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 - высоковязкой нефти и природного битума с применением тепла, образующегося при горении углеводородов в пласте.
Известен способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов [1], 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 [1] является невысокая (неудовлетворительная) скорость процесса прогрева пласта, усложненность управления выработкой продуктивного пласта горизонтальной добывающей скважины. Уплотнение перфорационных отверстий от устья к забою не позволяет создавать равномерный приток нефти и равномерно отбирать ее (нефть) горизонтальным стволом добывающей скважины, создает предпосылки преждевременного прорыва теплоносителя в добывающую скважину, приводящему к прекращению притока нефти и соответственно - добычи.
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 - с неопределяемым местонахождением закоксовывания, что не позволяет устранить это закоксовывание и его негативное влияние на отбор нефти.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи [3], 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 [3] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь (когда во введенном в продуктивный пласт количестве тепла расходуемая на прогрев продукта пласта доля тепла уменьшается с уменьшением толщины этого пласта, ибо все большая доля тепла расходуется на прогрев выше- и нижележащих слоев породы - кровли и подошвы продуктивного пласта), невозможности контролировать распространение фронта вытеснения. Прототип не позволяет регулировать температуру нагрева отбираемой горизонтальной добывающей скважиной продукции, высока вероятность неконтролируемого прорыва теплоносителя по высокопроницаемым пропласткам с оставлением невыработанных нефтеносных участков, что оборачивается низкой отдачей продуктивного пласта. Прототип предназначен для осуществления прогрева продуктивного пласта с использованием пара в качестве источника тепла для прогрева продуктивного пласта, и не применим при использовании внутрипластового горения в качестве источника тепла для прогрева продуктивного пласта. Недостатки ограничивают область применения прототипа.
Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности и результативности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта (повышение флюидоотдачи пласта) породы, повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, обеспечение инициирования, поддержания, контроля и регулирования внутрипластового горения углеводородного флюида и прогрева горных пород.
Цели достигают тем, что в продуктивном пласте над его подошвой на экспериментально определяемом расстоянии друг от друга бурят двухустьевые горизонтальные добывающие скважины. Между добывающими скважинами в том же направлении осуществляют строительство двухустьевой горизонтальной нагнетательной скважины. В нагнетательную скважину с двух устьев опускают две колонны труб с заглушенными концами и выполненными на концевых участках отверстиями для закачки рабочих агентов, вырабатываемый участок пласта с двух концов ограничивают пакерами. Через колонны труб в нагнетательной скважине производят закачку в продуктивный пласт нагретого рабочего агента, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Контролируя и поддерживая условия сохранения фронта распространения горения в пласте доводят температуру участка пласта до температуры текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого флюида до полной выработки участка продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров. После полной выработки участка продуктивного пласта закачку кислородосодержащего рабочего агента временно прекращают. В выработанный участок продуктивного пласта производят закачку изолирующего состава (вещества) для предупреждения преждевременного прорыва кислородосодержащего агента к забоям добывающих скважин, после чего колонны труб с отверстиями и ограничивающими пакерами передвигают в направлении устья нагнетательной скважины не менее, чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают выработку следующего участка продуктивного пласта, прорабатывают весь продуктивный пласт, при этом поддержание пластовой температуры осуществляют путем регулирования расхода кислородосодержащего рабочего агента. Для повышения коэффициента извлечения и объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью добывающих и нагнетательных скважин.
Далее приведен проиллюстрированный (Фиг. 1-3) пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта месторождения.
На Фиг. 1 показан профиль разрабатываемого заявляемым способом продуктивного пласта, где: 1 - горизонтальная двухустьевая нагнетательная скважина; 2, 3 - горизонтальные двухустьевые добывающие скважины; 4 - продуктивный (флюидоносный) пласт породы; 11 - кровля продуктивного пласта; 12 - подошва продуктивного пласта; 13 - земная поверхность.
На Фиг. 2 показано поперечное к стволам скважин 1, 2, 3 сечение А-А (по Фиг. 1) разрабатываемого заявляемым способом продуктивного пласта, где: 1 - горизонтальная двухустьевая нагнетательная скважина; 2, 3 - горизонтальные двухустьевые добывающие скважины; 4 - продуктивный (флюидоносный) пласт породы; 5 - колонна труб для подачи рабочего агента; 8 - волны распространения температуры (тепла); 9 - фронт горения; 10 - устройство контроля температуры и давления; 11 - кровля продуктивного пласта; 12 - подошва продуктивного пласта.
На Фиг. 3 показано горизонтальное сечение В-В (по Фиг. 1) разрабатываемого заявляемым способом продуктивного пласта месторождения, где: 1 - горизонтальная двухустьевая нагнетательная скважина; 2, 3 - горизонтальные двухустьевые добывающие скважины; 4 - продуктивный (флюидоносный) пласт породы; 5 - колонна труб для подачи рабочего агента; 6 - отверстия в колонне труб; 7 - пакерующие устройства (пакеры); 8 - волны распространения температуры (стрелками указано направление распространения тепла); 9 - фронт горения; 10 - устройство контроля температуры и давления.
На нефтеносном участке (Фиг. 1) над подошвой 12 продуктивного пласта параллельно друг другу, на одной глубине, на экспериментально определяемом по горизонтали расстоянии, например от 100 до 150 м, бурят выходящие на поверхность горизонтальные добывающие скважины 2, 3. Расстояние между скважинами выбирают исходя из проницаемости пласта - большее расстояние между скважинами устанавливают при высокой проницаемости продуктивного пласта. Проницаемость определяют по результатам исследования керна породы, извлекаемой при бурении. Между двумя добывающими скважинами 2, 3 на одинаковом удалении от них (добывающих скважин), на той же глубине, бурят, например с одной буровой площадки, третью, выходящую на поверхность, горизонтальную нагнетательную скважину 1 (Фиг. 1). Выходящие на поверхность добывающие 2, 3 и нагнетательную 1 скважины выполняют двухустьевыми, каждое из устьев оснащают устьевой арматурой (на чертежах не указана как неосновная деталь). Горизонтальные участки скважин 1, 2, 3 перфорируют в пределах продуктивного пласта. 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.
Далее приведен пример с использованием одного из устьев скважин (Фиг. 3).
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 оптимальное расстояние определяют 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 (Фиг. 3) производят закачку рабочего агента, например инертного газа, с температурой, обеспечивающей самовоспламенение углеводородных флюидов продуктивного пласта 4, например плюс 250°C. Свойства внутрипластового флюида, например его температуру самовоспламенения, вязкость, геофизические свойства пластовой породы, 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 1 и добывающими скважинами 2, 3 и доводят (закачкой горячего инертного рабочего агента) температуру участка пласта между добывающими и нагнетательной скважинами до температуры самовоспламенения флюида. Возникновение гидродинамической связи между нагнетательной 1 и добывающими скважинами 2, 3 определяют, например, по наличию притока флюида к добывающим скважинам.
При нагреве пласта происходит снижение вязкости его флюида, например нефти. Затем, после достижения в флюидоносном пласте температуры самовоспламенения (флюида), 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 возникает и поддерживается при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода воздуха. От очага горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны (от очага горения к периферии). Некоторая доля, например 15-17%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородным флюидом, например высоковязкой нефтью. Невыгоревшая, разогретая и оставшаяся в пласте доля флюида является добываемым полезным продуктом, объектом добычи. В продуктивном пласте присутствует пластовая вода. В процессе внутрипластового горения пластовая вода превращается в перемешанный с продуктами горения пар. Продукты горения и пар продвигаются по пласту вместе с углеводородным флюидом.
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. В районе горизонтального участка добывающих скважин 2, 3 производят отбор нагретого продукта (добычу), например нефти.
Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройств контроля температуры 10 и давления, например термопар и манометров, в добывающих скважинах (Фиг. 3). При горении флюида управление интенсивностью внутрипластового горения и пластовой температурой в оптимальных (обеспечивающих текучесть флюида при сохранности скважинного оборудования) пределах осуществляют путем изменения расхода рабочего агента с содержанием кислорода.
После полной выработки участка продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров, закачку (в пласт) рабочего агента с содержанием кислорода временно прекращают. В выработанный участок пласта производят закачку изолирующего состава (вещества) и предупреждают прорыв кислородосодержащего агента к забоям добывающих скважин при выработке следующего участка продуктивного пласта.
Затем трубу 5 (Фиг. 3) с отверстиями 6 и ограничивающими участок расположения отверстий 6 пакерами 7 передвигают в направлении устья добывающих скважин, 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. При низкой проницаемости продуктивного пласта выбирают меньшее расстояние между пакерами.
Пакеры 6 (Фиг. 3) вновь приводят в рабочее состояние (устанавливают, как в начале работы) и, как ранее описывалось, продолжают выработку следующего участка 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 изолирующего состава (вещества) и предупреждают прорыв 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. 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 флюидоносного пласта.
Для повышения интенсивности проработки горизонтального участка и увеличения объема добычи углеводородного флюида вышеописанные действия осуществляют одновременно с двух устьев (с обоих выходящих на поверхность устьев) скважин, при этом используют два набора колонн труб 5 с пакерами 7 для закачки рабочего агента. Закачку рабочего агента начинают с центральной части горизонтального участка. Далее, по мере выработки центральной зоны продуктивного пласта, колонны труб сдвигают в направлении устьев скважины.
Применение предложенного способа существенно повышает флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и окажется наиболее полезным при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов.
Заявляемый способ обеспечивает повышение эффективности и результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, например тяжелых нефтей и битумов, в том числе увеличением охвата пласта горением, одновременно происходящим в двух направлениях, с использованием одновременно действующих двух или четырех фронтов горения [двух фронтов горения - при начале (инициировании) процесса выработки пласта с центрального участка нагнетательной скважины, и четырех фронтов горения - при начале процесса выработки пласта от устьевых направлений нагнетательной скважины к центральному участку].
За счет воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла происходит понижение вязкости и повышение текучести флюидов, например - тяжелых, высоковязких нефтей и/или природных битумов. Образующиеся при внутрипластовом горении водяной пар и продукты сгорания существенно повышают пластовое давление, создают перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами, которое (давление) выдавливает разжиженный флюид к забою добывающих скважин и существенно (кратно) увеличивает их (добывающих скважин) дебит. Понижение вязкости и повышение текучести способствует 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 №2494240, МПК Е21В 43/24 (2006.01), Е21В 7/04 (2006.01). Приоритет от 12.04.2012. Опубл. 27.09.2013. Описание патента.
2. Патент РФ №2425969, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.
3. Патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.