способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи

Формула изобретения

Способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи, включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, отличающийся тем, что выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ эксплуатации двухустьевой горизонтальной скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта, насыщенного высоковязкой нефтью или битумом, горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины. После установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента для поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов (Патент РФ №2159317, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2000.11.20).

Известный способ обладает низкой эффективностью подъема вязких нефтей или битумов, так как характеризуется дискретным режимом подъема продукции, что связано с использованием естественной энергии пласта.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья по стволу к другому совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины. Устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла. Для этого в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом. В полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы. Участки подземной части колонны насосно-компрессорных труб от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары. В процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из колонны насосно-компрессорных труб посредством упомянутых выше поршневых насосных пар (Патент РФ №2246001, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 2005.02.10).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей вследствие малого поступления высоковязких пластовых флюидов в скважину.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку (Патент РФ №2211318, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.08.2003).

Основным недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, т.к. при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.

В предложенном способе решается задача повышение коэффициента нефтеизвлечения и охвата пласта тепловым воздействием и вытеснением.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной нефтебитумной залежи, включающем строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, согласно изобретению, выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.

Признаками изобретения являются:

1) строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины;

2) отбор продукции;

3) выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строительство нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины, создавая тем самым пару двухустьевых горизонтальных скважин;

4) на соседнем участке залежи строительство аналогичной пары двухустьевых горизонтальных скважин;

5) проведение пар двухустьевых горизонтальных скважин отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи;

6) установление режимов работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке с учетом особенностей каждого участка залежи;

7) закачка теплоносителя в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев;

8) отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин свабным насосом;

9) связывание друг с другом свабных насосов соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Разработка неоднородных залежей высоковязкой и битумной нефти характеризуются низким темпом отбора и нефтеизвлечением. Задачей предлагаемого изобретения является повышение коэффициента нефтеизвлечения и охвата пласта тепловым воздействием и вытеснением.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа.

Условные обозначения: 1 - продуктивный пласт; 2 - непродуктивный прослой (глинистый прослой, сброс и т.п.); 3 - нагнетательная двухустьевая горизонтальная скважина; 4 - добывающая двухустьевая горизонтальная скважина; 5 - обсадная колонна; 6 - колонна насосно-компрессорных труб; 7 - пакер; 8 - свабный насос; 9 - установка намотки каната свабного насоса; 10 - ролик; 11 - парогенератор.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи высоковязкой нефти с учетом строения продуктивного пласта 1 бурят необходимое количество пар двухустьевых горизонтальных скважин (см. чертеж), которые состоят из нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 3 и добывающей двухустьевой горизонтальной скважины 4, залегающей в залежи ниже уровня нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 3, с образованием выходных участков вверх с наклоном от продуктивного пласта 1 до дневной поверхности. Спускают обсадную колонну 5, устанавливают внутри обсадной колонны 5 с каждого устья колонны насосно-компрессорных труб 6 с пакерами 7. Осуществляют нагнетание теплоносителя от парогенератора 11 в нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины 3 с входного и выходного участков (обоих устьев). Режим каждой пары скважин устанавливают с учетом особенностей каждого участка (зоны) пласта. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта каждого участка и вязкости нефти подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины пластов - объем нагнетаемого пара. Производят отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин 4 свабным насосом 8. Свабные насосы каждой пары скважин связаны друг с другом через ролик 10, что позволяет уменьшить количество установок намотки каната свабного насоса 9.

В результате достигается повышение коэффициента нефтеизвлечения и охвата пласта тепловым воздействием и вытеснением.

Пример конкретного выполнения

Рассмотрим пример конкретного исполнения предлагаемого способа на примере двух участков битумной залежи. Оба участка состоят из неоднородных пластов 1, разделенных между собой непроницаемой глинистой перемычкой 2. Участки отличаются по эффективной битумонасыщенной толщине и проницаемости. Первый участок представлен пластами со средней битумонасыщенной толщиной 35 м и проницаемостью 0,4 мкм², второй участок - толщиной 24 м и проницаемостью 0,8 мкм². Вязкость битума одинаковая. Чтобы вовлечь в разработку все запасы битума, в каждом изолированном друг от друга пласте глинистой перемычкой бурят пары скважин (см. чертеж), состоящих из нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 3 и добывающей двухустьевой горизонтальной скважины 4, залегающей в залежи ниже уровня нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины 3, с образованием выходных участков вверх (устьев) с наклоном от продуктивного пласта 1 до дневной поверхности. Спускают с каждого устья внутрь обсадных колонн 5 колонны насосно-компрессорных труб 6 с пакерами 7, осуществляют нагнетание теплоносителя от парогенератора 11 в нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины 3 с входного и выходного участков. На первом участке устанавливают давление закачки 1,5 МПа, на втором - 2,0 МПа. С учетом толщины пластов каждого участка объем закачки на первом участке составит 3500 т, на втором участке - 2400 т. Отбор продукции производят из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин 4 свабным насосом 8, причем свабные насосы каждой пары связаны друг с другом через ролик 10, что позволяет уменьшить количество установок намотки каната свабного насоса 9.

Благодаря проводке пар скважин, учитывающих строение неоднородной нефтебитумной залежи, подаче теплоносителя с входного и выходного участков нагнетательных двухустьевых горизонтальных скважин при давлении, учитывающем особенности каждого участка, увеличивается охват пласта воздействием, и равномерно вырабатывается пласт, и, как результат, существенно повышается нефтеизвлечение. Сравнение эффективности применения предлагаемого способа приведено в таблице 1.

Из таблицы 1 следует, что предложенный способ позволяет добыть дополнительно 114 тыс.т нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить коэффициент нефтеизвлечения и охват пласта тепловым воздействием и вытеснением.

Таблица 1 Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа
Показатели	Прототип	Предлагаемый способ
Балансовые запасы, тыс.т	300	300
Средний дебит по нефти, т/сут	4	8
Коэффициент охвата пласта воздействием, д.ед.	0,10	0,70
Коэффициент охвата пласта заводнением, д.ед.	0,50	0,80
Коэффициент вытеснения, д.ед.	0,40	0,68
Коэффициент извлечения нефти, д.ед.	0,02	0,38
Извлекаемые запасы нефти, тыс.т	6	114
Дополнительная добыча нефти, тыс.т	-	108
Ценность дополнительной добычи нефти, млн.руб.	-	540
Затраты, млн.руб.	-	30,0
Народно-хозяйственный эффект, млн.руб.	-	510,0