способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками

Формула изобретения

Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками, включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины, расположенные ближе к верхней границе пласта, и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, расположенные ближе к нижней границе пласта, отличающийся тем, что перед бурением наклонно-горизонтальных участков скважин геофизическими исследованиями определяют зоны пласта с одинаковой проницаемостью, после чего из вертикальных добывающих скважин производят бурение наклонно-горизонтальных участков со смещением по горизонтальному углу относительно сетки в пределах зон с одинаковой проницаемостью пласта, в которых размещены добывающие скважины, параллельно друг другу, а из вертикальных нагнетательных скважин бурят наклонно-горизонтальные участки в параллельном направлении ближайших наклонно-горизонтальных участков добывающих скважин в пределах соответствующей зоны с одинаковой проницаемостью пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно отложений высоковязких нефтей и битумов с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами.

Известен способ добычи углеводородов из подземного пласта с помощью сети горизонтальных параллельных скважин (патент US № 5273111, МПК 7 E21В 43/24, 43/30, 1995 г.), из которых часть скважин бурят с расположением стволов ближе к кровле, а часть - к подошве продуктивного пласта. Причем верхних скважин должно быть не менее двух при одной нижней скважине, расположенной между двумя верхними. По верхним (нагнетательным) скважинам осуществляют нагнетание в пласт флюида, обеспечивающего вытеснение углеводородов в нижнюю добывающую скважину. Извлечение углеводородов из одной или нескольких горизонтальных скважин производят с суммарной скоростью, превышающей суммарную скорость нагнетания флюида в верхние горизонтальные скважины.

Недостатком данного способа является необходимость большого количества скважин для осуществления и отвода значительных земельных территорий для строительства скважин по такой сетке и их последующей эксплуатации, приводя к их экологическому загрязнению.

Известен способ добычи углеводородов с размещением горизонтальных скважин по треугольной сетке (патент US № 4850429, МПК 7 E21В 43/24, опубл. 25.07.1989 г.), при этом бурят по меньшей мере пять горизонтальных скважин так, чтобы первая, вторая и третья скважины были расположены по треугольной сетке. Первую скважину бурят у верхней границы интервала, а вторую и третью - у нижней границы с противоположных сторон относительно первой скважины. Третья, четвертая и пятая скважины образуют второй треугольник, расположенный рядом с первым. Четвертую скважину располагают около верхней границы интервала так, чтобы третья скважина находилась между второй и четвертой, а четвертая - между третьей и пятой. Нагнетают в пласт вытесняющий флюид и добывают пластовый флюид через первую и четвертую скважины. Через определенный период времени закрывают первую и четвертую скважины и нагнетают вытесняющий флюид во вторую и пятую скважины, добывая пластовый флюид через третью скважину.

Недостатком данного способа является небольшой охват зоны выработки, так как взаимное расположение устьев всех пяти скважин и их горизонтальных стволов связаны между собой на ограниченном пространстве треугольной сеткой, для которых сопрягаемым является ствол третьей скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами (патент RU № 2237804, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. № 28 от 10.10.2004 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом бурение скважин проводят по радиальной сетке, так что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, не обеспечивает полный охват зоны выработки и, как следствие, меньший объем извлекаемой высоковязких нефтей и битумов;

- во-вторых, не учитывается неоднородность пласта по проницаемости при разработке месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками и, как следствие, низкая эффективность применения способа.

Задачей изобретения является увеличение охвата зоны выработки высоковязкой нефти и битума, а также повышение эффективности способа при разработке месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками за счет учета неоднородности пласта по проницаемости без строительства дополнительных скважин.

Поставленная задача решается способом разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками, включающим бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины, расположенные ближе к верхней границе пласта, и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, расположенные ближе к нижней границе пласта.

Новым является то, что перед бурением наклонно-горизонтальных участков скважин геофизическими исследованиями определяют зоны пласта с одинаковой проницаемостью, после чего из вертикальных добывающих скважин производят бурение наклонно-горизонтальных участков со смещением по горизонтальному углу относительно сетки в пределах зон с одинаковой проницаемостью пласта, в которых размещены добывающие скважины, параллельно друг другу, а из вертикальных нагнетательных скважин бурят наклонно-горизонтальные участки в параллельном направлении ближайших наклонно-горизонтальных участков добывающих скважин в пределах соответствующей зоны одинаковой проницаемостью пласта.

На чертеже показана схема разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками на одной из зон с одинаковой проницаемостью пласта.

Суть способа заключается в следующем.

На месторождении высоковязких нефтей и битумов, представленных неоднородным продуктивным пластом 1, производят бурение вертикальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин по определенной сетке (например, в шахматном порядке).

После чего геофизическими исследованиями определяют зоны пласта с одинаковой проницаемостью 4. Далее все добывающие 2 и нагнетательные 3 скважины группируются по зонам с одинаковой проницаемостью 4 (см. чертеж).

В каждой из зон вертикальных добывающих скважин 2 производят бурение наклонно-горизонтальных участков 5; 5'; 5''; 5''' со смещением по горизонтальному углу относительно сетки в пределах зон с одинаковой проницаемостью 4 продуктивного пласта 1, в которых размещены добывающие скважины 2, параллельно друг другу.

Из вертикальных нагнетательных скважин 3 бурят наклонно-горизонтальные участки 6; 6'; 6''; 6''' в параллельном направлении к ближайшим наклонно-горизонтальным участкам 5; 5'; 5''; 5''' добывающих скважин 2 в пределах соответствующей зоны одинаковой проницаемостью 4 продуктивного пласта 1.

Причем наклонно-горизонтальные участки 5; 5'; 5''; 5''', пробуренные из добывающих скважин 2, расположены ближе к нижней границе продуктивного пласта 1, а наклонно-горизонтальные участки 6; 6'; 6''; 6''', пробуренные из нагнетательных скважин 3, расположены ближе к верхней границе продуктивного пласта 1.

Пример строительства многоствольных скважин производится аналогично патентам RU № № 2259457, 2256763, 2268982.

После чего производят обустройство месторождения, то есть в скважины спускают колонны насосно-компрессорных труб и насосное оборудование.

Производят нагнетание вытесняющего агента (например, пара) в зоны продуктивного пласта 1 с одинаковой проницаемостью 4 через нагнетательные скважины 3 и их наклонно-горизонтальные участки 6; 6'; 6''; 6''', расположенные ближе к верхней границе продуктивного пласта 1, а отбор пластовых флюидов (высоковязких нефтей и битумов) ведут (например, с помощью винтового насоса) через добывающие скважины 2 и их наклонно-горизонтальные участки 5; 5'; 5''; 5''', расположенные ближе к нижней границе продуктивного пласта 1. Так как наклонно-горизонтальные участки 6; 6'; 6''; 6''', пробуренные из нагнетательных скважин 3, пробурены в параллельном направлении к ближайшим наклонно-горизонтальным участкам 5; 5'; 5''; 5''' добывающих скважин 2, то происходит более эффективный разогрев высоковязкой нефти и битумов.

Преимуществом предлагаемого способа по сравнению с прототипом является увеличение площади охвата (на 10-30%) продуктивного пласта за счет выделения зон продуктивного пласта с одинаковой проницаемостью и бурения на этих зонах наклонно-горизонтальных участков из добывающих скважин с отклонением относительно сетки и последующим бурением наклонно-горизонтальных участков из нагнетательных скважин в параллельном направлении к ближайшим наклонно-горизонтальным участкам добывающих скважин в пределах соответствующей зоны одинаковой проницаемостью пласта без строительства дополнительных скважин, что позволяет сэкономить материальные и финансовые затраты.