Способ разработки нефтяной залежи с использованием термического воздействия на пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений нефти и/или битума с использованием термических способов добычи системой вертикальных и горизонтальных скважин. Обеспечивает повышение эффективности разработки месторождения нефти и/или битума за счет применения термического воздействия на нефтяной пласт, а также увеличение коэффициента извлечения нефти за счет применения экологически безопасной технологии разработки. Сущность изобретения: способ включает бурение и обустройство вертикальной и горизонтальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м. Создают область прогрева и обеспечивают продвижение ее по пласту параллельно стволу горизонтальной скважины за счет закачки вытесняющего агента в вертикальную скважину. Организуют отбор жидкости посредством горизонтальной скважины. Согласно изобретению в качестве агента применяют горюче-окислительную смесь - ГОС, например смесь мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры, горящую под действием температуры или инициатора горения - ИГ, например состав, содержащий алюминий и оксид хрома, причем до начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в пласт по вертикальной и горизонтальной скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до 100-200°С, в зависимости от типа ГОС и ИГ, и установления гидродинамической связи между скважинами, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу жидкости, а в вертикальную скважину продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС - до 250-350°С, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения горения параллельно стволу горизонтальной скважины. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к термическим способам добычи нефти и/или битума системой вертикальных и горизонтальных скважин.

Известен способ разработки высоковязкой нефти или битума, включающий закачку окислителя через нагнетательную скважину, создание фронта горения и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины. Для увеличения охвата пласта горением определяют границу влияния движущейся по пласту высокотемпературной зоны, после чего выбирают неохваченную тепловым воздействием добывающую скважину, через межтрубное пространство которой производят откачку газов горения из пласта (Пат. РФ №2087690, E21B 43/243, оп. 20.08.1997).

Недостатком данного способа является сложность определения границы влияния зоны горения. Применение способов термометрирования и анализа состава добываемого газа показывает лишь факт достижения границы области горения добывающей скважины. В этом случае изменить распространение фронта горения откачкой газов горения через добывающую скважину невозможно. Кроме того, при горизонтальном перемещении фронта горения часть разогретой нефти за счет гравитационных сил перемещается к подошве пласта, сгорает и не доходит до добывающей скважины.

Известен способ термического воздействия на пласт путем бурения вертикальных и вертикально-горизонтальных скважин, сбойки скважин гидроразрывом и розжига нефтеносного пласта. Управление фронтом горения осуществляют по горизонтальному буровому каналу с контролем его перемещения по изменению гидравлического сопротивления канала (Заявка РФ №93012835, E21B 43/243, оп, 10.01.1996).

Недостатком данного способа является то, что при гидроразрыве пространственное распространение трещин может привести к прорыву подошвенных вод в продуктивную часть пласта и затуханию очага горения, либо опережающему прорыву фронта горения по трещине в добывающую скважину.

Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта (Пат. РФ №2153065, E21B 43/24, оп. 27.08.1999), включающий закачку в зону обработки горюче-окислительного состава и доставку в зону обработки инициатора горения.

Недостатком способа является низкий охват пласта тепловой обработкой, ограничивающийся призабойной зоной скважины.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ инициирования внутрипластового горения (Пат. США №5626191, E21B 43/24, оп. 06.05.1997), включающий бурение системы вертикальных и горизонтальных скважин, причем горизонтальные скважины расположены ближе к подошве пласта перпендикулярно продвижению фронта горения, создание фронта горения путем закачки воздуха в вертикальную скважину, отбор продукции через горизонтальную скважину, что обеспечивает контролируемое продвижение фронта горения вдоль ствола горизонтальной скважины.

Основными недостатками данного способа являются высокая стоимость работ, с увеличением глубины залегания пласта способ становится нерентабельным, образование устойчивых водонефтяных эмульсий, осложняющих подготовку продукции скважин, возможность образования взрывоопасной смеси в призабойной зоне скважин из-за прорыва кислорода, образование кислых газов, усиливающих коррозию подземного и наземного оборудования. Недостатком данного способа также является то, что для создания и поддержания фронта горения необходима высокая нефтенасыщенность пласта, а также отсутствие глинистых и водяных пропластков в продуктивной зоне пласта, ограничивающих распространение фронта горения и способствующих его затуханию или уменьшению охвата пласта горением за счет охлаждения очага горения.

Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности термического воздействия на нефтяной пласт, увеличение коэффициента извлечения нефти.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи с использованием термического воздействия на пласт, включающим бурение и обустройство вертикальной и горизонтальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагается над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м, создание области прогрева и обеспечение продвижения ее по пласту параллельно стволу горизонтальной скважины за счет закачки вытесняющего агента в вертикальную скважину, организацию отбора жидкости посредством горизонтальной скважины.

Новым является то, что в качестве агента применяют горюче-окислительную смесь (ГОС) (например, смесь мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры), горящую под действием температуры или инициатора горения (ИГ) (например, состав, содержащий алюминий и оксид хрома). До начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в пласт по вертикальной и горизонтальной скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до 100-200°C (в зависимости от типа ГОС и ИГ) и установления гидродинамической связи между скважинами, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу жидкости, а в вертикальную скважину продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС (до 250-350°C), после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения горения параллельно стволу горизонтальной скважины.

Продукты реакции продвигаются по пласту, прогревая его и создавая парогазовую камеру за счет испарения воды из раствора ГОС и связанной воды, содержащейся в пласте. Нефть под действием перепада давления, гравитационных сил и снижения вязкости за счет увеличения температуры пласта и действия растворителей, которыми являются продукты реакции ГОС, поступает в горизонтальную скважину и доставляется на поверхность.

На чертеже изображены горизонтальная скважина 1, вертикальная скважина 2 в разрезе нефтяного пласта 3.

В качестве ГОС может быть также использована, например, смесь компонентов: мочевина, азотная кислота, уксусная кислота, перманганат калия, вода и аммиачная селитра или аммонийные соли органических/неорганических кислот

В качестве ИГ может быть также использован состав, содержащий алюминий и оксид хрома или гипохлориты щелочных металлов, соли азотистой кислоты.

По сравнению со способом инициирования внутрипластового горения основным преимуществом способа разработки нефтяной залежи с использованием ГОС и ИГ являются высокая технологичность, увеличение охвата пласта прогревом за счет возможности применения способа в пластах, содержащих водяные пропластки, отсутствие риска перехода процесса горения в низкотемпературное окисление со сгоранием более легких фракций нефти, возможность использования способа в глубоко залегающих пластах, а также то, что для распространения фронта прогрева нет необходимости в высокой нефтенасыщенности продуктивного пласта.

Способ реализуется следующим образом:

1. Бурят и обустраивают систему из горизонтальных 1 и вертикальных 2 скважин, причем горизонтальная скважина 1 бурится в подошвенной части пласта 3, а забой вертикальной скважины 2 бурится на расчетном расстоянии (от 3 до 7 м по вертикали) от забоя горизонтальной 1.

2. В призабойную зону вертикальной 2 и горизонтальной 1 скважин по межтрубному пространству (МТП, на чертеже не показано) и колонне насосно-компрессорных труб (НКТ, на чертеже не показаны) закачиваются ГОС и ИГ. За счет произошедшей реакции межскважинная зона разогревается, насыщающие породы флюиды делаются более подвижными, между скважинами устанавливается гидродинамическая связь. При разогреве более 100-200°C закачку состава в горизонтальную скважину 1 прекращают. Горизонтальная скважина 1 переводится под отбор жидкости.

3. После прогрева прискважинной зоны вертикальной скважины 2 до 250-350°C закачку ИГ в вертикальную скважину 2 прекращают, поскольку при данной температуре реакция ГОС происходит без присутствия ИГ.

4. В вертикальную скважину 2 продолжают закачку ГОС, из горизонтальной скважины 1 продолжают отбор жидкости. За счет перепада давления и действия гравитационных сил продвижение фронта прогрева происходит вдоль горизонтальной скважины 1, причем разогретая нефть и пластовая жидкость стекают в нее и доставляются на поверхность.

Пример конкретного выполнения

На участке залежи высоковязкой нефти по проектной сетке 175×250 м разбурили горизонтальную добывающую 1 и вертикальную нагнетательную 2 скважины. Осуществили их обустройство. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытых пластов. На основании изученных и уточненных коллекторских свойств в программном комплексе геологического моделирования Irap RMS была построена стационарная геологическая модель пласта. Участок разработки залежи, на котором была смоделирована заявляемая технология, имеет геометрические размеры 375×275×24 м. Средняя толщина пласта равна 26,5 м. При трехмерном (3D) двухфазном (нефть-вода) моделировании элемент разработки аппроксимирован сеточной областью размерностью 7×10×54 элементарные ячейки. Размеры ячеек по латерали составляют 25×25 м, по вертикали - 0,6 м.

В вертикальную 2 и горизонтальную 1 скважины обеспечили подачу ГОС и ИГ, что инициировало начало протекания реакции горения. После прогрева межскважинной зоны до 150°С подачу состава в горизонтальную скважину прекратили. После инициирования горения (прогрева прискважинной зоны вертикальной скважины 2 до 300°C) подачу ИГ в скважину 2 прекратили. Вертикальная скважина 2 работает с забойным давлением 0,8 МПа без ограничения по объему закачки ГОС.

Объем подачи ГОС в скважины изменялся от 3 м³/сут в начале прогрева до 275 м³/сут по окончании выработки участка залежи при балансовых запасах нефти 101, 3 тыс.тонн. Для базы сравнения был рассчитан вариант с инициированием горения с помощью закачки воздуха с той же системой расположения скважин. Результаты расчетов показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 17%, полученный по модели средний дебит нефти составил 8,7 т/сут против 7,1 т/сут при горении с использованием закачки воздуха.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить эффективность и технологичность добычи нефти с минимальными затратами на наземное обустройство в отличие от процесса закачки пара и инициирования пластового горения, а также обеспечивает высокий охват пласта тепловым парогазовым воздействием, что обеспечивает высокий коэффициент нефтеизвлечения.

Способ разработки нефтяной залежи с использованием термического воздействия на пласт, включающий бурение и обустройство вертикальной и горизонтальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м, создание области прогрева и обеспечение продвижения ее по пласту параллельно стволу горизонтальной скважины за счет закачки вытесняющего агента в вертикальную скважину, организацию отбора жидкости посредством горизонтальной скважины, отличающийся тем, что в качестве агента применяют горюче-окислительную смесь - ГОС, например смесь мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры с возможностью горения под действием температуры или инициатора горения - ИГ, например состав, содержащий алюминий и оксид хрома, причем до начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в пласт по вертикальной и горизонтальной скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до 100-200°С, в зависимости от типа ГОС и ИГ, и установления гидродинамической связи между скважинами, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу жидкости, а в вертикальную скважину продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС - до 250-350°С, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения горения параллельно стволу горизонтальной скважины.