способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий размещение в залежи горизонтальных скважин, направленных параллельно друг другу, закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины, отличающийся тем, что на залежи выделяют верхние пласты с меньшей проницаемостью и нижние пласты с большей проницаемостью, с разницей в проницаемостях не менее чем в 2 раза, добывающие горизонтальные скважины располагают в верхнем пласте, а нагнетательные горизонтальные скважины - в нижнем пласте, все горизонтальные скважины размещают в одном направлении, в плане горизонтальные добывающие скважины в верхнем пласте располагают в линию одна за другой параллельными рядами, а горизонтальные нагнетательные скважины в нижнем пласте располагают между рядами горизонтальных добывающих скважин, при этом длину каждой горизонтальной нагнетательной скважины выбирают больше расстояния между началом и концом горизонтальных добывающих скважин, а начало или конец горизонтальной нагнетательной скважины размещают между горизонтальными добывающими скважинами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения системой скважин с горизонтальными стволами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычу нефти через добывающие скважины, дополнительное проведение дренажных скважин с горизонтальными стволами, размещение их в подошве месторождения с газонапорным режимом или в кровле месторождения с водонапорным режимом. Система горизонтальных скважин имеет пересекающиеся или скрещивающиеся в плане стволы, а добывающие скважины гидродинамически связаны с местами пересечения горизонтальных стволов дренажных скважин. Закачку вытесняющего агента осуществляют в кровлю месторождения при газонапорном режиме или в подошву месторождения при водонапорном режиме (авторское свидетельство СССР 1623276, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1999 г.).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий разбуривание не менее трех скважин с вертикальными и горизонтальными участками стволов, направленными параллельно друг другу, разогрев пласта через крайние скважины и отбор нефти через центральную скважину (патент РФ 2085715, кл. Е 21 В 43/24, опублик. 1997 г. - прототип).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем размещение в залежи горизонтальных скважин, направленных параллельно друг другу, закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины, согласно изобретению, на залежи выделяют верхние пласты с меньшей проницаемостью и нижние пласты с большей проницаемостью, добывающие горизонтальные скважины располагают в верхнем пласте, а нагнетательные горизонтальные скважины - в нижнем пласте, все горизонтальные скважины размещают в одном направлении, в плане горизонтальные добывающие скважины в верхнем пласте располагают в линию одна за другой параллельными рядами, а горизонтальные нагнетательные скважины в нижнем пласте располагают между рядами горизонтальных добывающих скважин, при этом длину каждой горизонтальной нагнетательной скважины выбирают больше расстояния между началом и концом горизонтальных добывающих скважин, а начало или конец горизонтальной нагнетательной скважины размещают между горизонтальными добывающими скважинами.

Признаками изобретения являются:

1. размещение в залежи горизонтальных скважин, направленных параллельно друг другу;

2. закачка рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины;

3. отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины;

4. на залежи выделение верхних пластов с меньшей проницаемостью и нижние пласты с большей проницаемостью с разницей в проницаемостях не менее, чем в 2 раза;

5. расположение добывающих горизонтальных скважин в верхнем пласте, а нагнетательные горизонтальные скважины - в нижнем пласте;

6. размещение всех горизонтальных скважин в одном направлении;

7. расположение в плане горизонтальных добывающих скважин в верхнем пласте в линию одна за другой параллельными рядами;

8. расположение горизонтальных нагнетательных скважин в нижнем пласте между рядами горизонтальных добывающих скважин;

9. длина каждой горизонтальной нагнетательной скважины больше расстояния между началом и концом горизонтальных добывающих скважин;

10. начало или конец горизонтальной нагнетательной скважины размещают между горизонтальными добывающими скважинами.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запасов нефти остается в пластах. Задачей данного изобретения является повышение нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти на залежи выделяют верхние пласты с меньшей проницаемостью и нижние пласты с большей проницаемостью с разницей в проницаемостях не менее, чем в 2 раза. Добывающие горизонтальные скважины располагают в верхнем пласте, а нагнетательные горизонтальные скважины - в нижнем пласте. Все горизонтальные скважины размещают в одном направлении. В плане горизонтальные добывающие скважины в верхнем пласте располагают в линию одна за другой параллельными рядами, а горизонтальные нагнетательные скважины в нижнем пласте располагают между рядами горизонтальных добывающих скважин. Длину каждой горизонтальной нагнетательной скважины выбирают больше расстояния между началом и концом горизонтальных добывающих скважин. Начало или конец горизонтальной нагнетательной скважины размещают между параллельными горизонтальными добывающими скважинами. Проводят закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины.

Такая геометрия расположения скважин способствует распространению рабочего агента по пласту с большей проницаемостью, охвату большой площади и созданию водонапорного режима в нижней части залежи. Наиболее полный отбор нефти в верхней части залежи, имеющей меньшую проницаемость, достигается большей плотностью расположения скважин и предложенным их расположением.

На фиг.1 схематично представлено расположение скважин по разрезу залежи и на фиг.2 - в плане.

На фиг.1 и 2 приняты следующие обозначения: 1 - горизонтальные добывающие скважины, 2 - горизонтальные нагнетательные скважины, 3 - верхние пласты с меньшей проницаемостью, 4 - нижние пласты с большей проницаемостью.

Как следует из фиг.1 на залежи выделяют верхние пласты с меньшей проницаемостью и нижние пласты с большей проницаемостью. Добывающие горизонтальные скважины располагают в верхнем пласте, а нагнетательные горизонтальные скважины - в нижнем пласте. Как следует из фиг.2 все горизонтальные скважины размещены в одном направлении. В плане горизонтальные добывающие скважины в верхнем пласте располагают в линию одна за другой параллельными рядами, а горизонтальные нагнетательные скважины в нижнем пласте располагают между рядами горизонтальных добывающих скважин. Длину каждой горизонтальной нагнетательной скважины выбирают больше расстояния между началом и концом горизонтальных добывающих скважин. Начало или конец горизонтальной нагнетательной скважины размещают между параллельными горизонтальными добывающими скважинами.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 11,9%, проницаемость - 0,029 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8 м, начальное пластовое давление - 11 МПа, пластовая температура - 25^oС, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПас, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

На залежи выделяют верхние пласты с меньшей проницаемостью порядка 200 мД и нижние пласты с большей проницаемостью порядка 800 мД.

На участке разработки в соответствии с фиг.1 и 2 размещают 4 горизонтальные добывающие скважины длиной 300 м каждая в верхней части залежи и 1 горизонтальную нагнетательную скважину длиной 300 м в нижней части залежи с созданием системы горизонтальных скважин с параллельными в плане стволами в одном направлении. В плане горизонтальные добывающие скважины в верхнем пласте располагают в линию одна за другой параллельными рядами. Расстояние между рядами составляет 200 м. Горизонтальную нагнетательную скважину в нижнем пласте располагают между рядами горизонтальных добывающих скважин. Длина горизонтальной нагнетательной скважины 300 м больше расстояния между началом и концом горизонтальных добывающих скважин, составляющим 100 м. Начало и конец горизонтальной нагнетательной скважины размещают между параллельными горизонтальными добывающими скважинами.

Закачивают рабочий агент (подогретую до 100^oС пластовую воду) через нагнетательную скважину и отбирают нефть через добывающую скважину.

При разработке организуют процесс вертикального вытеснения нефти. В результате нефтеотдача составляет 33% При организации классического горизонтального вытеснения нефтеотдача залежи оценивается в 27%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.