способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий борение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев, одновременно с закачкой теплоносителя через нагнетательные вертикальные скважины осуществляют периодическую закачку теплоносителя через горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем подают вытекающий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением тепла, в частности к разработке месторождений высоковязких нефтей, сложенных слабосцементированными нефтесодержащими породами.

Известны способы теплового воздействия на пласт, включающие закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пароциклические обработки добывающих скважин и отбор нефти из них, где при различных системах размещения скважин для нагнетания пара используют вертикальные скважины, а для отбора нефти вертикальные и горизонтальные скважины /1/.

Прототипом изобретения является способ разработки залежи нефти, включавший бурение вертикальных и горизонтальных скважин, закачку пара в центральную нагнетательную скважину и отбор нефти через угловые вертикальные и горизонтальные скважины, расположенные между вертикальными /2/.

При использовании известных способов в условиях слабосцементированных пород под воздействием пара происходит интенсивное разрушение коллектора и вынос песка в забои горизонтальных добывающих скважин. Это приводит к снижению или прекращению поступления нефти в скважины. Использование традиционных способов удаления песчаных пробок путем спуска промывочных труб в ствол скважины при образовании песчаных пробок в горизонтальных стволах длиной до 300 м малоэффективно. Это связано с большой продолжительностью ремонта таких скважин, а также с неизбежностью возникновения аварийных ситуаций из-за больших углов искривления скважин, и связанных с этим значительным увеличением нагрузок на спускоподъемное оборудование. В результате уменьшается коэффициент использования добывающих скважин, добыча из них нефти и в конечном счете резко снижается эффективность использования известных способов разработки.

Целью изобретения является увеличение коэффициента использования горизонтальных скважин и темпа отбора нефти из пласта за счет ускорения процесса удаления песчаных пробок с одновременным отбором из них продукции.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев и одновременно с закачкой теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины ведут периодическую закачку теплоносителя в горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем закачку теплоносителя в горизонтальные скважины прекращают и подают вытесняющий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса, а из горизонтальных скважин осуществляют отбор песка и пластового флюида.

На фиг. 1 изображена схема размещения скважин по заявляемому способу.

После бурения скважин осуществляют закачку пара в вертикальные нагнетательные скважины 1 и в горизонтальные скважины 3. Одновременно с закачкой пара отбирают нефти из вертикальных добывающих скважин 2. После прорыва пара в вертикальные скважины 2 цикл нагнетания пара прекращают. При этом давление в стволе горизонтальной скважины 3 снижается и создается депрессия между нефтяным пластом и скважиной 3, в результате чего происходит интенсивный приток пластовой жидкости и вынос песка в ствол горизонтальной скважины 3, что приводит к образованию песчаной пробки.

Для удаления песчаной пробки в вертикальные скважины 2 подают рабочую среду (например, сжатый воздух), который прорывается в горизонтальную скважину 3, оборудованную на устье емкостью для сбора песка. Воздух захватывает песок и пластовую жидкость, скопившиеся в стволе горизонтальной скважины и выносит их в емкость, где песок осаждается, а пластовую жидкость откачивают в нефтесборник.

После удаления песка и пластовой жидкости из горизонтальной скважины, последнюю вводят в эксплуатацию. Вертикальные добывающие скважины 2, также вводят в эксплуатацию после снижения в них температуры до 80 90^oС. После снижения температуры в добывающих скважинах до 40 50^oС, а их дебитов в 3 -4 раза цикл закачки пара в горизонтальные скважины повторяют циклическую закачку пара в горизонтальные скважины с последующим удалением песка по вышеописанной технологии продолжают до начала реакции добывающих скважин на непрерывную закачку пара в нагнетательные скважины 1. После этого закачку пара в горизонтальные скважины не возобновляют, а лишь периодически (по мере необходимости) удаляют песок из горизонтальных скважин по вышеописанной технологии. Разработку ведут до экономически выгодного предела.

Пример конкретного осуществления способа. На Лыа-Иольской плошали Ярегского месторождения, содержащего высоковязкую нефть в слабосцементированных песчаниках, пробурили три вертикальные скважины 1 и восемь добывающих скважин 2 по сетке 100x100 м. Вдоль рядов добывающих скважин 2 на минимальном расстоянии от их забоев пробурили две горизонтальные скважины 2 с длиной горизонтального ствола 200 м. Вертикальные скважины 1 и горизонтальные скважины 3 ввели под закачку пара давлением 1,5-2,0 МПа. Скважины 2 оборудовали штанговыми насосами НСН-43 и ввели в эксплуатацию. Спустя 3 месяца произошел прорыв пара в четыре и восьми добывающих скважин 2. После этого закачку пара в горизонтальные скважины 3 прекратили, одновременно прекратили отбор жидкости из тех вертикальных добывающих скважин, в которые прорвался пар. При исследовании горизонтальных скважин 3 было установлено, что горизонтальные части стволов этих скважин забиты песком. Тогда в соответствии с заявляемым способом к устью добывающих скважин 2, в которые прорвался пар, подсоединили передвижной компрессор, а к устью горизонтальных скважин 3 подсоединили емкость для сбора песка. В вертикальные скважины 2 одновременно во все или одну начали подавать сжатый воздух давлением 3,0 МПа. Спустя 2 часа начался интенсивный вынос песка и пластовой жидкости (нефти и воды) в емкости, подсоединенные к горизонтальным скважинам 3. После этого давления нагнетание воздуха снизили до 1,5 2,0 МПа. Вынос песка и пластовой жидкости продолжался в течение 5 суток, после чего прорвался чистый воздух. Тогда подачу сжатого воздуха прекратили и начали отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, в которые до этого подавали воздух. Одновременно оборудовали насосами горизонтальные скважины 3 и также начали отбирать из них нефть. Спустя 3 месяца температура в добывавших скважинах снизилась до 40 50^oС, а их дебиты по нефти уменьшились в 3 4 раза. После этого горизонтальные скважины 3 вновь ввели под закачку пара, продолжая отбирать нефть из добывавших скважин 2. Цикл закачки пара в горизонтальные скважины продолжали до прорыва пара в вертикальные добывающие скважины, после чего повторили операцию по удалению песка из горизонтальных скважин в последовательности, изложенной выше. После проведения З-х циклов закачки пара в горизонтальные скважины 3 была зафиксирована реакция добывающих скважин от вертикальных нагнетательных скважин 1, в которые с начала разработки велась непрерывная закачка пара. После этого закачка пара в горизонтальные скважины не возобновлялась, а операция по удалению песка и пластовой жидкости из этих скважин проводилась при необходимости, т. е. после образования песчаной пробки. После накачки в нагнетательные скважины 1 пара в количестве 0,7 перового объема пласта переходят на закачку в нагнетательные скважины 1 попутно добываемой волы, которую ведут в течение 10 лет до полного обводнения добывающих скважин.

Предложенный способ позволяет повысить коэффициент использования горизонтальных скважин, что в свою очередь приведет к увеличению темпа отбора нефти из пласта и повысит эффективность способа.