способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, согласно которому 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, опубл. 2003.02.27).

Известный способ позволяет выполнить охват воздействием на большой площади залежи, однако при этом в межскважинном пространстве остаются невыработанные зоны.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти, в соответствии с которым на залежь высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные и вертикальные скважины. Теплоноситель закачивают через нагнетательные скважины и одновременно периодически через горизонтальные скважины до прорыва теплоносителя к вертикальным добывающим скважинам. После прорыва теплоносителя через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида (Патент РФ №2062865, опубл. 1996.06.27 - прототип).

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

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Признаками изобретения являются:

1. бурение вертикальных нагнетательных скважин;

2. бурение горизонтальных добывающих скважин;

3. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

4. отбор нефти через добывающие скважины;

5. проводка горизонтального ствола добывающей скважины в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта;

6. перфорирование горизонтального ствола;

7. выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещение низа вертикальной нагнетательной скважины;

8. перфорирование вертикальной нагнетательной скважины в интервале 0,5-1,5 м от низа;

9. размещение вертикальной нагнетательной скважины от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола;

10. использование в качестве рабочего агента пара в чередовании с воздухом.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти (с вязкостью более 300 мПа·с), особенно в терригенных коллекторах малой (от 8 до 30 м) толщины, как правило, нефтеотдача залежи остается невысокой даже при применении горизонтальных скважин. Это связано с нерациональным соотношением длин горизонтальных участков скважин и расстояниями до нагнетательных скважин. При этом значительная часть запасов нефти оказывается захороненной в залежи. Нефтеотдача залежи остается невысокой. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные скважины и горизонтальные добывающие скважины. На чертеже представлена схема расположения скважин. Закачивают пар в чередовании с воздухом через вертикальные нагнетательные скважины 1, отбирают нефть через горизонтальные добывающие скважины, имеющие вертикальный 2 и горизонтальный ствол 3. Горизонтальный ствол добывающей скважины 3 длиной L проводят на расстоянии а над подошвой 4 продуктивного пласта 5, равном 1,5-2,5 м, и перфорируют 6. Выше горизонтального ствола добывающей скважины 3 на расстоянии L, равном 3,5-4,5 м, размещают низ вертикальной нагнетательной скважины 1, перфорированной в интервале с, равном 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину 1 размещают от вертикального ствола добывающей скважины 2 на расстоянии d, большем 2/3 длины L горизонтального ствола 3 добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола 3. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 1, о чем свидетельствует резкое снижение дебита добывающей скважины. После этого закачивают воздух, который занимает верхнюю часть пласта, вытесняя нефть вниз. Затем снова закачивают пар, который прогревает пласт. Прогретая нефть поступает вниз к добывающей скважине.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 90 м, толщина пласта 8-30 м, пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,5 МПа, нефтенасыщенность 0,70 д.ед., пористость 30%, проницаемостью 0,265 мкм², плотность нефти 956 кг/м³, вязкость 500 мПа·с.

При разработке залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные скважины и горизонтальные добывающие скважины согласно чертежу. Закачивают пар в чередовании с воздухом через вертикальные нагнетательные скважины 1, отбирают нефть через горизонтальные добывающие скважины, имеющие вертикальный 2 и горизонтальный ствол 3 длиной 200 м. Горизонтальный ствол добывающей скважины 3 проводят в 2 м над подошвой 4 продуктивного пласта 5 и перфорируют 6. Выше горизонтального ствола добывающей скважины 3 на 4 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины 1, перфорированной 6 в интервале 1 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину 1 размещают от вертикального ствола добывающей скважины 2 на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального ствола 3 добывающей скважины, т.е. на расстоянии 140 м.

В результате удается достичь нефтеотдачи залежи 50%, тогда как известные способы позволяют достичь нефтеотдачи порядка 25-30%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.