Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающий бурение первоочередных пилотных стволов для будущих добывающей и нагнетательной скважин со вскрытием продуктивного пласта. Осуществляют закачку воды, регистрацию изменения давления в стволе добывающей скважины, прекращение закачки воды после всплеска забойного давления, свидетельствующего о массивном строении продуктивного пласта в пределах рассматриваемого элемента разработки. Этот элемент разбуривают вертикальными и/или горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с площадной системой их размещения. Забои или стволы скважин разносят таким образом, что добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт вблизи его кровли, а нагнетательными скважинами - выше или ниже водонефтяного контакта. Организуют вытеснение нефти в вертикальном направлении с режимом закачки рабочего агента, преимущественно воды, из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления. При этом в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду из условия недопущения преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим скважинам. По второму варианту забои или стволы скважин разносят таким образом, что на первом этапе добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт примерно в середине, а на втором этапе осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов вблизи кровли продуктивного пласта (Патент РФ №2297524, опубл. 2007.04.20).

Известный способ применим для разработки залежи нефти относительно невысокой вязкости и не применим для разработки залежи высоковязкой нефти с вязкостью более 200 мПа·с.

Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающий бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через выше расположенные нагнетательные скважины, отбор нефти через ниже расположенные добывающие скважины, выработку ступени залежи и дальнейшую разработку по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи. В качестве скважин используют горизонтальные скважины, при разработке ступени залежи добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами, при выработке залежи по ступеням сверху вниз интервал каждой ступени назначают порядка 20-50 м, на первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°C, от ступени к ступени уменьшают температуру теплоносителя на 30-60°C, при этом на нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°C (Патент РФ №2334096, опубл. - прототип).

Известный способ не обладает высокой нефтеотдачей вследствие того, что нижние добывающие горизонтальные скважины проведены без учета изменяющегося положения водонефтяного контакта, расположены частично в зоне водонефтяного контакта.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем проводку горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин попарно параллельно друг другу одна над другой, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, перед проводкой пар горизонтальных скважин вдоль будущих горизонтальных стволов бурят вертикальные разведочные скважины попеременно с одной и с другой стороны на расстоянии 10-30 м в плане от будущей траектории горизонтальных стволов с расстоянием между вертикальными разведочными скважинами 80-120 м, посредством разведочных скважин определяют профиль залегания продуктивного нефтяного горизонта и профиль водонефтяного контакта, ликвидируют вертикальные разведочные скважины, проводку нижнего горизонтального ствола добывающей скважины выполняют над водонефтяным контактом, на залежи намечают проводку последующих горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин преимущественно параллельно пробуренным горизонтальным стволам, при проводке последующих горизонтальных стволов выполняют операции как при проводке первых стволов с расположением последующих стволов преимущественно параллельно на расстоянии от пробуренных горизонтальных стволов 80-120 м.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти при проводке горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин имеется необходимость проводки нижних горизонтальных стволов добывающих скважин ближе к водонефтяному контакту для наибольшего охвата залежи воздействием. В то же время существует опасность проводки горизонтального ствола ниже или в самой зоне водонефтяного контакта, начальным обводнением добываемой продукции и снижением нефтеотдачи залежи. Часто эта опасность усугубляется непостоянным уровнем водонефтяного контакта. Чрезмерный отход от водонефтяного контакта вверх обеспечивает отсутствие обводненности добываемой продукции на начальной стадии разработки, однако при этом резко снижается нефтеотдача залежи из-за недостаточного охвата залежи воздействием. Существующие способы определения положения водонефтяного контакта, например, геофизическими методами дают весьма приближенную картину положения водонефтяного контакта и не способны обеспечить необходимыми сведениями перед бурением горизонтальных стволов. В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения водонефтяного контакта, вследствие этого, проводки горизонтальных стволов над водонефтяным контактом и увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти выполняют проводку горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин попарно параллельно друг другу одна над другой, закачку теплоносителя через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины. Перед проводкой пар горизонтальных скважин вдоль будущих горизонтальных стволов бурят вертикальные разведочные скважины попеременно с одной и с другой стороны на расстоянии 10-30 м в плане от будущей траектории горизонтальных стволов с расстоянием между вертикальными разведочными скважинами вдоль направления будущих горизонтальных стволов скважин 80-120 м. Посредством разведочных скважин определяют профиль залегания продуктивного нефтяного горизонта и профиль водонефтяного контакта. После получения необходимых сведений ликвидируют вертикальные разведочные скважины, например, заливкой цементным раствором. Проводку нижнего горизонтального ствола добывающей скважины выполняют над водонефтяным контактом. На залежи намечают проводку последующих горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин преимущественно параллельно пробуренным горизонтальным стволам. При проводке последующих горизонтальных стволов выполняют операции как при проводке первых стволов с расположением последующих стволов преимущественно параллельно на расстоянии от пробуренных горизонтальных стволов 80-120 м.

На фиг.1 представлено расположение на залежи вертикальных разведочных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. На фиг.1 обозначены: 1 - направление будущих горизонтальных стволов скважин, 2 - вертикальные разведочные скважины, А - расстояние между вертикальными разведочными скважинами вдоль направления будущих горизонтальных стволов скважин, равное 80-120 м, В - расстояние в плане от будущей траектории горизонтальных стволов до вертикальных разведочных скважин, равное 10-30 м, С - расстояние между горизонтальными стволами скважин, равное 80-120 м.

Как показывает практика, указанные количественные значения достаточны для точного определения параметром залежи вдоль горизонтальных стволов. Меньшие значения не повышают точности определения, а лишь удорожают производство, большие значения могут привести к ошибкам в определении свойств залежи. Весьма существенным является также то, что все вертикальные разведочные скважины после установления свойств залежи ликвидируют. Ликвидация скважин необходима для исключения выбросов пара и нагретой нефти через эти скважины на поверхность, т.к. при столь малых расстояниях от горизонтальных стволов до вертикальных разведочных скважин возможен прорыв теплоносителя к последним и подъем по вертикальным скважинам.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: средняя глубина залегания 81,2 м, средняя толщина 20,2 м, проницаемость 2,66 мм², коэффициент песчанистости 0,94, пластовая температура 8°C, пластовое давление 0,44 МПа, плотность нефти в пластовых условиях 0,965 т/м³, вязкость нефти в пластовых условиях 12206 мПа·с. Отметка водонефтяного контакта не определена.

Залежь разрабатывают добывающими и нагнетательными скважинами с горизонтальными стволами, расположенными друг над другом. Закачивают теплоноситель - пар в расположенные сверху горизонтальные стволы нагнетательных скважин и отбирают пластовую продукцию из расположенных снизу горизонтальных стволов добывающих скважин.

Залежь имеет неровный водонефтяной контакт, меняющийся по высоте от участка к участку. При проводке горизонтальных стволов добывающих скважин нередко попадают в водяную зону там, где ее не ожидают. Для исключения таких случаев выполняют следующие мероприятия.

Горизонтальные стволы располагают на залежи на расстоянии 80-120 м друг от друга. Перед проводкой пар горизонтальных скважин вдоль будущих горизонтальных стволов бурят вертикальные разведочные скважины попеременно с одной и с другой стороны на расстоянии от 10 до 30 м в плане от будущей траектории горизонтальных стволов с расстоянием между вертикальными разведочными скважинами вдоль направления будущих горизонтальных стволов скважин от 80 до 120 м. Посредством разведочных скважин определяют профиль залегания продуктивного нефтяного горизонта и профиль водонефтяного контакта. Получают, что максимальная высота поднятия водонефтяного контакта составляет 5 м от подошвы продуктивного пласта. Ликвидируют вертикальные разведочные скважины установкой цементного моста на всю глубину скважины. Проводку нижнего горизонтального ствола добывающей скважины выполняют над максимальной высотой поднятия водонефтяного контакта на расстоянии от подошвы продуктивного пласта 12 м. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины проводят над горизонтальным стволом добывающей скважины на расстоянии 6 м. На залежи намечают проводку последующих горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин преимущественно параллельно пробуренным горизонтальным стволам. При проводке последующих горизонтальных стволов выполняют операции как при проводке первых стволов с расположением последующих стволов преимущественно параллельно на расстоянии от пробуренных горизонтальных стволов 80-120 м.

В результате разработки удается избежать начального обводнения добываемой продукции, продлить безводный период и повысить нефтеотдачу залежи на 5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.