СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ НАПРАВЛЕННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно залежей высоковязких нефтей и битумов в песчаных коллекторах с прослойками угля с применением тепла в комплексе с направленно-горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, (патент РФ №2286445, МПК Е21В 43/24, опубл. 2006.10.27). При разработке залежи высоковязкой нефти или битума ведут бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины. Для разработки залежи принимают залежь с карбонатным коллектором. Добывающие горизонтальные скважины размещают перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора. Горизонтальные нагнетательные скважины бурят из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин. Причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких каналов диаметром 30-70 мм. Тонкие каналы выполняют разной длины с преимущественным размещением более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы преимущественно размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора. Недостатком данного способа является низкая эффективность, связанная с недостаточно эффективным воздействием пара на залежь высоковязкой нефти и отсутствием обеспечения ее стабильной подвижности в продуктивном пласте.

Известен способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами, принятый за прототип (патент РФ №2237804, МПК Е21В 43/24, опубл. 2004.10.10). Сущность изобретения: способ включает бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. Бурение скважин производят по радиальной сетке. Нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам. Добывающие скважины располагают ближе к нижней границе пласта. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины. Недостатком данного способа является низкая эффективность, связанная с недостаточно эффективным воздействием пара на залежь высоковязкой нефти и отсутствием обеспечения ее стабильной подвижности в продуктивном пласте.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет эффективности степени воздействия пара на залежь высоковязкой нефти и обеспечение стабильной ее подвижности в продуктивном нефтяном пласте.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами, включающем бурение нагнетательных и добывающих скважин с поверхности по определенной сетке, паровую обработку продуктивного нефтяного пласта, отбор нефти по добывающим скважинам, согласно изобретению перед началом разработки месторождения определяют месторасположение угольных пластов и продуктивных нефтяных пластов, затем бурят парогазожидкостную скважину с двумя параллельными горизонтальными стволами, расположенными в нижней части угольного пласта и верхней части продуктивного нефтяного пласта, создают циркуляционную систему, образованную нагнетательной скважиной с горизонтальным стволом, расположенным в верхней части угольного пласта, фильтрационными каналами, образованными направленным радиальным гидроразрывом угольного пласта, и перфорированным по длине горизонтальным стволом скважины для подачи парогазожидкостной смеси, после чего в продуктивном нефтяном пласте на уровне врезки горизонтального ствола парогазожидкостной скважины устанавливают разобщитель, а на насосно-компрессорных трубах выше уровня врезки бокового ствола парогазожидкостной скважины в угольный пласт монтируют пакер и на уровне его врезки пароструйный насос, после чего начинают непрерывную паровую обработку продуктивного нефтяного пласта, причем для повышения теплофизических свойств пара в него перед подачей в парогазожидкостную скважину добавляют азот в размере 5-10% объема от подаваемого объема пара, с одновременной закачкой в угольный пласт широкой фракции легких углеводородов, либо солярового дистиллята, либо керосина с отбором нефти по добычной скважине.

Технический результат достигается также тем, что проводят циклическую обработку паром добычной скважины.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволит повысить его эффективность за счет увеличения степени воздействия пара на залежь высоковязкой нефти и обеспечит ее стабильную подвижность в продуктивном пласте.

Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами поясняется чертежами, на фиг.1 показана общая принципиальная схема размещения скважин, на фиг.2 показана принципиальная схема установки пакера и пароструйного насоса, вид А, увеличено, на фиг.3 показана принципиальная схема установки разобщителя, вид Б, увеличено, где:

1 - угольный пласт;

2 - направленно-горизонтальная нагнетательная скважина;

3 - направленно-горизонтальная парогазожидкостная скважина с двумя параллельными горизонтальными боковыми стволами в нижней части угольного пласта 1 и в верхней части продуктивного нефтяного пласта 6;

4 - фильтрационные каналы, образованные направленным радиальным гидроразрывом пласта;

5 - наклонно-направленная добывающая скважина для отбора нефти;

6 - продуктивный нефтяной пласт с высоковязкой нефтью;

7 - пароструйный насос, установленный в скважине 3 на уровне врезки бокового ствола в угольный пласт 1 на насосно-компрессорных трубах 10;

8 - пакер, установленный в скважине 3 выше уровня врезки бокового ствола в угольный пласт 1 на насосно-компрессорных трубах 10;

9 - разобщитель, установленный в скважине 3 на уровне врезки бокового ствола в продуктивный нефтяной пласта 6 на насосно-компрессорных трубах 10;

10 - колонна насосно-компрессорных труб, например, термоизолированная.

Известно, что большинство углей являются естественными сорбентами. Газ в угольных пластах существует как в свободном, так и в связном состояниях, которые находятся в постоянном динамическом равновесии между собой. На больших глубинах основная масса газа, содержащаяся в угле, находится в сорбированном состоянии. При медленном разрушении угля даже при высоком давлении газ остается запертым в порах угля и его энергия расходуется на процесс медленной фильтрации. Поэтому газодинамические свойства пласта зависят от степени его нарушенности. Закономерности и особенности проявления газодинамики показывают, что механизм формирования газового коллектора в угольном пласте возможен на участках геологических нарушений техногенными процессами формирования зоны разгрузки и кинетики десорбции метана.

Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами осуществляют следующим образом. Перед началом разработки месторождения с высоковязкой нефтью с наличием в нем угольных пластов 1 определяют месторасположение угольных пластов 1 и продуктивных нефтяных пластов 6, например, с помощью бурения с отбором керна или геофизическими способами. Затем угольный пласт 1, залегающий выше продуктивного нефтяного пласта 6, вскрывают направленно-горизонтальной нагнетательной 2 скважиной. Горизонтальный ствол нагнетательной 2 скважины располагают в верхней части угольного пласта 1 выше горизонтального бокового ствола парогазожидкостной скважины 3, предназначенного для отвода обогащенного метаном растворителя нефти - широкой фракции легких углеводородов, солярового дистиллята или керосина и расположенного в нижней части угольного пласта 1. Горизонтальные стволы скважин 2 и 3, пробуренные по угольному пласту 1, перфорируют по длине. Направленным радиальным гидроразрывом жидкостью на основе широкой фракции легких углеводородов создают фильтрационные каналы 4. После чего осуществляют бурение второго горизонтального бокового ствола парогазожидкостной скважины 3 (параллельно первому) по продуктивному нефтяному пласту 6. Горизонтальный боковой ствол парогазожидкостной скважины 3 по продуктивному нефтяному пласту 6 располагают в верхней части продуктивного нефтяного пласта 6 выше горизонтального ствола наклонно-направленной добывающей скважины 5, пробуренного в нижней части продуктивного нефтяного пласта 6. Такое расположение горизонтальных стволов относительно друг друга обеспечивает минимальный перепад давления между ними, так как нагнетаемый по парогазожидкостной скважине 3 пар с добавленным в него азотом будет стремиться заполнить верхнюю часть продуктивного нефтяного пласта 6, а разогретая нефть и горячий конденсат будут эффективно отбираться, например, с помощью скважинного насоса по нижерасположенному горизонтальному боковому стволу добывающей скважины 5. Затем в парогазожидкостной скважине 3 монтируют термоизолированную колонну 10 насосно-компрессорных труб с установкой на уровне врезки горизонтального бокового ствола в продуктивный нефтяной пласт 6 разобщителя 9. Колонна 10 выполнена термоизолированной для предотвращения потерь тепла при нагнетании по ним пара. Разобщитель 9 предназначен для разобщения затрубного и забойного пространства. На уровне врезки горизонтального бокового ствола для отвода обогащенного метаном растворителя нефти в угольный пласт 1 устанавливают на колонне 10 насосно-компрессорных труб скважинный пароструйный насос 7. Пароструйный насос 7 служит для нагнетания в продуктивный нефтяной пласт 6 растворителя нефти за счет энергии нагнетаемого с поверхности по скважине 3 пара. Выше уровня врезки бокового горизонтального ствола скважины 3 в угольный пласт 1 монтируют на насосно-компрессорных трубах 10 пакер 8. После этого полученную циркуляционную систему запускают и отрабатывают продуктивный нефтяной пласт 6.

В угольный пласт 1 подают по направленно-горизонтальной нагнетательной скважине 2 вещество с большей, чем у метана сорбционной способностью - широкую фракцию легких жидких углеводородов, или соляровый дистиллят или керосин - растворители вязкой нефти. В качестве растворителей вязкой нефти могут быть использованы пропаны, бутаны и пентаны (газовый бензин), относящиеся к широкой фракции легких углеводородов. Проходя по естественным трещинам и порам угольного пласта 1, а в основном по созданным фильтрационным каналам 4, широкая фракция легких углеводородов будет и других сорбентов будет сорбировать метан из угля. При формировании газовых коллекторов на глубинах до 2000 м кинетика десорбции метана позволяет растворять в одной части широкой фракции легких углеводородов до 1000 частей метана. Десорбционные свойства обусловлены гидрофобизацией поверхности угля и способствуют разрушению химических связей молекул углерода с молекулами метана. Одновременно с нагнетанием растворителей высоковязкой нефти в продуктивный нефтяной пласт 6 по парогазожидкостной скважине 3 начинают нагнетать пар с добавленным в него на поверхности азотом - N₂. Пароструйный насос 7, в котором согласно термодинамической теории насыщенный метаном растворитель нефти поступает в зону разрежения, распыляясь, взаимодействует с паром с добавленным в него азотом, а зоне диффузора происходит примешивание теплоносителя с подсасыванием растворителя метана и обмен импульсами движения, в результате происходит торможение потока по пути к выходу и повышается общая температура и давление. Таким образом пароструйный насос 7 подсасывает из первого горизонтального бокового ствола парогазожидкостной скважины 3 обогащенный метаном растворитель нефти и нагнетает его в продуктивный нефтяной пласт 6. Отбор нефти можно производить как по добывающей направленно-наклонной скважине 5, так и по вертикальной скважине (на чертеже условно не показана). Выбор вариантов расположения скважин и их конструкции зависит от конкретных горно-геологических характеристик нефтяного месторождения и особенностей формирования коллектора. Для ликвидации возможных отложений, например парафиновых, осуществляют циклическую паротепловую обработку скважины 5. Плотность сетки скважин определяется геологическими и технологическими свойствами пластов и окружающих пород.

Тепловой способ воздействия на пласт является одним из самых эффективных способов повышения нефтеотдачи, особенно для вязких нефтей. При тепловом воздействии в нефтяном пласте протекают сложные процессы передачи энергии теплопроводностью, конвекцией, молекулярной диффузией. Подача обогащенного метаном сорбента - растворителя нефти в нефтенасыщенную зону непрерывной закачкой теплоносителя - пара с азотом способствует созданию дополнительного циклического градиента давления к добывающей скважине 5, снижению вязкости нефти и повышению ее подвижности. Непрерывная закачка вместе с паром нефтяного растворителя, обогащенного метаном, позволяет вести отбор нефти в результате расширения нефти, уменьшения ее вязкости и проявления режима растворенного газа, а также стимулировать ввод тепла и равномерное рассредоточение тепла по площади пласта 6 для обеспечения стабильной подвижности нефти в продуктивном нефтяном пласте 6. Наличие неконденсирующихся газов N₂ способствует развитию газонапорного режима, который является одним из основных факторов повышения эффективности процесса за счет повышения температуры пара. Подача азота в размере 5-10% объема обеспечивает наиболее эффективное его использование. Подача в большем или меньшем количестве не приводит к необходимому результату. Тепловое расширение жидкостей приводит к возникновению неоднородного поля плотности высоковязкой нефти, и, в конечном счете, к ее свободному движению. Эффективность процесса паротепловой обработки повышается, если отбор жидкости из пласта 6 осуществляется при давлении, меньшем, чем упругость паров воды при вытеснении паровой фазой. При необходимости для регулирования рН пара может быть использован безводный аммиак.

Предлагаемый способ может быть применен для разработки сложнопостроенного нефтегазового Степноозерского месторождения. Степноозерское месторождение характеризуется сложным геологическим строением, в частности наличием обширных зон глубокого размыва турнейских отложений (врезов) и формированием в них (в зонах размыва) мощных песчаных тел, являющихся ловушками нефти. Кроме песчаников во врезах отмечено наличие глин, углистых сланцев и углей. Другой особенностью месторождения является высокая вязкость нефтей, особенно бобриковских отложений. К настоящему времени реализованные на этом месторождении технологические решения при строительстве и освоении скважин не позволили выйти на проектные показатели разработки. Поэтому предложенное техническое решение данного вопроса является весьма актуальным.

Применение данного способа разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами обеспечивает следующие преимущества:

- повышение эффективности за счет увеличения степени воздействия пара на залежь тяжелой вязкой нефти;

- обеспечение стабильной подвижности нефти в продуктивном пласте;

- снижение стоимости используемых реагентов за счет использования отходов нефтеперерабатывающих производств.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно залежей высоковязких нефтей и битумов в песчаных коллекторах с прослойками угля с применением тепла в комплексе с направленно-горизонтальными скважинами. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет эффективности степени воздействия пара на залежь высоковязкой нефти и обеспечение стабильной ее подвижности в продуктивном нефтяном пласте. По способу перед началом разработки месторождения определяют месторасположение угольных пластов и продуктивных нефтяных пластов. Затем бурят парогазожидкостную скважину с двумя параллельными горизонтальными стволами, расположенными в нижней части угольного пласта и верхней части продуктивного нефтяного пласта. Создают циркуляционную систему, образованную нагнетательной скважиной с горизонтальным стволом, расположенным в верхней части угольного пласта, фильтрационными каналами, образованными направленным радиальным гидроразрывом угольного пласта, и перфорированным по длине горизонтальным стволом скважины для подачи парогазожидкостной смеси. После этого в продуктивном нефтяном пласте на уровне врезки горизонтального ствола парогазожидкостной скважины устанавливают разобщитель. На насосно-компрессорных трубах выше уровня врезки бокового ствола парогазожидкостной скважины в угольный пласт монтируют пакер и на уровне его врезки - пароструйный насос. После этого начинают непрерывную паровую обработку продуктивного нефтяного пласта. Причем для повышения теплофизических свойств пара в него перед подачей в парогазожидкостную скважину добавляют азот в размере 5-10% объема от подаваемого объема пара с одновременной закачкой в угольный пласт широкой фракции легких углеводородов либо солярового дистиллята, либо керосина с отбором нефти по добывающим скважинам. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с поверхности по определенной сетке, паровую обработку продуктивного нефтяного пласта, отбор нефти по добывающим скважинам, отличающийся тем, что перед началом разработки месторождения определяют месторасположение угольных пластов и продуктивных нефтяных пластов, затем бурят парогазожидкостную скважину с двумя параллельными горизонтальными стволами, расположенными в нижней части угольного пласта и верхней части продуктивного нефтяного пласта, создают циркуляционную систему, образованную нагнетательной скважиной с горизонтальным стволом, расположенным в верхней части угольного пласта, фильтрационными каналами, образованными направленным радиальным гидроразрывом угольного пласта, и перфорированным по длине горизонтальным стволом скважины для подачи парогазожидкостной смеси, после чего в продуктивном нефтяном пласте на уровне врезки горизонтального ствола парогазожидкостной скважины устанавливают разобщитель, а на насосно-компрессорных трубах выше уровня врезки бокового ствола парогазожидкостной скважины в угольный пласт монтируют пакер и на уровне его врезки - пароструйный насос, после чего начинают непрерывную паровую обработку продуктивного нефтяного пласта, причем для повышения теплофизических свойств пара в него перед подачей в парогазожидкостную скважину добавляют азот в размере 5-10% объема от подаваемого объема пара с одновременной закачкой в угольный пласт широкой фракции легких углеводородов либо солярового дистиллята, либо керосина с отбором нефти по добывающим скважинам.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводят циклическую обработку паром добывающих скважин.