способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

1. Способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение скважин с поверхности по контуру разрабатываемого участка с расположением их забоев полого нисходящих скважин в районе забоев подземных скважин, ранее пробуренных при первичной разработке месторождения шахтным способом из подземной галереи, бурение скважины в центр разрабатываемого участка, чередование закачки пара в скважины с отбором из них нефти, отличающийся тем, что вокруг подземной галереи на расстоянии от 10 до 100 м от нее бурят дополнительные скважины с поверхности и в период закачки пара в скважины, пробуренные по контуру и в центр разрабатываемого блока, ведут отбор нефти из дополнительных скважин, а в период отбора нефти из скважин, пробуренных по контуру и в центр разрабатываемого блока, в дополнительные скважины периодически закачивают вытесняющий агент, например воду.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при прорыве пара в дополнительные скважины в них закачивают изолирующий, например, гелеобразующий состав.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на участках залежи с низкой проницаемостью пласта, вместо вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам вторичной разработки залежи высоковязкой нефти, в частности к способам теплового воздействия на пласт.

Более конкретной областью использования изобретения являются месторождения высоковязкой нефти, ранее разработанные на естественном режиме истощения с помощью полого нисходящих скважин, пробуренных из подземных горных выработок (буровых галерей), расположенных в верхней части пласта (см. НТО "Опыт разработки нефтяных месторождений шахтным способом", ВНИИОЭНГ, Москва, 1965 г., с. 24-26). Опыт применения шахтного метода показал, что разработка залежи высоковязкой нефти на естественном режиме истощения не позволяет извлечь более 5 % балансовых запасов нефти. Это и предопределяет необходимость вторичной разработки таких залежей с применением теплового воздействия на пласт.

Известен способ вторичной разработки подобных месторождений высоковязкой нефти (патент РФ 2143060), который применяется на месторождениях, ранее разработанных на естественном режиме с помощью подземных скважин. Суть известного способа, взятого нами за прототип, заключается в том, что с поверхности земли бурят скважины, забои которых располагают в районе забоев подземных скважин, ранее пробуренных из подземных галерей при первичной разработке месторождения шахтным способом. Затем осуществляют закачку пара в скважины с поверхности, которую ведут до начала резкого повышения температуры в галерее, после чего закачку пара прекращают и ведут отбор нефти из указанных скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимально рентабельного уровня.

Недостатком известного способа является недостаточный охват процессом нефтеизвлечения центральной части разрабатываемого блока.

Другим недостатком этого способа является низкий темп отбора нефти, связанный с низким пластовым давлением в залежах, ранее разработанных на естественном режиме.

К недостаткам способа относится также недостаточный охват пласта прогревом, а также низкая нефтеотдача зон пласта с низкой проницаемостью.

Задачей изобретения является увеличение охвата процессом нефтеизвлечения центральной части разрабатываемого блока и увеличение темпа отбора нефти из залежи.

Другой задачей изобретения является увеличение охвата пласта прогревом.

Задачей изобретения является также увеличение нефтеотдачи пласта, имеющего недостаточную проницаемость.

Поставленная задача в способе вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем бурение скважин с поверхности по контуру разрабатываемого участка с расположением их забоев в районе забоев полого нисходящих скважин, ранее пробуренных при первичной разработке месторождения шахтным способом из подземной галереи, бурение скважины в центр разрабатываемого участка, чередование закачки пара в скважины с отбором из них нефти, решается тем, что вокруг подземной галереи на расстоянии от 10 до 100 м от нее бурят дополнительные скважины с поверхности и в период закачки пара в скважины, пробуренные по контуру и в центр разрабатываемого блока, в дополнительные скважины периодически закачивают вытесняющий агент, например воду.

Поставленная задача решается также тем, что при слабой гидродинамической связи между дополнительными и контурными скважинами в дополнительные скважины периодически закачивают пар.

Поставленная задача решается также тем, что при прорыве пара в дополнительные скважины в них закачивают изолирующий, например гелеобразующий, состав.

Поставленная задача решается также тем, что на участках залежи с низкой проницаемостью пласта вместо вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины.

Отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- с поверхности земли вокруг подземной галереи бурят дополнительные скважины, располагая их на расстоянии от 10 до 100 м от подземной галереи;

- в период закачки пара в скважины, пробуренные по контуру и в центр разрабатываемого блока, ведут отбор нефти из дополнительных скважин, благодаря чему в процесс нефтеизвлечения вовлекается центральная часть блока;

- в период отбора нефти из скважин, пробуренных по контуру и в центр разрабатываемого блока, в дополнительные скважины периодически закачивают вытесняющий агент, например воду. Благодаря этому создается дополнительная репрессия на пласт и возрастает темп отбора нефти;

- при прорыве пара в дополнительные скважины в них закачивают изолирующий состав, который предотвращает прорыв пара в галерею, что способствует распространению пара в другие зоны пласта и повышает охват и нефтеотдачу пласта;

- на участках залежи с низкой проницаемостью вместо вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины, что повышает охват и нефтеотдачу пласта.

Вышеприведенные отличительные признаки в совокупности с известными позволяют решить задачи, поставленные изобретением, и характеризуют заявленную совокупность признаков как "новую".

Заявленные отличительные признаки, учитывая специфику и уникальность рекомендуемого метода разработки, являются неочевидными для среднего специалиста в области разработки нефтяных месторождений. Поэтому мы считаем, что заявленное изобретение имеет "изобретательский уровень".

Предлагаемая технология вполне может быть реализована с использованием применяемого на нефтепромыслах оборудования. Поэтому это изобретение "промышленно применимо".

Схемы вторичной разработки залежи в соответствии с настоящим изобретением изображены на фиг. 1, 2, 3, 4, 5, 6.

Для вторичной разработки участка 1 с применением теплового воздействия на пласт с поверхности земли бурят скважины 2, забои которых располагают в районе забоев пробуренных ранее полого нисходящих подземных скважин 3, и скважину 4 в центр блока. Кроме того, бурят дополнительные скважины 5, располагая их по периметру подземной галереи 6 на расстоянии от 10 до 100 м от нее. Затем дополнительные скважины 5 и центральную скважину 4 обрабатывают паром и переводят на режим отбора нефти. Одновременно в скважины 2, расположенные по контуру разрабатываемого блока, закачивают пар (фиг. 1, 2), который движется по системе подземных полого нисходящих скважин 3 снизу вверх в направлении дополнительных скважин 5, одновременно прогревая весь разрабатываемый участок пласта и вытесняя нефть в скважины 5. После резкого повышения температуры в скважинах 5 закачку пара в скважины 2 прекращают, затем в скважины 2 спускают глубинный насос и ведут отбор из них нефти (фиг. 3, 4). Одновременно периодически закачивают вытесняющий агент, например воду, в дополнительные скважины 5, вытесняя нефть в скважины 2 и центральную скважину 4. После того как дебит скважин 2 по нефти снизится до минимально рентабельного уровня, отбор нефти из них прекращают и переводят под закачку пара. Одновременно прекращают закачку воды в скважины 5 и начинают отбор из них нефти. В дальнейшем технологические операции продолжают в указанной выше последовательности до достижения проектной нефтеотдачи пласта.

В том случае, если в процессе закачки пара в скважины 2 произойдет прорыв пара в дополнительные скважины 5, в соответствующие дополнительные скважины закачивают изолирующий, например гелеобразующий, состав. При этом блокируются высокопроницаемые каналы, по которым движется пар, что препятствует его прорыву в подземную галерею.

На участках с низкой проницаемостью пласта вместо вертикальных скважин 2 бурят горизонтальные скважины (фиг. 5, 6). При этом последовательность технологических операций будет точно такая же, как и в случае использования вертикальных скважин.

Пример. Заявленный способ может быть применен на Ярегском месторождении, содержащем нефть вязкостью до 10-15 тыс. мПа/с. Это месторождение ранее разрабатывалось на режиме истощения полого нисходящими скважинами длиной до 200 м, пробуренными из кольцевой галереи, расположенной в кровле нефтяного пласта. При этом нефтеотдача пласта из-за высокой вязкости нефти составила всего около 3%.

Применение известных способов термошахтной разработки неэффективно из-за больших затрат на проходку подземных горных выработок.

Для реализации заявленного способа на одном из участков залежи с поверхности земли бурят девятнадцать скважин, двенадцать из которых 2 располагают в районе забоев ранее пробуренных подземных скважин 3, одну скважину 4 бурят в центр блока и шесть дополнительных скважин 5 бурят на расстоянии 50 м от подземной галереи 1 (фиг. 1, 2, 3, 4). Затем скважины 4 и 5 подвергают пароциклическим обработкам в любой последовательности, для чего в каждую скважину закачивают от 2000 до 5000 т пара (в зависимости от толщины пласта) и затем вводят скважины в эксплуатацию, спуская в них глубинные насосы ШГН. Одновременно закачивают пар давлением до 3,0-4,0 МПа в скважины 2. При этом периодически замеряют температуру пласта в дополнительных скважинах 5. После резкого повышения температуры пласта в какой-либо из дополнительных скважин 5 прекращают закачку пара в скважины 2, являющиеся источником повышения температуры в скважине 5. Затем в скважины 2 спускают глубинные насосы ШГН и ведут отбор из них нефти. Одновременно периодически закачивают попутно добываемую воду в скважины 5, где зафиксирован рост температуры. Отбор нефти из скважин 2 ведут до тех пор, пока дебиты скважин по нефти не снизятся до 0,5 т/сут (минимально рентабельный дебит). Затем скважины 2 вновь вводят под закачку пара, а скважины 5 переводят на режим отбора нефти. В последующем повторяют вышеуказанные технологические операции до тех пор, пока нефтеотдача пласта не достигнет 45% (проектной величины).

В том случае, если в процессе закачки пара в скважины 2 произойдет прорыв пара в дополнительные скважины 5, в соответствующие дополнительные скважины закачивают какой-либо изолирующий, например гелеобразующий, состав. Благодаря этому предотвращается прорыв пара в подземную галерею.

Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет увеличить охват центральной части разрабатываемого блока процессом нефтеизвлечения, увеличить темп отбора нефти из залежи, увеличить охват пласта прогревом, увеличить нефтеотдачу пласта, имеющего недостаточную проницаемость.