способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий построение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов из добывающих скважин, отличающийся тем, что перед бурением скважин производят исследование продуктивного пласта для определения уровня водонефтяного контакта (ВНК) и поднятий кровли пласта в виде купола, в котором производят строительство многозабойной нагнетательной скважины с направленными в разные стороны горизонтальными участками, перпендикулярно и ниже которых ближе к периферии купола выше уровня ВНК располагают горизонтальные добывающие скважины, между которыми в том же интервале строят горизонтальные нагнетательные скважины с шагом между горизонтальными скважинами 50-400 м, причем во время разработки пласта в многозабойной скважине поддерживают такой температурный режим и давление закачиваемого теплоносителя, чтобы уровень ВНК максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU № 2368767, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. № 27 от 27.09.2009), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти;

- во-вторых, обводнение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти, при этом не предусмотрена изоляция обводняющихся участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти;

- в-третьих, дороговизна осуществления способа, связанная со строительством большого количества как вертикальных, так и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.

Также известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент RU № 2199656, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. № 6 от 27.02.2003), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а в период прекращения закачки пара ведут отбор из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти, быстрое обводнение залежи вследствие остывания теплоносителя и кольматации пласта;

- во-вторых, обводнение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2062865, МПК 8 Е21В 43/00, Е21В 43/24, опубл. в бюл. № от 27.06.1996), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев, одновременно с закачкой теплоносителя через нагнетательные вертикальные скважины осуществляют периодическую закачку теплоносителя через горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем подают вытекающий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.

Недостатком данного способа является то, что за счет ускорения процесса удаления песчаных пробок, что достигается тем, что вытесняющий агент подают в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса, а из горизонтальных скважин осуществляют отбор песка и пластового флюида, происходят быстрый рост уровня водонефтяного контакта (ВНК) и быстрое обводнение залежи высоковязкой нефти. В результате добываемая продукция быстро обводняется и резко увеличивается процент ее обводненности, и разработка залежи высоковязкой нефти становится нерентабельной.

Задачей изобретения является снижение обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет снижения контролируемого уровня ВНК в продуктивном пласте в процессе разработки залежи высоковязкой нефти, чтобы не произошло быстрое обводнение скважин, горизонтальные участки которых выполнены над уровнем ВНК.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим построение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов из добывающих скважин.

Новым является то, что перед бурением скважин производят исследование продуктивного пласта для определения уровня водонефтяного контакта (ВНК) и поднятий кровли пласта в виде купола, в котором производят строительство многозабойной нагнетательной скважины с направленными в разные стороны горизонтальными участками, перпендикулярно и ниже которых ближе к периферии купола выше уровня ВНК располагают горизонтальные добывающие скважины, между которыми в том же интервале строят горизонтальные нагнетательные скважины с шагом между горизонтальными скважинами 50-400 м, причем во время разработки пласта в многозабойной скважине поддерживают такой температурный режим и давление закачиваемого теплоносителя, чтобы уровень ВНК максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин.

На фиг.1 и 2 изображены схемы разработки залежи высоковязкой нефти.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Производят исследование продуктивного пласта 1 (см. фиг.1 и 2) с целью определения уровня водонефтяного контакта (ВНК) 2 и поднятий кровли пласта 1 в виде купола 3. После чего в куполе 3 продуктивного пласта 1 производят строительство многозабойной нагнетательной скважины 4 с направленными в разные стороны горизонтальными участками 5; 5 ; 5 5ⁿ, перпендикулярно и ниже которых ближе к периферии купола 3 выше уровня ВНК 2 располагают горизонтальные добывающие скважины 6 и 6 ; 7 и 7 ; 8 и 8 ; 9 и 9 .

Между горизонтальными добывающими скважинами 6 и 6 ; 7 и 7 ; 8 и 8 ; 9 и 9 в том же интервале продуктивного пласта 1 строят соответствующие горизонтальные нагнетательные скважины 6 ; 7 ; 8 ; 9 с шагом -S между горизонтальными скважинами 6, 6 и 6 ; 7, 7 и 7 ; 8, 8 и 8 ; 9, 9 и 9 от 50 до 400 м.

По окончании бурения и строительства производят обустройство всех горизонтальных добывающих скважин 6 и 6 ; 7 и 7 ; 8 и 8 ; 9 и 9 насосным оборудованием (на фиг.1, 2 не показано) и начинают закачку теплоносителя (пара, горячей воды, газа) в многозабойную нагнетательную скважину 4, а также горизонтальные нагнетательные скважины 6 ; 7 ; 8 ; 9 . Теплоноситель по многозабойной скважине 4 через ее направленные в разные стороны горизонтальные участки 5 ; 5 5ⁿ попадает в продуктивный пласт 1 и начинает прогревать высоковязкую нефть (нефтебитум), при этом в зоне купола 3 продуктивного пласта 1 образуется паровая камера. Одновременно теплоноситель подают в горизонтальные нагнетательные скважины 6 ; 7 ; 8 ; 9 . По мере закачки теплоносителя происходит прогревание нефтебитума, который разжижается, то есть снижается его вязкость и в прогретом состоянии нефтебитум поступает в горизонтальные добывающие скважины 6 и 6 ; 7 и 7 ; 8 и 8 ; 9 и 9 . С помощью насосного оборудования (на фиг.1 и 2 не показано), спущенного в горизонтальные добывающие скважины 6 и 6 ; 7 и 7 ; 8 и 8 ; 9 и 9 , производят отбор прогретого нефтебитума.

Во время разработки продуктивного пласта 1 в многозабойной скважине 4 с направленными в разные стороны горизонтальными участками 5; 5 ; 5 5ⁿ поддерживают температурный режим закачки теплоносителя (например, 220°С и давление закачиваемого теплоносителя Р=10 МПа), таким образом, чтобы пар, образующий паровую камеру и находящийся в зоне купола 3 продуктивного пласта 1, не конденсировался в воду, поднимая уровень ВНК 2, а давление пара в паровой камере, создаваемое закачиваемым теплоносителем, оказывало воздействие вниз на уровень ВНК 2, снижая его до уровня ВНК 2 (см. фиг.2) так, чтобы уровень ВНК 2 при постоянном отборе нефтебитума максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин 6 и 6 ; 7 и 7 ; 8 и 8 ; 9 и 9 . Снижение уровня ВНК с 2 до 2 происходит за счет парогравитационного разделения, из-за этого обводнение горизонтальных добывающих скважин 6 и 6 ; 7 и 7 ; 8 и 8 ; 9 и 9 переносится на более поздний срок разработки залежи высоковязкой нефти, при этом повышается нефтеизвлечение за счет контроля за температурой в интервале отбора и увеличения охвата вытеснения путем теплового воздействия через горизонтальные нагнетательные скважины 6 ; 7 ; 8 ; 9 ; построенные с шагом -S между горизонтальными скважинами 6 и 6 ; 7 и 7 ; 8 и 8 ; 9 и 9 от 50 до 400 м.

Предложенный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции (разогретого нефтебитума) в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет снижения уровня ВНК в продуктивном пласте путем поддержки такого температурного режима и давления закачиваемого теплоносителя в многозабойную нагнетательную скважину, чтобы с достаточной степенью рентабельности произвести разработку залежи высоковязкой нефти, не допустив преждевременного обводнения горизонтальных добывающих скважин.