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

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, 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 [3].
Недостатком известного способа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования большого количества рабочего агента для единовременной закачки по всей длине горизонтальной части ствола, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля и воздействия на внутрипластовое горение из-за неопределяемых объемов породы одновременно вовлеченных в процесс, затруднительность отбора нефти из-за происходящего в хаотичной последовательности, с неопределяемым и нерегулируемым местоположением закоксовывания горизонтального участка ствола. Кроме того, необходимость обустройства двух буровых площадок существенно увеличивает объем работ и капитальные вложения на обустройство скважин.
Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта (повышение флюидоотдачи пласта) породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, например - высоковязких нефтей и природных битумов.
Цели достигают тем, что строят горизонтальную добывающую скважину в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательную двухствольную горизонтальную скважину над добывающей горизонтальной скважиной, в первый горизонтальный ствол нагнетательной скважины опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка пласта 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 прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородосодержащего 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 добывающей скважины, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины, охваченный двумя стволами. Для оптимизации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.
Далее приведен пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта породы месторождения углеводородов. Осуществление способа иллюстрируют Фиг. 1 с изображением фронтального сечения месторождения и Фиг. 2 с видом сверху на месторождение.
На Фиг. 1 и 2 показаны 1 - горизонтальная нагнетательная скважина с двумя стволами; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - продуктивный (нефтеносный) пласт породы; 4 - колонна труб для подачи рабочего агента; 5 - отверстия в колонне труб 4; 6 - пакерующие устройства (пакеры); 7 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 8 - фронт горения; 9 - устройство контроля температуры и давления; 10 - поверхность водонефтяного контакта; 11 - направление к устью добывающей скважины; 12 - подошва продуктивного пласта; 13 - кровля продуктивного пласта; 14 - первый ствол горизонтальной нагнетательной скважины; 15 - второй ствол горизонтальной нагнетательной скважины.
На нефтеносном участке, с одной буровой площадки, над подошвой продуктивного пласта 3, над поверхностью водонефтяного контакта 10 бурят горизонтальную добывающую скважину 2. На некотором расстоянии, например 25 м, от горизонтального участка добывающей скважины 2 параллельно ей (добывающей скважине), в одинаковом направлении над ней (добывающей скважиной) на некотором расстоянии, например - по вертикали на 5 м выше добывающей скважины, бурят другую - горизонтальную, нагнетательную скважину 1. с двумя параллельно расположенными стволами. Затем в нагнетательную скважину 1 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. Отверстия 5 сверху и снизу ограничивают пакерующими устройствами 6, например - расстояние между пакерующими устройствами 6 (далее по тексту - пакерами) варьируют в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние (между пакерующими устройствами) выбирают экспериментально исходя из свойств нефтеносной породы, например - разновидности породы (доломиты, песчаники, алевролиты), ее проницаемости, теплоемкости, теплопроводности. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.
После подготовки скважин 1 и 2 к эксплуатации в продуктивный пласт 3 производят закачку рабочего агента, например - инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 3 до значений, когда при наличии окислителя начинается внутрипластовое горение (прогревают до температуры не менее температуры самовоспламенения продукта пласта), например - плюс 350°C. Температуру начала внутри пластового горения содержащегося в пласте углеводородного флюида для конкретного случая определяют экспериментально, например - путем лабораторного анализа с использованием содержимого извлеченного при бурении керна из нефтеносного пласта породы и свойств содержащегося в керне флюида, например - его (флюида) температуры воспламенения и самовоспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости, геофизических свойств пластовой породы.
Производят прогрев призабойной зоны первого ствола нагнетательной скважины посредством подачи в ствол нагретого инертного рабочего агента, например - продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего инертного рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры самовоспламенения флюида. При прогреве продуктивного пласта происходит снижение вязкости содержащегося в пласте флюида, например - нефти, повышается его текучесть. Затем, после достижения температуры самовоспламенения флюида в нефтеносном пласте, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например - на кислородосодержащий атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент в пласте возникает горение содержащегося там (в пласте) флюида. Воспламенение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода. Горение возникает в первоисточнике и поддерживается при поступлении окислителя в зону реакции. От первоисточника горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло. Прилегающие к зоне горения участки пласта разогреваются вместе с находящимся в пласте углеводородсодержащим флюидом, например - высоковязкой нефтью. Невыгоревшая доля флюида в пласте является объектом добычи, добываемым полезным продуктом.
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 2. В районе горизонтального участка добывающей скважины 2 производят отбор нагретого продукта (добычу), например - нефти. Контроль разогрева призабойной зоны скважин и межскважинного пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры и давления 9, например - термопар и манометров, в добывающей и нагнетательной скважинах. При горении в пласте контроль и регулирование пластовой температуры и давления в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например - инертных газов при прогреве и/или воздуха с содержанием кислорода при возникновении внутрипластового горения. После полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров 6 закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем в направлении устья добывающей скважины 2, на длину расстояния между пакерами 6, передвигают трубу 4 с отверстиями 5 и ограничивающими (с двух сторон участок расположения отверстий 5) пакерами. Установив пакеры, по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. Используя показания устройств контроля температуры и давления 9, осуществляют контроль направления распространения тепла 7 и распространения фронта горения 8. При прохождении фронта горения 8 через объем породы, например - заключенный в объеме на 20 м длины (расстояние участка между пакерами) пути продвижения фронта горения, считают, что запасы нефти в данном объеме выработаны и переходят к невыработанным участкам пласта.
После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка пласта, например - на расстоянии 20 м вдоль первого ствола горизонтальной добывающей скважины, производят приостановку закачки рабочих агентов. Перемещают колонну труб 4 в направлении устья 11 добывающей скважины 2, например - на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 6. Затем возобновляют закачку рабочих агентов по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы. Работу продолжают до полной выработки призабойной зоны первого ствола горизонтальной нагнетательной скважины.
После полной выработки призабойной зоны первого ствола горизонтальной нагнетательной скважины колонну труб 4 из первого горизонтального ствола 14 нагнетательной скважины перемещают во второй горизонтальный ствол 15 нагнетательной скважины. Действуя вышеописанным способом, выполняют аналогичную обработку второго ствола нагнетательной скважины, при этом контролируя температуру и давление в первом стволе нагнетательной скважины, отслеживают наличие внутрипластового горения и направление распространения горения. Контроль температуры и давления, последовательная обработка участков флюидоносного пласта с использованием контролируемо перемещаемых пакеров позволяет определять местонахождение закоксованных участков горизонтального ствола, регулировать степень закоксованности пласта, например - путем изменения расхода подаваемых агентов.
Подобные повторяющиеся действия выполняют до полного извлечения (полной выработки) запасов имеющихся в пласте породы флюидов, например - высоковязкой нефти, на всем протяжении обоих стволов горизонтального участка нагнетательной скважины 1. При этом достигается предельно полная (максимально эффективная) выработка объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 3, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например - нефти, содержащегося в охваченном процессом прогрева объеме нефтеносного пласта.
На конкретном месторождении, с учетом его особенностей, например - простирания продуктивного пласта по площади и толщине, свойств горных пород и флюидов в этих породах, экспериментально осуществляют выбор расстояний между сдвоенными стволами для одной пары добывающей и нагнетательной скважин. Экспериментально определяют длины горизонтальных участков скважин, расход нейтральных газов при прогреве пласта, расход окислителя для поддержания и распространения внутрипластового горения и осуществляют оптимизацию системы эксплуатации скважин. Определив оптимальные условия эксплуатации для одной пары добывающей и нагнетательной скважин, месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин, например - для повышения флюидоотдачи месторождения, регулирования суточной добычи.
Применение предложенного способа существенно повышает флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано, например, при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов. Способ обеспечивает повышение флюидоотдачи - результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, в том числе способом, увеличивающим охват пласта горением. За счет воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла происходит понижение вязкости и повышение текучести трудноизвлекаемых флюидов в пласте, что способствует извлечению флюидов, например - тяжелых, высоковязких нефтей и природных битумов. При этом используется последовательная, пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием оптимальных условий горения, например - температуры горящего пласта, положения фронта горения, выполняемом при каждом шаге операций. Предлагаемый способ способствует понижению капитальных затрат за счет уменьшения количества возводимых буровых площадок до одной для каждой, отдельно взятой, пары нагнетательной и добывающей скважин.
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 коэффициента 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 неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья, для 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.
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ
1. Патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.
2. Патент РФ №2415260, МПК E21B 43/243. Приоритет от 27.02.2007. Опубл. 27.03.2011. Описание патента.
3. Патент РФ №2425969, МПК E21B 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.