способ разработки залежи высоковязкой нефти методом паротеплового воздействия на пласт

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти методом паротеплового воздействия на пласт с горизонтальными добывающими скважинами, включающий бурение горизонтальных добывающих скважин с фильтровальной (перфорированной) зоной над подошвой пласта и нагнетательных скважин, расположенных в шахматном порядке с двух сторон каждой соответствующей горизонтальной скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетательные скважины бурятся вертикально на расстоянии 60-80 м от горизонтальной скважины с шагом 100-200 м, причем первая от устья добывающей скважины нагнетательная скважина размещается на расстоянии 50-60 м от начала фильтровальной зоны горизонтальной скважины, при этом из каждой нагнетательной скважины методом радиального бурения бурятся длиной 100-150 м горизонтальные, равномерно расходящиеся в сторону добывающей скважины, парные перфорированные участки под углом 45-70° так, чтобы горизонтальные участки нагнетательных скважин располагались выше горизонтальной добывающей скважины на расстоянии 5-10 м, перед отбором продукции из добывающей скважины во все скважины производят закачку теплоносителя в объеме 3-5 т/м суммарной длины перфорированных участков и зоны, после перевода горизонтальной скважины под постоянный отбор продукции до перевода всех вертикальных скважин под постоянное нагнетание теплоносителя, вертикальные скважины переводят поочередно под циклические закачку пара и отбор продукции до выравнивания температуры по всей длине добывающей скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума.

Известен «Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти»

(Пат. РФ № 2373384, E21B 43/24, оп. 20.11.2009), способ, включающий бурение нагнетательных горизонтальных скважин и добывающей горизонтальной скважины, расположенной под каждой нагнетательной скважиной. Бурят ряды вертикальных добывающих скважин для дополнительного отбора высоковязкой нефти из пласта, между которыми находятся вышеупомянутые горизонтальные скважины. Отбор ведется из горизонтальных добывающих скважин до прорыва теплоносителя в вертикальные добывающие скважины, после чего направление закачки меняют переводом нагнетательных в добывающие, а добывающих в нагнетательные.

Недостатком данного способа является неэффективность его применения, связанная с затратами на бурение большого количества дополнительных горизонтальных и вертикальных скважин.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является «Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума» (Пат. РФ № 2387820, E 43/24, оп. 27.04.2010), включающий бурение наклонно направленных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что ствол добывающей горизонтальной скважины размещают вблизи подошвы продуктивного пласта так, чтобы расстояние от точки входа ствола нагнетательной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины составляло больше половины толщины пласта, а нижнюю часть ствола нагнетательной скважины располагают на одном уровне с горизонтальной добывающей скважиной на расстоянии 5-10 м друг от друга, причем нагнетательные скважины бурят наклонно направленно под углом 45° к подошве пласта.

Недостатками данного способа являются небольшой охват тепловым воздействием продуктивного пласта и соответственно низкий коэффициент нефтеизвлечения.

Техническими задачами изобретения являются повышение нефтеотдачи при разработке залежи высоковязкой нефти методом паротеплового воздействия на пласт с минимальными затратами на бурение скважин.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти методом паротеплового воздействия на пласт с горизонтальными добывающими скважинами, включающим бурение горизонтальных добывающих скважин с фильтровальной (перфорированной) зоной над подошвой пласта и нагнетательных скважин, расположенных в шахматном порядке с двух сторон каждой соответствующей горизонтальной скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что нагнетательные скважины бурятся вертикально на расстоянии 60-80 м от горизонтальной скважины с шагом 100-200 м, причем первая от устья добывающей скважины нагнетательная скважина размещается на расстоянии 50-60 м от начала фильтровальной зоны горизонтальной скважины, при этом из каждой нагнетательной скважины методом радиального бурения бурятся длиной 100-150 м горизонтальные, равномерно расходящиеся в сторону добывающей скважины, парные перфорированные участки под углом 45-70° так, чтобы горизонтальные участки нагнетательных скважин располагались выше горизонтальной добывающей скважины на расстоянии 5-10 м. Перед отбором продукции из добывающей скважины во все скважины производят закачку теплоносителя в объеме 3-5 т/м суммарной длины перфорированных участков и зоны, после перевода горизонтальной скважины под постоянный отбор продукции, до перевода всех вертикальных скважин под постоянное нагнетание теплоносителя, вертикальные скважины переводят поочередно под циклические закачку пара и отбор продукции до выравнивания температуры по всей длине добывающей скважины.

На фиг.1, 2 изображены схемы расположения горизонтальной добывающей скважины и двух вертикальных скважин с горизонтальными участками в разрезе нефтяного пласта (фиг.1).

Способ реализуется следующим образом:

Производится наклонное бурение ствола скважины 1 под эксплуатационную колонну 2 до глубины ниже кровли 3 пласта 4. Спускается эксплуатационная колонна 2, производится цементаж затрубного пространства. Меньшим диаметром долота производится бурение горизонтального участка 5 ствола скважины 1 вдоль подошвы 6 пласта 4, в котором размещают перфорированный хвостовик 7.

Производится бурение вертикальных скважин 8, 8' (при этом возможно использование ранее пробуренных оценочных и других вертикальных скважин) с вводом в продуктивную часть пласта 4, спускаются эксплуатационные колонны 9, 9', производится цементаж затрубного пространства. Затем с меньшим диаметром долота параллельно и выше на 5-10 м горизонтального участка 5 добывающей скважины производится бурение горизонтальных участков 10, 10,' расположенных под углом 45-70°, в горизонтальной плоскости к друг другу, в которых размещают перфорированные хвостовики 11, 11' длиной 100-150 м.

Осуществляют предварительный прогрев скважин закачкой теплоносителя в объеме 3-5 т/м суммарной длины перфорированных горизонтальных участков как в вертикальные скважины 8, 8,' так и в горизонтальную добывающую скважину 1.

После закачанного расчетного объема пара по всем скважинам скважины останавливают на термокапиллярную пропитку пласта. Измеряют температуру вдоль горизонтального участка 5 добывающей скважины 1, при снижении максимальной температуры до 80-90°С продолжают закачку пара в одну из вертикальных скважин 8', другую 8 ставят на отбор. Горизонтальную добывающую скважину 1 переводят на постоянный отбор продукции.

Сменой направлений закачки пара и отбора жидкости в вертикальные скважины 8, 8' добиваются равномерного прогрева вдоль перфорированного участка 5 добывающей горизонтальной скважины 1.

Пример конкретного выполнения.

На участке Ашальчинского месторождения со средней вязкостью нефти 25000 мПа·с, проницаемостью 2,6 мкм², пористостью 30%, толщиной пласта 20 м пробурена система скважин. Горизонтальная добывающая скважина 1 пробурена у подошвы 6 пласта 4, длина горизонтальной части ствола составляет 400 м. На расстоянии 60 м с двух сторон в проекции на поверхность от оси горизонтального участка добывающей скважины 1 пробурены две вертикальные скважины 8 и 8' до глубины продуктивного пласта 4, из каждой вертикальной скважины 8 и 8' в направлении горизонтального участка 5 добывающей скважины 1 долотом меньшего диаметра пробурены расходящиеся между собой под углом в 60° горизонтальные участки 10 и 10' длиной 120 м, в которые спущены перфорированные хвостовики 11, 11' диаметром 114 мм, причем расстояние между осями горизонтальных участков 10, 10' и перфорированной части 7 добывающей скважины 1 по вертикали составляет 6 м.

Произвели закачку пара в количестве 600 т в каждую вертикальную скважину 8 и 8' и 1200 т в добывающую скважину 1. После остановки закачки пара, выравнивания и снижения температуры до 85°С добывающая скважина 1 была переведена под механизированную добычу с дебитом жидкости 110 м³ /сут, одна из двух вертикальных скважин 8 поставлена на отбор жидкости, а по другой 8' продолжалась закачка пара. Произвели термометрическое исследование вдоль горизонтального участка 5 добывающей скважины 1, на основании данных термометрических исследований сменили направление закачки пара и отбора жидкости по вертикальным скважинам 8, 8'. По мере прогрева и смены направлений закачек и отборов суммарный дебит по работающим добывающим скважинам составил 160 м³/сут со средней обводненностью 85%.

Для базы сравнения был принят вариант с использованием двух параллельно пробуренных (одна над другой) горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола: нагнетательной - 388 м, добывающей - 410 м. Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 9%, полученный максимальный дебит нефти составил 36 т/сут против 27 т/сут.

Предлагаемый способ позволяет эффективно применить паротепловое воздействие на пласт, сохранить высокий дебит нефти в реальных условиях неоднородного пласта, что увеличивает высокий коэффициент нефтеизвлечения.