СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.
Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.
Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса, особенно в тонких пластах, из-за больших тепловых потерь, невозможности контролировать распространение фронта горения.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2358099, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.06.2009 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины. В качестве добывающих скважин используют горизонтальные скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а вертикальные нагнетательные скважины в створе концевой части горизонтального ствола осуществляют закачку через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а через удаленные - воздуха, при этом забойное давление закачки воздуха в скважине устанавливают выше забойного давления закачки топлива. А также закачку через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а в удаленные закачку воздуха чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержания пластового горения.
Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможности контролировать распространение фронта горения.
Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости с возможностью контроля и регулирования фронта горения.
3
Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ 51858-2002 г.).
Поставленная задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим закачку окислителя, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины.
Новым является то, что с двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины строят дополнительно по два ряда оценочных вертикальных скважин по сетке с шагом 40-50 м со смещением в полшага по горизонтали и одну оценочную скважину у устья добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, после чего двухустьевую горизонтальную добывающую скважину разбивают на участки длиной 60-100 м, в середине которых располагают с одной или двух сторон нагнетательные скважины на расстоянии 20-30 м от ствола добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, из нагнетательных скважин производят инициирование горения и отбор продукции из горизонтальной скважины, остальные оценочные скважины переводят в добывающие с одновременным переводом скважины у забоя в добывающую, контролируя по отбираемой продукции из оценочных скважин фронт горения, при снижении температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой, оценочные скважины ближнего ряда переводят в нагнетательные под инициатор горения (окислитель), после инициирования в ней горения ее перекрывают до завершения горения, после снижения температуры продукции этих скважин до достаточной для отбора продукции пласта из этих оценочных скважин их переводят в добывающие, при увеличении температуры продукции в горизонтальной скважине и вертикальных скважинах с одной или двух из сторон от горизонтальной выше предельно допустимой оценочные скважины наружного ряда с этой стороны или сторон, а также устьевую и забойные скважины переводят в нагнетательные под закачку негорючего агента (воды, пара, азота) до снижения температуры продукции в горизонтальной скважине до допустимой, после чего все оценочные скважины, забойную и устьевую скважины переводят в добывающие.
Разработка месторождений высоковязкой нефти внутрипластовым горением сопровождается низкой эффективностью нерегулируемого процесса прогрева, а при малой проницаемости пласта и слабой гидродинамической связи между скважинами прогрев пласта становится практически невозможным. В этом случае нефтеотдача существенно снижается. В предложенном способе решается задача повышения эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, т.е. повышение нефтеотдачи путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.
На чертеже показана схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения.
На чертеже показаны двухустьевая горизонтальная скважина - 1; центральные вертикальные нагнетательные скважины - 2, 2'; вертикальные контролирующие скважины - 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14; созданный движущийся фронт горения - 4; граница, определяющая допустимое движение фронта горения - 5; вертикальные оценочные скважины, расположенные в районах устья и забоя добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, - 6; предполагаемая зона распространения фронта горения - 7.
Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает в себя использование вертикальных оценочных скважин 2, 2', 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, пробуренных с двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины 1 по сетке скважин с шагом 40-50 м со смещением в полшага по горизонтали, и пару оценочных скважин 14 и 6 у устья и забоя добывающей двухустьевой горизонтальной скважины 1, после чего двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 1 разбивают на участки длиной 60-100 м, в середине которых располагают с одной или с двух сторон нагнетательные скважины 2, 2' на расстоянии 20-30 м от ствола добывающей горизонтальной скважины 1. Из нагнетательных скважин 2, 2' производят инициирование горения и отбор продукции из горизонтальной скважины 1, остальные оценочные контролирующие скважины переводят в добывающие с одновременным переводом вертикальной контролирующей скважины у забоя 6 в добывающую, контролируя по отбираемой продукции из вертикальных скважин 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 и горизонтальной скважины 1 фронт горения. При снижении температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой, вертикальные скважины 10, 11, 12, 13 переводят в нагнетательные под инициатор горения (окислитель). После инициирования в них горения и повышения температуры продукции, взятой из скважин 1, 3, 4, 5, 7, 8, их перекрывают до завершения горения. После снижения температуры продукции этих скважин до достаточной для отбора продукции пласта из этих вертикальных скважин 10, 11, 12, 13 производят отбор продукции. При увеличении температуры продукции в горизонтальной скважине 1 и вертикальных скважинах 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 с одной или с двух сторон от горизонтальной скважины 1 выше предельно допустимой вертикальные скважины 3, 4, 5 и/или 7, 8, 9, наружного ряда с этой стороны или сторон, а также устьевую вертикальную скважину 14 и забойную скважину 6 переводят в нагнетательные под закачку негорючего агента (воды, пара, азота) до снижения температуры продукции в горизонтальной добывающей скважине 1 до допустимой, после чего все вертикальные скважины 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 переводят в добывающие.
Для инициации внутрипластового горения используется следующий метод.
На забое нагнетательной скважины 2 с помощью закачки кислорода и/или кислородсодержащейся смеси создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте, которая разогревает продукцию пласта и вытесняет продуктами горения в скважинах 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, откуда параллельно добывающей двухустьевой горизонтальной скважине она отбирается.
Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом горении действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.
Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой - коксоподобные остатки нефти - являются топливом, поддерживающим очаг горения в вертикальной скважине 2. Зона горения 4 перемещается от вертикальной скважины 2 вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт 7 с температурой 450-500°С вызывает следующие процессы в пласте: переход в газовую фазу легких компонентов нефти; расщепление (крекинг) некоторых углеводородов; горение коксоподобного остатка; плавление парафина и асфальтенов в порах продуктивного пласта; переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом 7; уменьшение вязкости нефти перед фронтом 7 и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой; конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения; образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения 4.
Созданная локализованная зона горения позволяет генерировать тепло в продуктивном пласте, что позволяет осуществлять вытеснение как по разрезу, так и по площади; последовательность отработки пласта происходит сверху вниз и по пласту путем подачи окислителя в скважину 2 циклически во избежание прорыва в горизонтальном стволе 1.
Аналогичные процессы происходят при использовании скважины 2' для нагнетания окислителя.
В условиях снижения температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой, вертикальные скважины 10, 11, 12, 13 переводят в нагнетательные под инициатор горения (окислитель). После инициирования в них горения их перекрывают до завершения горения. После снижения температуры продукции этих скважин до достаточной для отбора продукции пласта из этих вертикальных скважин 10, 11, 12, 13 производят отбор продукции.
При увеличении температуры продукции в горизонтальной скважине 1 и вертикальных скважинах 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 с одной или с двух сторон от горизонтальной скважины 1 выше предельно допустимой вертикальные скважины 3, 4, 5, 7, 8, 9, наружного ряда с этой стороны или сторон, а также устьевую вертикальную скважину 14 и забойную скважину 6 переводят в нагнетательные под закачку негорючего агента (воды, пара, азота) до снижения температуры продукции в горизонтальной добывающей скважины 1 до допустимой, после чего все вертикальные скважины 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 переводят в добывающие.
В целях предупреждения прорывов фронта горения в добывающую двухустьевую горизонтальную скважину 1 закачивают высоковязкую нефть (10-15 т нефти на одну обработку скважины). В случае прорыва к скважине следует осуществлять ее охлаждение, например, путем закачки воды в вертикальные скважины 6 и 2. Эта операция должна быть проведена своевременно, т.е. до отложения кокса на трубах и распространения фронта горения в не контролируемой форме.
Так как вертикальные скважины расположены по треугольной сетке скважин с шагом 40-50 м со смещением по горизонтали в полшага, данный способ позволяет осуществлять и другие термические методы повышения нефтеотдачи.
2
3
Данный способ использовался на скважинах на месторождении высоковязкой нефти со следующими характеристиками: общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость - 0,133 д.ед, проницаемость - 0,205 мкм, вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа*с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 705,1 мПа*с, плотность нефти - 910 кг/м, пластовое давление 8 МПа. В результате реализации способа дебит добывающей скважины 1 повысился примерно в шесть раз по сравнению с паротепловым воздействием на пласт 4, осуществляемым до реализации предлагаемого способа.
Предлагаемый способ разработки высоковязкой нефти позволяет повысить степень выработки запасов высоковязкой нефти за счет выделения оценочных вертикальных скважин с последующим переводом их под нагнетание рабочих агентов и отбор продукции; инициации внутрипластового горения в центральной вертикальной скважине относительно длины горизонтального ствола горизонтальной скважины производством непрерывного отбора нагретой продукции из горизонтальной скважины; обеспечения контроля процесса горения путем закачки: окислителя - при снижении температуры; воды, пара, азота - при увеличении температуры, что в общем ведет к безопасной организации труда, возможности своевременного осуществления контроля и регулирования процесса организации внутрипластового горения, полной выработке запасов на месторождении высоковязкой нефти с увеличением коэффициента извлечения нагретой продукции на дневную поверхность.