способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение скважин с поверхности, забои которых располагают в районе подземных скважин, пробуренных из подземной галереи при первичной разработке месторождения шахтным способом, отличающийся тем, что с поверхности бурят добывающие скважины, которые располагают на границе блоков, при этом добывающую скважину увеличенного диаметра бурят в центр блока, минуя подземную буровую галерею, и бурят нагнетательные скважины в пределах блока, затем после освоения скважин пароциклическими обработками, обработками с помощью растворителей призабойных зон всех скважин ведут закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, а отбор жидкости ведут из добывающих скважин, причем нагнетание теплоносителя осуществляют с пониженным темпом, препятствующим прорыву теплоносителя в подземные горные выработки, при этом одновременно контролируют температуру подземной галереи и при ее увеличении на 5^oС осуществляют циклическую закачку теплоносителя с одновременным перераспределением отбора жидкости в центральной и граничных добывающих скважинах в сторону увеличения отборов из последних.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к вторичным методам разработки высоковязкой нефти, эксплуатирующимся ранее шахтным способом на режиме истощения пластовой энергии уклонно-скважинным методом разработки.

Известен способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение скважин с поверхности, забои которых располагают в районе подземных скважин, ранее пробуренных из подземной галереи при первичной разработке месторождения шахтным способом, причем с поверхности бурят скважину в центр разрабатываемого блока, а в подземную галерею бурят центральную скважину, оборудованную термодатчиком. После чего осуществляют циклы закачки пара и отбора нефти. (См. патент РФ 2143060, МПК Е 21 В 43/24, опубл. 10.12.99г.).

Недостатком вышеприведенного способа вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, взятого нами в качестве прототипа, является сложность регулирования процесса разработки месторождения, непроизводительные потери тепла в подземных галереях и относительно невысокий охват пласта по площади за счет невовлечения в активную разработку запасов нефти на границах блоков с наименьшей проницаемостью.

Задачей изобретения является обеспечение высокого охвата и нефтеотдачи пласта, снижение непроизводительных потерь тепла в подземных галереях, создание возможности регулирования процесса разработки, предотвращение прорывов теплоносителя в подземные горные выработки.

Поставленная задача в способе вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем бурение скважин с поверхности, забои которых располагают в районе подземных скважин, пробуренных из подземной галереи при первичной разработке месторождения шахтным способом, решается тем, что с поверхности бурят добывающие скважины, которые располагают на границе блоков месторождения, при этом добывающую скважину увеличенного диаметра бурят в центр блока, минуя подземную буровую галерею, а нагнетательные скважины бурят в пределах блока месторождения, при этом после освоения скважин пароциклическими обработками, обработками с помощью растворителей призабойных зон всех скважин ведут закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, а отбор жидкости ведут из добывающих скважин, причем нагнетание теплоносителя осуществляют с пониженным темпом, препятствующим прорыв теплоносителя в подземные горные выработки, при этом одновременно контролируют температуру в подземной галерее и при ее увеличении на 5^oС осуществляют циклическую закачку теплоносителя с одновременным перераспределением отбора жидкости в центральной и граничных добывающих скважинах в сторону увеличения отборов из последних.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- с поверхности бурят добывающие скважины, которые располагают на границе блоков;

- при этом добывающую скважину увеличенного диаметра бурят в центр блока, минуя подземную галерею, и бурят нагнетательные скважины в пределах блока;

- после освоения скважин пароциклическими обработками, обработками с помощью растворителей призабойных зон всех скважин ведут закачку теплоносителя в нагнетательные скважины;

- а отбор жидкости ведут из добывающих скважин;

- причем нагнетание теплоносителя осуществляют с пониженным темпом, препятствующим прорыв теплоносителя в горные выработки;

- при этом одновременно контролируют температуру буровой галереи и при ее увеличении на 5^oС осуществляют циклическую закачку теплоносителя с одновременным перераспределением отбора жидкости в центральной и граничных добывающих скважинах в сторону увеличения отборов из последних.

Вышеприведенные существенные отличительные признаки нам были не известны из патентной и научно-технической информации, в совокупности с известными позволяют решить задачи, поставленные изобретением, и характеризуют заявленную совокупность признаков как "новизна".

Заявленные отличительные признаки, учитывая специфику и уникальность рекомендуемого способа разработки, являются неочевидными для среднего специалиста в области разработки месторождения высоковязких нефтей. В связи с изложенным считаем, что заявленное изобретение имеет "изобретательский уровень".

Заявленный нами способ вторичной разработки высоковязкой нефти может быть успешно реализован с использованием применяемого на нефтяных шахтах оборудования. В связи с изложенным считаем, что изобретение "промышленно применимо".

Схема вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти в соответствии с настоящим изобретением показана на фиг.1, 2, 3 и 4.

На фиг.1 изображен участок (блок) месторождения в плане; на фиг. 2 показан тот же участок (блок) в разрезе I-I на фиг.1; на фиг.3 показан участок (блок) в плане с пробуренными с поверхности земли скважинами; на фиг.4 тот же участок (блок) в разрезе II - II на фиг.3.

Кроме того, на фиг.1 и 2 приведены схемы размещения ярусов пологонаклонных скважин 1, пробуренных из подземной галереи 2 при эксплуатации блока 3 на режиме истощения пластовой энергии.

На фиг.3 и 4 приведены схемы размещения скважины 4, 5 и 6 при реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти.

На участке (блоке) разработки 3, ранее разбуренном ярусами пологонаклонных скважин 1, с поверхности бурят нагнетательные скважины 4 (см. фиг.3 и 4), центральную добывающую скважину 5 увеличенного диаметра, минуя подземную галерею 2 и добывающие скважины на участке блока 6, которые одновременно дренируют запасы соседних блоков, разрабатываемых по аналогичной технологии. Далее, после освоения скважин пароциклическими обработками, обработками с помощью растворителей призабойных зон всех скважин рассматриваемого блока переходят на закачку пара в нагнетательные скважины 4 с одновременным отбором нефти из добывающих скважин 5 и 6. При этом темп нагнетания теплоносителя устанавливают с расчетом того, чтобы он препятствовал его прорыву в подземную галерею и подземные горные выработки. В случае повышения температуры в буровой галерее на 5^oС выше начальной осуществляют циклическую закачку пара перераспределением отборов нефти в скважинах 5 и 6 в сторону увеличения отборов из периферийных скважин 6.

Пример.

Заявленный способ может быть реализован на нефтяном поле шахты 2-бис Ярегского месторождения высоковязкой нефти, вязкость которой в пластовых условиях составляет более 12 тыс. МПас.

Первичная разработка месторождения ранее осуществлялась на режиме истощения пологонисходящими скважинами длиной до 250 м, пробуренными из кольцевой галереи, расположенной в кровле нефтяного пласта. При этом нефтеотдача пласта из-за высокой вязкости нефти составила всего около 3%.

Для реализации заявленного способа на одном из блоков залежи с поверхности бурят шесть нагнетательных скважин 4, центральную добывающую скважину 5 увеличенного диаметра глубиной 240 м и диаметром эксплуатационных колонн 245 мм на расстоянии 115 м от нагнетательных скважин и двенадцать добывающих скважин 6 на границе блока с диаметром эксплуатационных колонн 168 мм.

Затем после освоения скважин пароциклическими обработками, обработками с помощью растворителей призабойных зон всех скважин переходят на закачку пара в нагнетательные скважины 4 с одновременным отбором жидкости из добывающих скважин 5 и 6. Причем расчетный темп нагнетания теплоносителя осуществляют с пониженным темпом порядка 2 т/сутм, препятствующим прорыву пара в буровую галерею.

В случае повышения температуры на 5^oС в подземной галерее осуществляют циклическую закачку теплоносителя с одновременным перераспределением отбора жидкости в центральной 5 и граничных добывающих скважинах 6 в сторону увеличения отборов из последних.

Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет обеспечить высокий охват и нефтеотдачу пласта и снизить непроизводительные потери тепла в подземных галереях.