной породы, например - при низкой проницаемости продуктивного пласта выбирают меньшее расстояние между пакерами).
Пакеры 7 (Фиг. 3) вновь приводят в рабочее состояние (устанавливают как в начале работы) и по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. Устройством контроля температуры и давления 10 осуществляют контроль направления распространения тепла 8 и распространения фронта горения 9. При прохождении фронта горения 9 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 пласта, например - на расстоянии 20 м вдоль горизонтальной добывающей скважины, производят приостановку закачки рабочих агентов. В выгоревший участок пласта производят закачку водоизолирующего состава, для ликвидации преждевременного прорыва кислородосодержащего агента к забоям добывающих скважин. Перемещают колонну труб 5 в направлении устья добывающих скважин 2, 3, например - на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 7 (Фиг. 3). 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 достигается предельно полная (максимально эффективная) выработка объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 4, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например - нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта.
Применение предлагаемого способа существенно ускоряет флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано преимущественно при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов.
За счет воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла происходит понижение вязкости и повышение текучести флюидов, например - тяжелых, высоковязких нефтей и/или природных битумов. За счет выделяющихся продуктов горения и образующегося из пластовой воды пара повышается внутрипластовое давление, выдавливающее флюид к забоям добывающих скважин. Повышение внутрипластового давления, понижение вязкости и повышение текучести способствуют извлечению из пласта 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. К тому же, заявляемое изобретение способствует сокращению времени (до двукратного) на осуществление операций.
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 извлекаемой доли углеводородного флюида (флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе - высоковязких нефтей, природных битумов.
Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных месторождений углеводородного сырья, но неэксплуатируемых 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 известного нефтепромыслового оборудования можно реализовать в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых - 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 №2415260, МПК Е21В 43/243. Приоритет от 27.02.2007. Опубл. 27.03.2011. Описание патента.
3. Патент РФ №2425969, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.