способ разработки битумного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки битумного месторождения, включающий бурение теплонагнетательных скважин по пласту, закачку по ним теплоносителя в пласт, бурение дренажных скважин ниже подошвы битуминозного пласта, откачку пластовой воды и отбор продукции в дискретном режиме, отличающийся тем, что при разработке месторождений вытянутой формы, когда их длина в несколько раз превышает ширину, бурят наклонно-горизонтальные теплонагнетательные скважины с горизонтальными участками синусоидального типа в генеральном направлении месторождения, при этом азимут скважин циклически изменяют в горизонтальной проекции таким образом, что при увеличении трассы скважины на 10% обеспечивают увеличение площади разогрева на 45-50%, а отбор продукции осуществляют через колонны дренажных скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи битумов с применением тепла в комплексе с бурением горизонтальных скважин.

Известен способ (патент США №2019575, опуб. 26.04.77 г.), включающий прогрев пласта с использованием эксплуатационной колонны, специальным образом оборудованной, а также множеством периферийных скважин, пробуренных в продуктивном пласте недалеко от эксплуатационной скважины. Периферийные скважины вскрывают только верхнюю часть продуктивного пласта. Эксплуатационная скважина оборудуется тремя колоннами труб, спускаемыми концентрично одна в другую. Три колонны образуют три канала связи с поверхностью: первый канал - колонна самого малого диаметра (НКТ) - опускают до подошвы пласта и перфорируют против продуктивного пласта, из которого производят добычу, - второй и третий каналы - межтрубное пространство - служат для циркуляции теплоносителя.

Эффективность вытеснения остается низкой из-за того, что процесс распределения теплоносителя в пласте не контролируется. Осуществление способа требует больших материальных и энергетических затрат.

Также известен способ с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами (патент Россия №2237804, МПК⁷ Е21В 43/24, опубл. 10.10.2004 г.). Способ включает бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. Бурение скважин проводят 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 последующим переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Основным технико-технологическим недостатком строительства такой теплонагнетательной скважины является то, что она проведена по стабильному азимуту, что существенно снизило площадь и объем разогреваемого участка битумного пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки битумных месторождений путем теплового воздействия на пласт (патент Россия №2225942, МПК⁷ Е21В 43/24, опубл. 20.03.2004 г). Способ включает определение оптимального размера добычного элемента, в центре которого бурят центральную добывающую скважину. Нагнетательные скважины располагают на расстоянии 10 м от центральной и на 180° друг от друга. В непосредственной близости от центральной скважины бурят дренажную и оборудуют погружным насосом и осушают пласт. Через нагнетательную скважину подают парогаз. Нагревают пласт до добычной вязкости битума и производят отбор битума через добывающую скважину.

Недостатком является то, что небольшие площади разогрева пласта и объем разогреваемого участка пласта.

Техническим результатом изобретения является устранение указанного недостатка, т.е. создание способа более эффективного вытеснения битума и увеличение объема разогреваемого участка пласта и тем самым увеличения коэффициента извлечения за счет непосредственного воздействия на битумный пласт.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки битумного месторождения, включающем бурение теплонагнетательных скважин по пласту, закачку по ним теплоносителя в пласт, бурение дренажных скважин ниже подошвы битуминосного пласта, откачку пластовой воды и отбор продукции в дискретном режиме, согласно изобретению при разработке месторождений вытянутой формы, когда их длина в несколько раз превышает ширину, бурят наклонно-горизонтальные теплонагнетательные скважины с горизонтальными участками синусоидального типа в генеральном направлении месторождения, при этом азимут скважин циклически изменяют в горизонтальной проекции таким образом, что при увеличении трассы скважины на 10% обеспечивают увеличение площади разогрева на 45-50%, а отбор продукции осуществляют через колонны дренажных скважин.

Способ поясняется чертежами, где на фиг.1: 1 - теплонагнетательная скважина. На фиг.2: 2 - горизонтальный участок синусоидального типа. На фиг.3: 1 - теплонагнетательная скважина; 3 - дренажная скважина; 4 - погружной насос; 5 - дренажная колонна; 6 - добывающая колонна.

Для месторождений и залежей вытянутой формы, когда длина залежи в несколько раз превышает ширину, наиболее целесообразным является бурение теплонагнетальной скважины с синусоидальным горизонтальным участком относительно генерального направления, чтобы горизонтальная проекция этой скважины напоминала «змею».

Способ осуществляется следующим образом.

Бурят теплонагнегнетальную скважину 1 на глубину залегания битумного пласта, где горизонтальный участок 2 синусоидального типа проходит по пласту. Для бурения горизонтально-синусоидального участка теплонагнетательной скважины необходима следующая компоновка низа бурильной колонны (КНБК): долото 151 мм, винтовой забойный двигатель 108 мм с жестким кривым переводником, телеметрия, УБТ 120 мм. Бурение теплонагнетательной скважины такого профиля рекомендуется бурить колтюбинговыми установками с непрерывными гибкими трубами. Затем бурят дренажные скважины 3 на глубину 10-15 м ниже битумного пласта и оборудуют их погружным насосом 4 с производительностью 10 м³/ч. Осуществляют осушение битумного пласта в пределах добычного элемента с помощью дренажной колонны 5. Затем начинают процесс нагнетания теплоносителя через теплонагнетательную скважину 1. После разогрева пласта и достижения добычной вязкости битума начинают отбор продукции методом свабирования из добывающей колонны 6. При этом процесс осушения происходит в дискретном режиме. После разогрева битума до оптимальной добычной вязкости битума осушение пласта временно прекращается, что приведет к подъему подземных вод. Это, в свою очередь, увеличит объем вытеснения разогретого битума за счет природной энергии напорных подземных вод, который может составить 20-30 атм. То есть реализуется идея внутриконтурного заводнения, широко используемая при поддержании пластового давления.

При разогреве битумного пласта ранее применявшимися способами основная доля тепла расходовалась на разогрев воды, у которой теплопроводность на порядок выше, чем у битума и минерального каркаса глинистого песчаника. Кроме того, поскольку из добычной скважины ранее добывался битум совместно с водой и в силу большой разницы коэффициентов фильтрации воды и битума (более чем в 5-7 раз) в скважину подтягивалось большое количество холодной пластовой воды, на разогрев которой так же требовалось большое количества тепла, чем на разогрев собственно битума. В заявленном способе значительный расход теплоносителя на разогрев гравитационной пластовой воды практически исключен. В осушенном пласте теплоперенос и на разогрев битума осуществляется с наименьшими теплозатратами.

Бурение нагнетательной скважины с горизонтальным синусоидальным участком увеличивает площадь разогрева на 45-50%, а длина трассы увеличивается всего на 10%. Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки битумного месторождения определяется главным образом увеличением площади охвата продуктивного пласта, существенным снижением энергозатрат, уменьшением тепловых потерь, уменьшением затрат на обезвоживание добытого сырья, уменьшением затрат на строительство дополнительных скважин.