СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/243 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24, опубл. 20.11.2006 г.), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.

Основными недостатками известного способа являются низкая эффективность процесса, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь, невозможность контролировать температуру продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулировать направление потока флюида (продукции пласта).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2358099, кл. E21B 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 и 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 через удаленные закачку воздуха чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения.

Основными недостатками известного способа являются низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможность контролировать температуру продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулировать направление потока флюида (продукции пласта).

Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти за счет возможности контроля температуры продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулирования направления потока флюида (продукции пласта).

Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см³, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ Р 51858-2002).

Поставленная задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим закачку окислителя, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины с использованием пластового горения и закачки теплоносителя.

Новым является то, что забой нагнетательной скважины располагают на 3-5 м выше горизонтального ствола, причем зону вскрытия нагнетательной скважины располагают в нижней половине продуктивного пласта, в кровельной части пласта из нагнетательной скважины проводят два разнонаправленных боковых радиальных канала, параллельных горизонтальному стволу добывающей скважины, нагнетательную скважину дополнительно оборудуют колонной труб с пакером, изолирующим межтрубное пространство выше зоны вскрытия, при этом по колонне труб нагнетательной скважины осуществляют закачку теплоносителя, а окислитель закачивают по межтрубному пространству, чередуя с водой, в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения, в случаях когда температура отбираемой продукции из добывающей скважины превышает предельно допустимую величину, по колонне труб нагнетательной скважины закачивают холодный негорючий газ, реагент до снижения температуры.

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 показано: горизонтальная добывающая скважина 1; вертикальная нагнетательная скважина 2; разнонаправленные боковые радиальные каналы, расположенные в прикровельной зоне продуктивного пласта 3; продуктивный пласт 4; колонна труб 5; пакер 6; кровля 7 продуктивного пласта 4; подошва 8 продуктивного пласта 4, зона вскрытия 9 вертикальной скважины 2; межтрубное пространство 10.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает в себя бурение горизонтальной добывающей скважины 1 над подошвой 8 пласта 4, размещение вертикальной нагнетательной скважины 2 по центру горизонтального участка горизонтальной добывающей скважины 1. Забой нагнетательной вертикальной скважины 2 (желательно ближе к середине горизонтальной скважины 1) располагают на 3-5 м выше горизонтального ствола горизонтальной добывающей скважины 1. Зону вскрытия 9 нагнетательной скважины 2 располагают в нижней половине продуктивного пласта 4. Под кровлей 7 продуктивного пласта 4 из вертикальной нагнетательной скважины 2 проводят два разнонаправленных боковых радиальных канала 3 (аналогично патенту RU №2322574 с предварительной ориентацией при помощи геофизических приборов отклоняющего узла), параллельных горизонтальному стволу горизонтальной добывающей скважины 1. Нагнетательную вертикальную скважину 2 дополнительно оборудуют колонной труб 5 с пакером 6, изолирующим межтрубное пространство 10 выше зоны вскрытия 9. По колонне труб 5 осуществляют закачку теплоносителя. Окислитель закачивают по межтрубному пространству 10, чередуя с водой, в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения. В случаях когда температура отбираемой продукции из добывающей скважины 1 превышает предельно допустимую (90-110°C), по колонне труб 5 закачивают холодный негорючий газ (например, азот, углекислый газ и т.п.) до снижения температуры.

Вначале проводя закачку пара по колонне труб 5 в вертикальной нагнетательной скважине 2, достигают увеличения гидродинамической связи между горизонтальной добывающей скважиной 1 и вертикальной нагнетательной скважиной 2, параллельно начинают отбор разогретой вследствие закачки пара продукции, создавая зону пониженного давления между зоной вскрытия 9 скважины 2 и добывающей скважиной 1.

Затем по межтрубному пространству 10 в продуктивный пласт 4 через боковые радиальные каналы 3 производят закачку окислителя, который дополнительно подогревается от колонны труб 5, что облегчает химические реакции, инициируя внутрипластовое горение путем реакции кислорода с высоковязкой нефтью. Закачку окислителя по межтрубному пространству 10 чередуют с закачкой воды в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения и создания паровой камеры у кровли 7 пласта 4 с повышенным давлением.

Вследствие того что максимальный перепад давлений возникает между зоной пониженного давления у добывающей скважины 1 и зоной повышенного давления у кровли 7 пласта 4, вследствие чего продукция по всей толщине пласта будет направлена в сторону добывающей скважины 1, откуда она отбирается на поверхность (на чертеже не показана). За счет этого происходит регулирование потока флюида (продукции пласта 4) от кровли 7 пласта 4 к добывающей скважине 1, тем самым повышая коэффициент нефтеизвлечения из пласта 4.

Затем во избежание прорыва в горизонтальной добывающей скважине 1 при достижении предельно допустимой температуры продукции (90-100°C - определяется практически для каждого пласта) в вертикальную нагнетательную скважину 2 по колонне труб 5 производят закачку, например, азота (либо другого негорючего газа, реагента и т.д.), тем самым остужая нагретую продукцию до температуры 60-70°C, позволяя контролировать температуру продукции пласта 4, отбираемой добывающей скважиной 1. В результате исключается прорыв теплоносителя из зоны вскрытия 9 или пара из паровой камеры из-под кровли 7 пласта 4, что исключает неэффективность использования теплоносителя и процесса внутрипластового горения.

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 мкм², вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа·с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 705,1 мПа·с, плотность нефти - 910 кг/м³, 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 позволяет повысить нефтеотдачу пласта путем повышения эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти за счет возможности контроля температуры продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулирования направления потока флюида (продукции пласта) с использованием пластового горения и закачки теплоносителя.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта путем повышения эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти за счет возможности контроля температуры продукции, отбираемой из добывающей скважины, и регулирования направления потока флюида. Сущность изобретения: способ включает закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта. Забой нагнетательной скважины располагают на 3-5 м выше горизонтального ствола. При этом зону вскрытия нагнетательной скважины располагают в нижней половине продуктивного пласта. В кровельной части пласта из нагнетательной скважины проводят два разнонаправленных горизонтальных участка, параллельных горизонтальному стволу добывающей скважины. Нагнетательную скважину дополнительно оборудуют колонной труб с пакером, изолирующим межтрубное пространство выше зоны вскрытия. При этом по колонне труб нагнетательной скважины осуществляют закачку теплоносителя, а окислитель закачивают по межтрубному пространству, чередуя с водой, в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения. В случаях когда температура отбираемой продукции из добывающей скважины превышает предельно допустимую величину, по колонне труб закачивают холодный негорючий газ до снижения температуры. 1 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, отличающийся тем, что забой нагнетательной скважины располагают на 3-5 м выше горизонтального ствола, причем зону вскрытия нагнетательной скважины располагают в нижней половине продуктивного пласта, в кровельной части пласта из нагнетательной скважины проводят два разнонаправленных боковых радиальных канала, параллельных горизонтальному стволу добывающей скважины, нагнетательную скважину дополнительно оборудуют колонной труб с пакером, изолирующим межтрубное пространство выше зоны вскрытия, при этом по колонне труб нагнетательной скважины осуществляют закачку теплоносителя, а окислитель закачивают по межтрубному пространству, чередуя с водой, в пропорциях, достаточных для поддержания внутрипластового горения, в случаях, когда температура отбираемой продукции из добывающей скважины превышает предельно допустимую величину, по колонне труб нагнетательной скважины закачивают холодный негорючий газ, реагент до снижения температуры.