шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов

Формула изобретения

Шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов, включающий бурение рядов скважин для закачки теплоносителя и добычи нефти, отличающийся тем, что используют скважины с наклонно-горизонтальными параллельными в горизонтальной плоскости стволами, с расположением устьев скважин в шахматном порядке и производят двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами, при этом на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к вторичным методам разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов с применением закачки в пласт теплоносителя.

Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов, включающий циклическую закачку пара в скважины и добычу из них нефти [1]. Недостатками способа являются низкий охват пласта тепловым воздействием, низкий коэффициент извлечения нефти и высокие значения паронефтяного коэффициента.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов, содержащий бурение добывающих скважин, которые заканчивают горизонтальными участками в залежи, и нагнетательных скважин, горизонтальные участки которых заканчивают в залежи выше уровня добывающих скважин не менее чем на 5 м. В нагнетательных скважинах формируют ряд из нескольких горизонтальных участков, сориентированных в стороны добывающих скважин на 95-99% длины до каждой из добывающих скважин, затем эти горизонтальные участки расширяют водяной фрезой по всей долине, а в каждой из добывающих скважин формируют ряд из нескольких горизонтальных участков, сориентированных в стороны нагнетательных скважин на 95-99% длины до каждой из этих скважин и также расширенных водяной фрезой по всей длине. До начала эксплуатации последовательно для каждого ряда скважин производят гидроразрывы с закачкой слоя проппанта. Закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор углеводородов из добывающих скважин производят одновременно [2]. Недостатками способа являются высокие значения паронефтяного коэффициента, технологическая сложность осуществления и необходимость бурения большого числа скважин и горизонтальных стволов.

Целью изобретения является увеличение охвата и нефтеотдачи пласта и сокращение времени разработки месторождения.

Поставленная цель достигается определенной системой закачки теплоносителя и добычи нефти из скважин, а также оптимальным размещением скважин на участке разработки месторождения, описываемыми далее.

Техническими результатами, достигаемыми при использовании настоящего изобретения являются:

увеличение вертикального охвата пласта тепловым воздействием за счет применения наклонно-горизонтальных в нефтенасыщенной формации стволов скважин;

увеличение горизонтального охвата пласта тепловым воздействием за счет расположения устьев скважин в шахматном порядке и за счет применения наклонно-горизонтальных в нефтенасыщенной формации стволов скважин;

снижение вязкости нефти, увеличение коэффициента вытеснения, препятствие выпадению асфальтенов, смол и парафинов в призабойной зоне скважины за счет закачки в пласт теплоносителя;

сокращение времени разработки месторождения за счет попеременной циклической закачки теплоносителя и добычи нефти.

На Фиг.1 схематически изображен профиль ствола скважины в нефтенасыщенной формации (вид в разрезе). На Фиг.2 схематически изображено расположение рядов скважин на участке месторождения (вид сверху). Для осуществления изобретения производят бурение рядов наклонно-горизонтальных скважин (Фиг.1) с параллельными в горизонтальной плоскости стволами (1), с расположением устьев скважин (2) в шахматном порядке (Фиг.2). Оптимальный угол отклонения ствола скважины от вертикали находится в диапазоне 60-85 градусов, но должен быть одинаковым для всех скважин ряда. Скважины ряда располагают параллельно, на одинаковом расстоянии друг от друга. Оптимальное расстояние между рядами скважин находится в диапазоне 1-2 расстояния между скважинами ряда.

Закачку теплоносителя и добычу нефти производят циклически, по два этапа каждый цикл. На первом этапе цикла теплоноситель нагнетают в нечетные скважины каждого ряда, а добычу нефти производят из четных скважин. Закачку прекращают и ждут в течение времени, необходимого для пропитки коллектора. Оптимальное время пропитки равно 10-30% времени закачки. На втором этапе цикла теплоноситель нагнетают в четные скважины каждого ряда в течение времени, равному времени закачки теплоносителя на первом этапе. Добычу нефти производят из нечетных скважин. Закачку прекращают и ждут в течение времени, равного времени пропитки коллектора на первом этапе цикла. Цикл повторяют несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу.

Источники информации

1. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995, с.102.

2. Патент RU 2338061, 10.11.2008.