способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной и по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле, осуществление каждого цикла в три этапа: на первом этапе закачка теплоносителя через центральную добывающую скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин отбор продукции, на втором этапе перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя, на третьем этапе отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин, отличающийся тем, что в центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью до 1/3 расстояния между скважинами сетки, на втором этапе цикла отбора и закачки теплоносителя через центральную скважину отбирают продукцию, при этом распределение расчетного количества теплоносителя между центральной скважиной и скважинами внешнего кольца осуществляют в соответствии с выражениями



Q_дc = Q_эл - Q_гс,

где Q_гс - количество теплоносителя, нагнетаемое в центральную добывающую скважину с горизонтальными стволами, м³;

Q_эл - общее потребное количество теплоносителя для данного элемента разработки, м³;

Q_дс - количество теплоносителя, нагнетаемого в зоны воздействия скважин внешнего кольца элемента разработки, м³;

V_гс - поровый объем зоны воздействия центральной скважины с горизонтальными стволами, м³;

V_дс - поровый объем зон воздействия скважин внешнего кольца элемента разработки, м³.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку в пласт теплоносителя через нагнетательные скважины, последующую закачку ненагретой воды, отбор продукции из добывающих скважин, периодическую закачку расчетных объемов теплоносителя в добывающие скважины и отбор продукции между циклами закачки [1].

Известный способ недостаточно эффективен, а нефтеотдача залежи невысока.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязких нефтей, включающий вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных обращенных элементов разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле, осуществление каждого цикла в три этапа: на первом этапе закачка теплоносителя через центральную скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин отбор продукции, на втором этапе перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя, на третьем этапе отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин [2].

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в залежи, что приводит к снижению нефтеотдачи.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной и по 6 скважин в каждом концентрическом ряду, отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле, осуществление каждого цикла в три этапа: на первом этапе закачка теплоносителя через центральную добывающую скважину и добывающие скважины внешнего кольца, распложенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин отбор продукции, на втором этапе перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя, на третьем этапе отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин, согласно изобретению в центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью до 1/3 расстояния между скважинами сетки, на втором этапе цикла отбора и закачки теплоносителя через центральную скважину отбирают продукцию, при этом распределение расчетного количества теплоносителя между центральной скважиной и скважинами внешнего кольца осуществляют в соответствии с выражениями

(1)

Q_дс = Q_эл-Q_гс. (2)

где Q_гс - количество теплоносителя, нагнетаемое в центральную добывающую скважину с горизонтальными стволами, м³;

Q_эл - общее потребное количество теплоносителя для данного элемента разработки, м³;

Q_дс - количество теплоносителя, нагнетаенмого в зоны воздействия скважин внешнего кольца элемента разработки, м³;

V_гс - поровый объем зоны воздействия центральной скважины с горизонтальными стволами, м³;

V_дс - поровый объем зон воздействия скважин внешнего кольца элемента разработки, м³.

Существенными признаками изобретения являются:

1) вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной и по 6 скважин в каждом концентрическом ряду;

2) отбор продукции и закачку теплоносителя циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле;

3) осуществление каждого цикла в три этапа;

4) на первом этапе закачка теплоносителя через центральную добывающую скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин отбор продукции;

5) на втором этапе перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя;

6) на третьем этапе отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин;

7) в центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью до 1/3 расстояния между скважинами сетки;

8) на втором этапе цикла отбора и закачки теплоносителя через центральную скважину отбирают продукцию;

9) распределение расчетного количества теплоносителя между центральной скважиной и скважинами внешнего кольца осуществляют в соответствии с выражениями (1) и (2).

Признаки 1-6 являются сходными с прототипом, признаки 7-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

При разработке залежи высоковязкой нефти часть основных запасов остается в залежи, что обуславливает недостаточно высокую нефтеотдачу. В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью действий.

Вскрытие залежи высоковязкой нефти производят равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной по 6 скважин в двух концентрических рядах. В центральной скважине производят забуривание из самостоятельных окон в эксплуатационной колонне горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью до 1/3 расстояния между скважинами сетки. Проекции горизонтальных стволов развернуты по отношению друг к другу на углы, равные 360/n_гс, где n_гс - количество горизонтальных стволов в данной скважине. Рассчитывают суммарное потребное количество теплоносителя для данного укрупненного элемента. Рассчитывают распределение суммарного количества теплоносителя между скважинами внешнего кольца элемента и центральной скважиной с учетом следующей схематизации площадей зон теплового воздействия:

F_эл = F_гс + 2 F_дс,

где F_эл - площадь укрепленного элемента воздействия, м²;

F_гс - площадь зоны воздействия центральной скважины с горизонтальными стволами, м²;

F_дс - площадь зоны воздействия трех добывающих скважин внешнего кольца, м².

Эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, вскрытую горизонтальными стволами, определяют из выражения;

h_гс = n_гс L K_эф 1/K_а,

где h_гс - эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая горизонтальными стволами центральной скважины, м;

n_гс - количество горизонтальных стволов;

L - средняя протяженность одного горизонтального ствола, м;

K_эф - коэффициент эффективности вскрытия нефтенасыщенной толщины объекта горизонтальными стволами;

K_а - коэффициент анизотропии продуктивного пласта.

Эффективную нефтенасыщенную толщину, вскрытую добывающими скважинами внешнего кольца элемента, определяют из выражения

h_дс = 2h_эл,

где h_дс - эффективная нефтенасыщенная толщина вскрытая добывающими скважинами внешнего кольца элемента, м;

h_эл - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина укрупненного элемента воздействия, м.

Площади зон воздействия определяют из выражений



2F_дс = F_эл-F_гс

Поровый объем зон воздействия определяют из выражений

V_дс = 2F_дс h_эл m,

V_гс = V_эл-V_дс,

где m - пористость пласта.

Общее количество теплоносителя для данного элемента распределяют между зонами воздействия (скважинами) пропорционально их поровым объемам



Q_дс = Q_эл - Q_гс,

или в каждую добывающую скважину внешнего кольца элемента

Q_скв = Q_дс/2,

где Q_скв - количество теплоносителя для добывающей скважины внешнего кольца элемента, м³.

При проектировании технологии принимают от 5 до 8 циклов нагнетания теплоносителя в каждую выделенную скважину элемента. Тогда количество теплоносителя, нагнетаемого в одном цикле, составит





где Q_1гс - количество теплоносителя, нагнетаемого в одном цикле в центральную скважину с горизонтальными стволами, м³;

Q_1дс - количество теплоносителя, нагнетаемого в одном цикле в скважины внешнего кольца, м³;

n_гс - количество циклов нагнетания теплоносителя в центральную скважину;

n_дс - количество циклов нагнетания теплоносителя в скважины внешнего кольца.

Принимают темп нагнетания теплоносителя в каждую добывающую скважину в зависимости от коллекторской характеристики продуктивных пластов вскрытой эффективной нефтенасыщенной толщины и технической характеристики установленных теплогенерирующих средств.

В зависимости от принятого темпа нагнетания теплоносителя в каждую скважину определяют продолжительность этапа закачки теплоносителя в цикле для центральных скважин с горизонтальными стволами



и для скважин внешнего кольца элемента



где _гс - продолжительность этапа закачки теплоносителя в цикле для центральных скважин с горизонтальными стволами, сут;

_дс - продолжительность этапа закачки теплоносителя в цикле для скважин внешнего кольца элемента, сут;

q_гс - темп нагнетания теплоносителя в горизонтальную скважину, м³/сут;

q_дс - темп нагнетания теплоносителя в одну скважину внешнего кольца элемента, м³/сут.

Полная продолжительность цикла складывается из двух этапов: этапа закачки теплоносителя и этапа отбора продукции после теплового воздействия на пласт.

Способ осуществляют следующим образом.

Выбирают первую группу добывающих скважин внешнего кольца элемента, расположенных через одну (всего 3 скважины). Выбранные скважины останавливают и оборудуют внутрискважинными термоизолированными средствами для безаварийной закачки теплоносителя в пласт. Отбор продукции и закачку теплоносителя ведут циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле. Каждый цикл осуществляют в три этапа. На первом этапе осуществляют закачку теплоносителя через центральную скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции. На втором этапе останавливают и оборудуют вторую группу добывающих скважин внешнего кольца элемента. Осуществляют перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя. Через добывающие скважины внутреннего кольца ведут отбор продукции на первом и втором этапе. На втором этапе цикла отбора и закачки теплоносителя через центральную скважину ведут отбор продукции. На третьем этапе ведут отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин.

Циклы теплового воздействия и отбора продукции из элемента повторяют 5-8 раз.

После закачки суммарного расчетного количества теплоносителя в заданный фонд добывающих скважин на завершающей стадии разработки укрупненного элемента формируют систему холодного заводнения для использования введенного тепла в пласт и достижения полного вытеснения нефти агентом.

В качестве теплоносителя предпочтительно использовать воду, нагретую до температуры порядка 260^oC.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь башкирского яруса Гремихинского месторождения со следующими характеристиками: глубина 1200 м, пластовая температура 280^oC, пластовое давление 12,5 МПа. Разрез залежи представлен двумя пачками продуктивных пластов - нижней и средней. Характеристика пачек приведена в табл. 1.

На месторождении производят вскрытие залежи равномерной треугольной сеткой добывающих скважин с формированием площадных 13-точечных элементов разработки с центральной скважиной и по 6 скважин в каждом концентрическом ряду. Расстояние между скважинами составляет 173 м. В центральной скважине элемента забуривают на нижнюю пачку один горизонтальный ствол и на среднюю пачку - два горизонтальных ствола. Параметры вскрытия залежи скважинами и исходные данные к расчетам режима воздействия и технологических показателей разработки приведены в табл. 2.

В качестве теплоносителя используют воду, нагретую до температуры 260^oC.

Рассчитывают распределение суммарного количества теплоносителя между скважинами внешнего кольца элемента и центральной скважиной с учетом следующей схематизации площадей зон теплового воздействия:

- эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, вскрытую горизонтальными стволами, определяют из выражения

h_гс = n_гс L K_эф 1/K_а = 3 60 0,7 0,5774 = 72,75 м,

- эффективную нефтенасыщенную толщину, вскрытую добывающими скважинами внешнего кольца элемента, определяют из выражения

h_дс = 2h_эл = 2 14,62 = 29,24 м,

- площади зон воздействия определяют из выражений

F_гс = F_элh_гс/(h_гс+h_дс)=237,572,75/(72,75+29,24) = 169,41 тыс. м²,

2F_дс = F_эл-F_гс=237,5 - 169,41 = 68,09 тыс.м².

Поровый объем зон воздействия определяют из выражений

V_дс=2F_дс h_дс m = 68,09 14,62 0,197 = 196,109 тыс.м³,

V_гс = V_эл - V_дс = 606,3 - 196,1 = 410,2 тыс.м³.

Общее количество теплоносителя для данного укрупненного элемента распределяют между зонами воздействия (скважинами) пропорционально их поровым объемам

Q_гс = Q_элV_гс/(V_гс+V_дс)=727,56410,2/(410,2+196,1) = 492,24 тыс.м³,

Q_дс = Q_эл-Q_гс = 727,56-492,24 = 235,32 тыс.м³

или в каждую добывающую скважину внешнего кольца элемента

Q_скв = Q_дс/2 = 235,32/2 = 177,66 тыс.м³.

При проектировании технологии принимают от 5 до 8 циклов нагнетания теплоносителя в каждую выделенную скважину элемента. Тогда количество теплоносителя, нагнетаемого в одном цикле, составит

Q_1гс = Q_гс/n_гс=492,24/(5-8) = (98,4 - 61,53) тыс.м³,

Q_1дс = Q_скв/n_дс=177,66/(5-8)=(23,5-14,7) тыс.м³.

Принимают темп нагнетания теплоносителя в каждую добывающую скважину в зависимости от коллекторской характеристики продуктивных пластов вскрытой эффективной нефтенасыщенной толщины и технической характеристики установленных теплогенерирующих средств.

В зависимости от принятого темпа нагнетания теплоносителя в каждую скважину определяют продолжительность этапа закачки теплоносителя в цикле для центральных скважин с горизонтальными стволами



и для скважин внешнего кольца элемента

.

Отбор продукции и закачку теплоносителя выполняют циклически с равным количеством закачиваемого теплоносителя в каждом цикле. В центральной скважине забуривают из самостоятельных окон горизонтальные стволы на заданные пачки пластов объекта разработки с протяженностью 60 м, т.е. порядка 1/3 расстояния между скважинами сетки. Каждый цикл осуществляют в три этапа: на первом этапе закачка теплоносителя через центральную добывающую скважину и добывающие скважины внешнего кольца, расположенные через одну, а из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции. На втором этапе выполняют перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые закачивали теплоноситель, на отбор продукции и перевод добывающих скважин внешнего кольца, через которые отбирали продукцию, на закачку теплоносителя, через центральную скважину отбирают продукцию. На третьем этапе производят отбор продукции из добывающих скважин, через которые закачивали теплоноситель, и отбор продукции из всех остальных добывающих скважин.

Термогидродинамические расчеты показывают, что нефтеотдача залежи по сравнению с прототипом увеличивается на 12,2% и составляет 41,3% на этапе закачки теплоносителя в объеме, равном одному поровому объему укрупненного элемента разработки.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи высоковязкой нефти.

Источники информации

1. Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей в разработке нефтяных месторождений. РД 39-9-68-78, М.: Миннефтепром, 1978.

2. Патент РФ N 2083810, кл. E 21 B 43/24, опублик. 10.07.1997 - прототип.