способ разработки месторождений высоковязкой нефти и/или битумов с помощью наклонно направленных скважин

Формула изобретения

1. Способ разработки месторождений высоковязкой нефти и/или битумов с помощью наклонно направленных скважин, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины с двумя вскрытыми зонами, оборудованными фильтрами, зоной фильтрации и зоной закачки пара и забоем, расположенным ниже кровли не менее 2 м, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, изоляцию межтрубного пространства пакером между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами, а также расположение насоса в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка, отличающийся тем, что одинаковые по конструкции наклонно направленные скважины располагают под углом друг к другу так, чтобы в пространстве продуктивного пласта зона закачки пара одной скважины находилась выше зоны отбора другой скважины на 5-10 м и ниже кровли пласта на 2-10 м, при этом при строительстве расстояние между соседними параллельными наклонно направленными скважинами выдерживают равным 30-100 м.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку пара и отбор продукции ведут в непрерывном режиме.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки и добычи высоковязкой нефти (пат. РФ № 2436943, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.12.2011), включающий бурение в продуктивном пласте восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны теплоизолированных насосно-компрессорных труб для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, при этом забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка.

Недостатками данного способа являются низкий охват пласта паротепловым воздействием и низкий коэффициент извлечения нефти, так как в данном случае применяется единичная скважина, работающая в циклическом режиме отбора.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов (пат. РФ № 2418945, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2010), включающий бурение рядов наклонно-горизонтальных скважин, параллельных друг другу в горизонтальной плоскости, располагая устья скважин ряда в шахматном порядке. Способ реализуется следующим образом: закачку теплоносителя и добычу нефти производят циклически - по два этапа каждый цикл. На первом этапе цикла теплоноситель нагнетают в нечетные скважины каждого ряда, добычу нефти производят из четных скважин. Производят остановку закачки теплоносителя на время термопропитки коллектора. На втором этапе цикла теплоноситель нагнетают в четные скважины каждого ряда в течение времени, равного времени закачки теплоносителя на первом этапе. Добычу нефти производят из нечетных скважин. Производят остановку закачки теплоносителя на время термопропитки коллектора. Цикл повторяют, увеличивая, либо оставляя неизменным от цикла к циклу время закачки теплоносителя и добычи нефти. Недостатками данного способа являются:

- небольшой охват теплового воздействия на пласт по вертикали;

- низкие темпы отбора высоковязкой нефти или битума вследствие непроизводительных затрат времени на термопропитку коллектора.

Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата тепловым воздействием залежи, темпов отбора высоковязкой нефти и/или битума, повышение коэффициента нефтеизвлечения высоковязкой нефти и/или битума.

Поставленная задача решается способом разработки месторождений высоковязкой нефти и/или битума с помощью наклонно направленных скважин, включающим бурение в продуктивном пласте восходящего участка скважины с двумя вскрытыми зонами, оборудованными фильтрами, в начале - зона фильтрации и конце - зона закачки пара, и забоем, расположенным ниже кровли не менее 2 м, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, изоляцию межтрубного пространства пакером между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами, а также расположение насоса в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка.

Новым является то, что одинаковые по конструкции наклонно направленные скважины располагают под углом друг к другу так, чтобы в пространстве продуктивного пласта зона закачки пара одной скважины находилась выше зоны отбора другой скважины на 5-10 м и ниже кровли пласта на 2-10 м, при этом при строительстве расстояние между соседними параллельными наклонно направленными скважинами выдерживают равным 30-100 м.

Добычу высоковязкой нефти и/или битума можно вести в двух вариантах: циклическом и непрерывном режиме закачки пара и отбора продукции.

Предлагаемый способ за счет взаимного расположения скважин в продуктивном пласте позволяет повысить темп отбора нефти и увеличить коэффициент нефтеизвлечения.

На фиг.1 изображена схема взаимного расположения наклонно направленных скважин в разрезе нефтяного пласта, на фиг.2 изображены примеры (а и б) различных сеток разбуривания скважин.

Способ реализуется следующим образом.

Производится наклонное бурение ствола скважины 1 (фиг.1) под эксплуатационную колонну 2 до глубины ниже кровли 3 продуктивного пласта 4. Спускается эксплуатационная колонна 2, производится цементаж затрубного пространства. Меньшим диаметром долота производится бурение восходящего участка 5 ствола скважины по наклонно направленной восходящей траектории, при этом максимальный угол кривизны расположен в подошвенной части 6 продуктивного пласта 4, далее проводка восходящего участка 5 ствола 7 скважины ведется с углом подъема не менее 5-8° от подошвы 6 к кровле 3 с установкой забоя 8 скважины на расстоянии не менее 2-3 м по вертикали ниже кровли 3 продуктивного пласта 4. Производится спуск фильтра 9 с двумя вскрытыми зонами перфорации 10, 11 в конце и начале восходящего участка 7 скважины 1.

Спускаются теплоизолированные НКТ 12, снабженные термостойким пакером 13, разобщающим фильтр 9 скважины с двумя вскрытыми зонами 10, 11 которые расположены в начале и конце этого участка 5. Выше вскрытой зоны перфорации 10, но ниже зоны перфорации 11 спускается электроцентробежный насос 14 на НКТ.

По определенной сетке (фиг.2) бурятся скважины аналогичной конструкции 1,1',1",1"', при этом зоны 8,8',8", 8'" нагнетания пара скважин располагаются соответственно над зонами отбора 10",10, 10"',10' каждой из скважин.

Пример конкретного выполнения.

На участке залежи высоковязкой нефти в пласте 4 пробурили скважину 1 с восходящим участком 5. Осуществили ее обустройство. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытого пласта 4. На основании изученных и уточненных коллекторских свойств была построена стационарная геологическая модель пласта 4. Участок разработки залежи, на котором была смоделирована заявляемая технология, имеет геометрические размеры 200×100×15 м. Средняя толщина пласта равна 15 м.

Пробурили вторую скважину 16, восходящий участок с зоной закачки пара 15 расположили над зоной фильтрации 10 первой скважины 1. выше на 8 м и ниже кровли пласта на 6 м.

В наклонно направленные скважины 1,16 обеспечили подачу пара. После прогрева и начала создания паровой камеры в скважине 1 начали отбор жидкости насосом 14.

Для базы сравнения был рассчитан вариант с использованием одиночной циклической наклонно горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 200 м. Результаты расчетов показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 8%, полученный по модели максимальный дебит нефти составил 19 т/сут против 15 т/сут.

Другие варианты использования предлагаемого способа отображено в таблице 1

Вариант	Длина горизонтального ствола скважины, м	Расстояние между зоной закачки па-ра и зоной фильтрации, м	Расстояние между зоной закачки па-ра и кровлей пласта, м	Дебит скважины, т/сут	Дебит скважины базового варианта, т/сут	Увеличение коэффициента нефте-извлечения ( Кни) относительно базового варианта, %
1	160	5	2	12	9	5
2	180	7	5	17	12	7
3	210	10	10	23	17	9

В отличие от применения технологии циклической закачки пара в одну наклонно направленную скважину, предлагаемый способ за счет применения непрерывной закачки пара и отбора жидкости, а также особого взаимного расположения скважин позволяет повысить темп отбора нефти на 3-6 т/сут и увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 5-9%.