Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МОЩНЫХ ПЛАСТОВ С ВЫСОКОВЯЗКИМИ НЕФТЯМИ СИСТЕМОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНО-НАКЛОННЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений с высоковязкими нефтями, характеризующихся большой эффективной нефтенасыщенной толщиной.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, а именно отложений высоковязких нефтей и битумов, с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами. Он заключается в бурении скважин по определенной сетке, нагнетании вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отборе пластовых флюидов через добывающие скважины. Нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам. Добывающие скважины располагают ближе к нижней границе пласта. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины (патент РФ №2237804, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.10.2004).

Известный способ добычи нефти, особенно если он осуществляется в неоднородных мощных пластах, малоэффективен из-за низкого охвата пласта воздействием.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки месторождений с высоковязкими нефтями и битумами системой горизонтально-наклонных скважин, который заключается в применении горизонтальной паронагнетательной скважины и вертикальных добывающих скважин, из которых бурят наклонные стволы криволинейной формы (Гамин И.М., Жданов С.А., Крянев Д.Ю., Симкин Э.М. «Способ разработки месторождений с высоковязкими нефтями и битумами системой горизонтально-наклонных скважин», патент РФ №2446278 от 02.11.2010, опубл. 27.03.2012 - прототип).

Известный способ оказывается малоэффективным при наличии латеральных зон повышенной проницаемости в связи с тем, что стволы паронагнетательных скважин перфорированы по всей длине и заканчиваются в плоскости горизонтальной добывающей скважины, что приводит к прорывам пароконденсата к добывающей скважине и ее преждевременному обводнению.

В изобретении решается задача устранения недостатков прототипа и увеличения нефтеотдачи в мощных, неоднородных пластах с высоковязкими нефтями.

Задача решается тем, что в известном способе разработки, включающем проводку скважин с горизонтальными и наклонно-направленными стволами, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, сначала проводят пароциклическую обработку всех скважин с последующим площадным воздействием на пласт, согласно изобретению из не менее чем 4 вертикальных направляющих скважин осуществляют бурение наклонных криволинейных стволов, направленных сверху вниз по пространственным траекториям не более четверти окружности либо осесимметричной параболы, которые лежат в двух взаимно перпендикулярных плоскостях по толщине пласта. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга. Горизонтальная нагнетательная скважина лежит ниже кровли пласта и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, образованного устьями вертикальных направляющих скважин. Перфорация наклонных криволинейных стволов проводится по всей нефтенасыщенной толщине пласта, при этом верхний интервал перфорации должен находиться на расстоянии не менее 10 метров по вертикали от горизонтальной нагнетательной скважины. В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных добывающих стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной образуется чашеподобная область дренирования пласта.

Если целью разработки является извлечение нефти только из данной чашеподобной области пласта, то после выработки запасов из этой области прекращают отбор нефти из вертикальных добывающих скважины и нагнетание рабочего агента в горизонтальную скважину.

Если целью разработки является извлечение нефти из пласта в целом, то после прекращения отбора нефти из вертикальных добывающих скважин и нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину осуществляют бурение дополнительной горизонтальной добывающей скважины, расположенной в нижней части пласта между соседними чашеподобными областями параллельно существующим горизонтальным нагнетательным скважинам. Выработка запасов нефти между чашеподобными областями осуществляется путем нагнетания рабочего агента в наклонные стволы с отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины.

Технический результат заключается в повышении охвата дренируемой области паротепловым воздействием, предотвращении прорывов пароконденсата к добывающим скважинам и их преждевременного обводнения, что приводит к увеличению нефтеотдачи в мощных, неоднородных пластах с высоковязкими нефтями.

Существенными признаками способа являются:

1. Разработка мощных пластов с высоковязкими нефтями горизонтальными и вертикальными скважинами.

2. Из вертикальных направляющих скважин бурят наклонные стволы криволинейной формы.

3. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

4. Не менее четырех вертикальных скважин бурят от устья до точки, расположенной выше кровли пласта, из которой проводят наклонные криволинейный стволы, направленные к подошве пласта.

5. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащим в двух вертикальных, взаимно перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга и перфорированы по всей нефтенасыщенной толщине пласта, при этом верхний интервал перфорации должен находиться на расстоянии не менее 10 метров по вертикали от горизонтальной нагнетательной скважины.

6. Горизонтальная нагнетательная скважина лежит ниже кровли пласта и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, который образован устьями вертикальных направляющих скважин. При этом в результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных добывающих стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной формируется чашеподобная область дренирования пласта.

7. После выработки запасов из чашеподобной области нагнетание рабочего агента в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор нефти из вертикальных скважин прекращают.

8. Для дальнейшей разработки пласта в целом осуществляют бурение дополнительной горизонтальной добывающей скважины в нижней части пласта между соседними чашеподобными областями параллельно существующей горизонтальной нагнетательной скважине.

9. Затем производят нагнетание рабочего агента в наклонные криволинейные стволы вертикальных скважин с одновременным отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 4-9 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

Месторождение разбуривается по элементам, каждый из которых включает не менее 4 вертикальных добывающих и одну горизонтальную нагнетательную скважину. Добывающие скважины бурят вертикально от устья до точки, расположенной, в зависимости от радиуса криволинейных стволов, выше или ниже кровли пласта, из которой проводят наклонные криволинейные стволы, направленные к подошве пласта. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащим в двух вертикальных, взаимно-перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга. Горизонтальная нагнетательная скважина лежит ниже кровли пласта и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, образованного устьями вертикальных направляющих скважин. Перфорация наклонных криволинейных стволов проводится по всей нефтенасыщенной толщине пласта, при этом верхний интервал перфорации должен находиться на расстоянии не менее 10 метров по вертикали от горизонтальной нагнетательной скважины. В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных криволинейных стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной образуется чашеподобная область дренирования пласта.

На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

В зависимости от поставленной цели разработка месторождения осуществляется в 1 или 2 этапа. На первом этапе осуществляется выработка запасов из чашеподобной области. Для этого производят отбор нефти из наклонных криволинейных стволов вертикальных скважин и нагнетание рабочего агента через горизонтальную нагнетательную скважину. После выработки запасов из чашеподобной области нагнетание рабочего агента в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор нефти из вертикальных скважин прекращают.

Для дальнейшей разработки пласта в целом реализуется 2 этап, в соответствии с которым извлекают запасы нефти, оставшейся между чашеподобными областями. С этой целью в нижней части пласта между соседними чашеподобными областями бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину параллельно существующим горизонтальным нагнетательным скважинам двух соседних элементов. Затем осуществляется нагнетание рабочего агента в наклонные стволы вертикальных скважин с одновременным отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины.

Сущность изобретения поясняется фигурами 1 и 2, где на фиг.1 - показано схематичное расположение двух соседних чашеподобных элементов залежи. На фиг.2 - показан разрез по линии А-А. На этих фигурах 1 - вертикальная скважина, 2 - наклонные криволинейные стволы, 3 - горизонтальная нагнетательная скважина, 4 - дополнительная горизонтальная добывающая скважина, 5 - подошва пласта, 6 - кровля пласта, 7 - забой вертикальной направляющей скважины, 8 - забой наклонных криволинейных стволов, 9 - чашеподобная область дренирования.

Способ осуществляется следующим образом.

Разработка мощных пластов с высоковязкими нефтями в неоднородных по проницаемости пластах осуществляют системой горизонтальных и вертикальных направляющих скважин, из которых проведены наклонные криволинейные стволы. Месторождение разбуривается по элементам, показанным на фиг.1 и 2, каждый из которых включает одну горизонтальную нагнетательную и не менее 4 наклонных криволинейных добывающих скважин. Каждую из вертикальных направляющих скважин (1) бурят от устья до точки (7), расположенной, в зависимости от радиуса криволинейного ствола, выше или ниже кровли пласта (6), из которой проводят наклонный криволинейный ствол (2), направленный к подошве (5) пласта. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащим в двух вертикальных, взаимно-перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга (8). Горизонтальная нагнетательная скважина (3) лежит ниже кровли пласта и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, образованного устьями вертикальных направляющих скважин. Перфорация наклонных криволинейных стволов проводится по всей нефтенасыщенной толщине пласта, при этом верхний интервал перфорации должен находиться на расстоянии не менее 10 метров по вертикали от горизонтальной нагнетательной скважины. В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной образуется чашеподобная область дренирования пласта (9).

На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

В зависимости от поставленной цели разработка месторождения осуществляется в 1 или 2 этапа. На первом этапе осуществляется выработка запасов из чашеподобной области (9). Для этого производят отбор нефти из наклонных криволинейных стволов (2) вертикальных скважин (1) и нагнетание рабочего агента через горизонтальную нагнетательную скважину (3). После выработки запасов из чашеподобной области отбор нефти из наклонных добывающих скважин и нагнетание рабочего агента в горизонтальную скважину прекращают. Для дальнейшей разработки месторождения реализуют второй этап, который заключается в извлечении запасов нефти, оставшейся между чашеподобными областями. Для этого параллельно существующим нагнетательным скважинам (3) двух соседних элементов в нижней части пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину (4). Затем осуществляется нагнетание рабочего агента через наклонные криволинейные стволы вертикальных скважин (2) с одновременным отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины (4), расположенной между чашеподобными областями.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Необходимо осуществить разработку чашеподобной области пласта с высоковязкими нефтями толщиной 300 м и диаметром 500 м, при глубине пласта 1000 м.

С этой целью разбуривают область одним элементом, состоящим из четырех направляющих вертикальных и одной горизонтальной нагнетательной скважин. Четыре направляющие вертикальные скважины (1) бурят от устья до забоя (7), расположенного на глубине 1050 м, из которых проводят наклонные криволинейные стволы (2) длиной 392,5 м каждый, направленные к подошве (5) пласта. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим четверть окружности радиусом 250 м в двух вертикальных, взаимно-перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга (8) и перфорированы в интервале 1070-1300 м (абсолютные отметки). Горизонтальная нагнетательная скважина длиной 350 м лежит на глубине 1050 м и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, который образован устьями наклонных криволинейных стволов (2). В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной образуется чашеподобная область дренирования диаметром 500 м и высотой 250 м.

На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. Затем производят отбор нефти из наклонных криволинейных стволов (2) вертикальных скважин (1) и нагнетание рабочего агента через горизонтальную нагнетательную скважину (3). После выработки запасов из чашеподобной области отбор нефти из вертикальных добывающих скважин и нагнетание рабочего агента в горизонтальную скважину прекращают.

Пример 2. Необходимо осуществить разработку пласта с высоковязкими нефтями толщиной 300 м и диаметром 1000 м. Глубина пласта 1000 м.

С этой целью пласт разбуривается 2-мя элементами. Последовательность разработки для каждого из элементов аналогична примеру 1.

После выработки запасов из чашеподобной области каждого элемента для дальнейшей разработки месторождения реализуют второй этап, который заключается в извлечении запасов нефти, оставшейся между чашеподобными областями. Для этого на глубине 1250 м между чашеподобными областями бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину (4) длиной 350 м. Затем осуществляется нагнетание рабочего агента через наклонные криволинейные стволы вертикальных скважин между чашеподобными областями с одновременным отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины.