Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи 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, включающий 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 залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, выполнение верхних нагнетательных скважин короче нижних добывающих скважин, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, согласно изобретению, при последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, при этом части скважин над горизонтальными стволами выполняют наклонными, а закачку пара через нагнетательные скважины ведут через наклонные и горизонтальные части скважин.

Сущность изобретения

Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти. Однако запасы в краевых зонах скважин 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 краевых зонах скважины. Задача решается следующим образом.

При последовательном расположении горизонтальные стволы скважин располагают началами друг к другу в купольной части залежи, верхние скважины выполняют короче нижних на 10-40%, т.е. на 50-200 м.

На фиг. 1 представлена схема расположения скважин в залежи высоковязкой нефти. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - горизонтальный ствол верхней нагнетательной скважины, 2 - наклонный ствол верхней нагнетательной скважины, 3 - горизонтальный ствол нижней добывающей скважины, 4 - наклонный ствол нижней добывающей скважины, 5 - купольная часть залежи, 6 - краевая зона залежи.

Пар закачивают по режиму: 50-120 т/сут., отбирают пластовую продукцию по режиму: 50-150 т/сут.

Пар закачивают через горизонтальные и наклонные стволы верхних нагнетательных скважин. Наклонный ствол выполняют с углом наклона к зениту порядка 30-60 градусов. При этом за счет закачки пара через наклонную часть нагнетательной скважины в купольной части непосредственно в кровле продуктивного пласта создается большая область прогретой паровой зоны повышенного давления, вытесняющая нефть к горизонтальным стволам скважин, посредством которых производят отбор продукции. За счет того что часть нагнетательной скважины выполнена наклонной увеличивается объем закачиваемого пара в кровельную часть продуктивного пласта. Повышается охват залежи воздействием пара, увеличивается нефтеотдача залежи.

Пример конкретного выполнения

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

Через купольную часть залежи бурят нижнюю добывающую скважину на глубину 130 м на 2 м выше водонефтяного контакта. Наклонный 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. Наклонный ствол до горизонтального ствола снабжают обсадной колонной диаметром 244,5 мм, цементируют затрубное пространство выше горизонтального ствола. Фильтр из перфорированных труб спускают в горизонтальный ствол скважины. В горизонтальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с насосом.

Через купольную часть залежи бурят верхнюю нагнетательную скважину. Наклонный ствол скважины диаметром 244,5 мм выполняют длиной 250 м до выхода на горизонталь в продуктивном пласте. На глубине 125 м, т.е. на 5 м выше ствола добывающей скважины, осуществляют проводку горизонтального ствола длиной 400 м и диаметром 168 мм. Наклонный ствол выше продуктивного пласта снабжают обсадной колонной диаметром 244,5 мм, цементируют затрубное пространство выше продуктивного пласта. Фильтр из перфорированных труб спускают в наклонный и горизонтальный ствол скважины. Колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм спускают до конца горизонтального ствола скважины.

Аналогично бурят пару скважин через купольную часть залежи с размещением каждого горизонтального ствола последовательно горизонтальному стволу соответствующей пробуренной ранее скважины с расположением горизонтальных стволов скважин началами друг к другу в купольной части залежи.

Проводят закачку пара в пласт через верхние нагнетательные скважины, через колонну насосно-компрессорных труб и отверстия фильтра по режиму: 80 т/сут. Отбирают продукцию через нижние добывающие скважины, фильтр в горизонтальном стволе по режиму: 80 т/сут. 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.