Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину (Патент РФ №2555713, опубл. 10.07.2015).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт, включает строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной. Причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м. При этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м. Закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод (патент РФ №2496979, опубл. 27.10.2013 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача месторождения.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов скважин последовательно один за другим, закачку пара и отбор продукции, согласно изобретению при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают окончаниями друг к другу в купольной части залежи, при этом в качестве скважин используют скважины с горизонтальным стволом, имеющим восходящее окончание, снабженные фильтром, перфорированным в начальной части горизонтального ствола и в восходящем окончании, снабженные первой колонной насосно-компрессорных труб с пакером, установленным между перфорированными участками фильтра, и второй колонной насосно-компрессорных труб с насосом с концом до пакера, при этом в каждой скважине закачку пара ведут по первой колонне насосно-компрессорных труб, а отбор продукции по второй колонне насосно-компрессорных труб.

Сущность изобретения

Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти. Однако запасы в купольной зоне остаются невыработанными. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти за счет выработки запасов в купольной зоне скважины. Задача решается следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти бурят скважину с горизонтальным стволом, расположенным вблизи подошвы продуктивного пласта. На фиг. 1 представлен профиль участка разработки залежи высоковязкой нефти.

На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - горизонтальный ствол скважины, 2 - восходящий конец горизонтального ствола, 3 - перфорированный участок фильтра в начале горизонтального участка, 4 - перфорированный участок фильтра в восходящем стволе, 5 - колонна насосно-компрессорных труб, 6 - окончание колонны насосно-компрессорных труб, 7 - пакер, 8 - колонна насосно-компрессорных труб, 9 - насос. Угол между осью восходящего конца и вертикалью может составлять величину от 0 до 85°.

Горизонтальный ствол скважины 1 выполняют с восходящим концом 2 на высоту до половины толщины продуктивного пласта. Снабжают скважину с горизонтальным стволом обсадной колонной, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола. В горизонтальный ствол скважины спускают фильтр, перфорированный в начале горизонтального участка 3 и в оконечной части 4. Оконечную часть фильтра 4 размещают в восходящем конце горизонтального ствола 2. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером 7. Окончание колонны насосно-компрессорных труб 6 может быть выполнено с затушенным с торца и перфорированным окончанием. Размещают окончание колонны насосно-компрессорных труб 6 в восходящем конце скважины 2. Пакер 7 размещают в конце горизонтального ствола скважины 1 перед восходящим концом 2 на участке фильтра между участками с перфорацией. В ствол скважины дополнительно спускают вторую колонну насосно-компрессорных труб 8 с насосом 9. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб оставляют открытым и размещают до пакера 7. Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через колонну насосно-компрессорных труб 5 с пакером 7 и перфорационные отверстия фильтра 4 в восходящей оконечной части горизонтального ствола 2. Отбирают продукцию через перфорационные отверстия фильтра в начале горизонтального ствола 3 и выполняют подачу продукции к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб 8 с насосом 9.

На залежи проводят расположение горизонтальных стволов скважин последовательно один за другим, при этом горизонтальные стволы скважин располагают окончаниями друг к другу в купольной части залежи.

На фиг. 2 представлена схема расположения скважин в залежи высоковязкой нефти. На фиг. 2 приняты следующие обозначения: 1 - горизонтальный ствол скважины, 2 - восходящий конец горизонтального ствола, 10 - залежь высоковязкой нефти, 11 - купольная часть залежи.

Пар закачивают через восходящие концы 2 скважин. При этом в купольной части создается большая область прогретой паровой зоны повышенного давления, вытесняющая нефть к горизонтальным стволам скважин, посредством которых производят отбор продукции. За счет этого повышается охват залежи воздействием пара, увеличивается нефтеотдача залежи.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 120 м, пластовая температура 8°C, пластовое давление 0,8 МПа, пористость 34%, проницаемость 1,3 мкм², нефтенасыщенность 70%, толщина продуктивного пласта 12 м. Коллектор терригенный. Вязкость нефти 18260 мПа*с, плотность нефти 0,960 г/см³.

Бурят скважину на глубину 130 м на 2 м выше водонефтяного контакта. Ствол скважины диаметром 244,5 мм выполняют длиной 250 м до выхода на горизонталь в продуктивном пласте. Осуществляют проводку горизонтального ствола длиной 500 м и диаметром 168 мм, в конце горизонтального ствола бурят восходящий конец на высоту 5 м до средней точки между горизонтальным стволом и кровлей продуктивного пласта. Снабжают скважину с горизонтальным стволом обсадной колонной диаметром 244,5 мм, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола. Фильтр из перфорированных труб спускают в горизонтальный ствол скважины с восходящим концом ствола. Фильтр имеет перфорацию в начале горизонтального ствола и в восходящем конце. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с пакером. Размещают окончание колонны насосно-компрессорных труб в восходящем конце скважины. Пакер размещают в конце горизонтального ствола скважины перед восходящим концом на участке между участками с перфорационными отверстиями фильтра. В горизонтальный ствол скважины дополнительно спускают вторую колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с насосом. Конец второй колонны насосно-компрессорных труб размещают вблизи пакера. Насосную установку устанавливают в начале горизонтального участка в интервале обсадной колонны. Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через колонну насосно-компрессорных труб с пакером и отверстия фильтра в оконечной части горизонтального ствола. Отбирают продукцию через фильтр в начале горизонтального ствола и выполняют подачу продукции к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб с насосом.

Аналогично бурят вторую скважину.

Пару скважин размещают последовательно одна за другой окончаниями друг к другу в купольной части залежи.

Проводят закачку теплоносителя (пара) в пласт через колонну насосно-компрессорных труб и перфорационные отверстия в оконечной части горизонтального ствола каждой скважины. В каждой скважине отбирают продукцию через перфорационные отверстия в начале горизонтального ствола и выполняют подачу продукции к устью скважины по колонне насосно-компрессорных труб с насосом.

В результате удается прогреть продуктивный пласт на всю толщину и отобрать из залежи дополнительные запасы нефти. Нефтеотдача залежи увеличивается на 3% и составляет 39,8%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.