способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины, отличающийся тем, что для разработки выбирают залежь с карбонатным коллектором, добывающие горизонтальные скважины размещают перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а горизонтальные нагнетательные скважины бурят из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов диаметром 30-70 мм, при этом тонкие и длинные каналы выполняют разной длины с преимущественным размещением более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы преимущественно размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки нефтяного месторождения с неоднородными коллекторами, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выявление низкопроницаемых зон залежи, бурение боковых горизонтальных стволов в низкопроницаемые зоны залежи при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов, закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны через боковые горизонтальные стволы с вытеснением нефти в высокопроницаемые зоны. При этом давление в скважине снижают при бурении боковых стволов на 5-10% от гидростатического давления. Размывают породы под давлением 15-20 МПа через гибкую трубу, которую подают через вырезанное боковое окно (Патент РФ №2256068, кл. Е 21 В 43/16, опубл. 10.07.2005).

Известный способ пригоден для разработки залежи низковязкой нефти, а для применения на залежи высоковязкой нефти или битума требует значительного совершенствования.

Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти, состоящий в следующем. Бурят ряды вертикальных нагнетательных и добывающих скважин. Вдоль рядов вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины. В горизонтальные скважины периодически закачивают теплоноситель, например пар. Отбирают нефть из вертикальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин. В период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим (Патент РФ №2199656, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.02.2003).

Известный способ сложен, предусматривает наличие дорогостоящих горизонтальных скважин. Разработка залежи по данному способу сопровождается прорывами воды к добывающим скважинам и, как следствие, невысокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами. 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 последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины (Патент РФ №2237804, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 10.10.2004 - прототип).

Известный способ не обеспечивает необходимый охват продуктивного пласта тепловым воздействием, вследствие чего нефтеотдача остается на невысоком уровне.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающем бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины, согласно изобретению для разработки выбирают залежь с карбонатным коллектором, добывающие горизонтальные скважины размещают перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а горизонтальные нагнетательные скважины бурят из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов, при этом тонкие и длинные каналы выполняют разной длины с преимущественным размещением более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы преимущественно размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора.

Признаками изобретения являются:

1. бурение горизонтальных скважин с размещением нагнетательных горизонтальных скважин выше добывающих горизонтальных скважин;

2. закачка теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины;

3. отбор пластовых флюидов через добывающие горизонтальные скважины;

4. выбор для разработки залежи с карбонатным коллектором;

5. размещение добывающих горизонтальных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора;

6. бурение горизонтальных нагнетательных скважин из вертикальных скважин, располагаемых над горизонтальными стволами добывающих скважин;

7. бурение горизонтальных стволов нагнетательных скважин размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов;

8. выполнение тонких и длинных каналов разной длины;

9. преимущественное размещение более длинных каналов в направлении, близком к направлению, перпендикулярному направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора;

10. преимущественное размещение менее длинных каналов в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора.

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

Сущность изобретения

Коллекторские породы залежей высоковязких нефтей или битумов часто представлены несцементированными и слабосцементированными песчаниками. Так, на Мордово-Камальском и Ашальчинском битумных месторождениях скрепляющим веществом для таких пород является сам битум, вязкость которого при пластовой температуре 8°С составляет 15-20 тысяч сантипуаз (мПа·с). Керны, отобранные из пласта и нагретые до комнатной температуры, рассыпаются. В таких условиях применение необсаженных стволов скважин невозможно. В то же время применение необсаженных стволов в карбонатных отложениях, имеющих прочный скелет, весьма перспективно и может привести к значительному увеличению охвата пласта воздействием и повышению нефтеотдачи залежи.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи с карбонатным коллектором.

Задача решается следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти или битума с карбонатным коллектором выполняют бурение, по крайней мере, одной добывающей скважины с горизонтальным стволом перпендикулярно направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора предпочтительно по подошве продуктивного пласта. Над горизонтальным стволом добывающей горизонтальной скважины бурят вертикальные нагнетательные скважины. Вертикальные нагнетательные скважины обсаживают и цементируют. Из вертикальных нагнетательных скважин над горизонтальным стволом добывающей горизонтальной скважины бурят горизонтальные каналы размыванием горной породы под давлением флюида. При этом каналы выполняют тонкими и длинными разной длины с размещением более длинных каналов в направлении, перпендикулярном направлению естественной трещиноватости карбонатного коллектора, а менее длинные каналы размещают в направлении естественной трещиноватости карбонатного коллектора. При размещении каналов между направлениями перпендикулярном и вдоль направления естественной трещиноватости формируют каналы промежуточной длины между более длинными и менее длинными каналами. Поскольку проницаемость пласта в направлении естественной трещиноватости больше, чем в перпендикулярном направлении, то для равномерного охвата пласта тепловым воздействием необходимо выполнять каналы вдоль направления естественной трещиноватости короткими, а в перпендикулярном направлении - более длинными. При этом следует ожидать равномерности прогрева пласта над горизонтальным стволом добывающей скважины. Пластовое давление в залежи практически отсутствует. Под действием теплоносителя высоковязкая нефть или битум разогревается, приобретает текучесть и стекает вниз к добывающей скважине, из которой отбирается на поверхность.

Предпочтительным является соотношение длин вдоль и поперек направления естественной трещиноватости обратно-пропорциональное проницаемостям вдоль и поперек этого направления.

На фиг.1 представлен план участка разработки залежи высоковязкой нефти или битума, на фиг.2 - профиль продуктивного пласта.

В продуктивном пласте 1 перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 2 бурят горизонтальный ствол 3 добывающей скважины, над которым бурят вертикальные нагнетательные скважины 4 с горизонтальными каналами вдоль 5 и перпендикулярно 6 направлению естественной трещиноватости 2. Каналы 5 и 6 проводят выше горизонтального ствола 3 добывающей скважины. Вертикальные нагнетательные скважины 4 проводят рядом с горизонтальным стволом 3 или над горизонтальным стволом 3, не доводя вертикальную скважину 4 до горизонтального ствола 3.

Для формирования каналов 5 и 6 фрезеруют обсадную колонну вертикальной скважины 4 на высоте на 4-6 м выше горизонтального ствола 3 добывающей скважины, спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают флюид под давлением 15-20 МПа с расходом 1-2 л/с и проводят радиальное вскрытие с формированием каналов 5 и 6 диаметром 30-70 мм. В качестве флюида используют водный раствор полимера Pac-R с концентрацией 0,2 кг на 1,5 м³ воды с добавкой 2-3% хлорида калия. После формирования каналов 5 и 6 закачивают в них 180-200 л 10-15% раствора соляной кислоты.

Через вертикальные нагнетательные скважины 4 и каналы 5 и 6 закачивают теплоноситель, например пар, пароводяную смесь и пр. Через горизонтальный ствол 3 добывающей скважины отбирают пластовые флюиды.

После выработки запасов из зоны прогрева, т.е. в основном между горизонтальным стволом 3 добывающей скважины и каналами 5 и 6, в вертикальной нагнетательной скважине 4 на глубине выше на 4-6 м существующих каналов 5 и 6 по той же технологии выполняют такие же каналы. Таким образом организуют новый этаж теплового воздействия через вновь сформированные каналы и отбора пластовых флюидов через существующий горизонтальный ствол 3 добывающей скважины.

В результате за счет широкого охвата пласта тепловым воздействием повышается нефтеотдача залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают месторождение высоковязкой нефти, находящейся на глубине 90 м, представленное пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м ³ и вязкость 12206 мПа·с.

В продуктивном пласте 1 перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 2 бурят горизонтальный ствол 3 добывающей скважины длиной 400 м. Над горизонтальным стволом 3 бурят вертикальные нагнетательные скважины 4 с горизонтальными каналами вдоль 5 и перпендикулярно 6 направлению естественной трещиноватости 2. Каналы 5 выполняют длиной 30-40 м. Каналы 6 выполняют длиной 100 м. Диаметр каналов 5 и 6 составляет 50 мм.

Через вертикальные нагнетательные скважины 4 и каналы 5 и 6 закачивают пар. Через горизонтальный ствол 3 добывающей скважины отбирают пластовые флюиды.

После выработки запасов из зоны прогрева в вертикальной нагнетательной скважине 4 на глубине выше на 4-6 м существующих каналов 5 и 6 по той же технологии выполняют такие же каналы. Организуют новый этаж теплового воздействия через вновь сформированные каналы и отбора пластовых флюидов через существующий горизонтальный ствол 3 добывающей скважины.

В результате коэффициент охвата пласта воздействием составил 0,7 вместо 0,4 по прототипу, а коэффициент вытеснения - 0,68 вместо 0,50 по прототипу.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.