СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И БИТУМА ИЗ ПЛАСТА

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением тепла, в частности к разработке месторождений высоковязких нефтей, сложенных слабосцементированными нефтесодержащими породами.

Известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент RU №2199656, МПК 8Е21В 43/24, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2003 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных скважин, при этом отбор нефти ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, при этом в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефти из остальных скважин.

Недостатком данного способа является то, что в условиях слабосцементированных пород под воздействием пара происходят интенсивное разрушение коллектора и вынос песка в забои горизонтальных добывающих скважин, что приводит к снижению или прекращению поступления нефти в скважины, поэтому для удаления песчаных пробок необходимо произвести спуск промывочных труб в ствол скважины. При образовании песчаных пробок в горизонтальных стволах длиной до 300 м это малоэффективно и связано с большой продолжительностью ремонта таких скважин, а также неизбежностью возникновения аварийных ситуаций из-за больших углов искривления скважин значительным увеличением нагрузок на спускоподъемное оборудование. В результате падают объемы отбора нефти из этих добывающих скважин и резко снижается эффективность использования данного способа.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2062865, МПК 8Е21В 43/24, опубл. в бюл. №18 от 27.06.1996 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев, одновременно с закачкой теплоносителя через нагнетательные вертикальные скважины осуществляют периодическую закачку теплоносителя через горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем подают вытекающий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность и дороговизна осуществления данного способа, связанные со строительством и ремонтом горизонтальных скважин;

- во-вторых, в пластах, сложенных слабосцементированными породами, под воздействием пара происходят интенсивное разрушение коллектора и вынос песка в забои горизонтальных добывающих скважин, что резко сокращает коэффициент нефтеизвлечения высоковязкой нефти, при этом пласт вырабатывается неполностью, в связи с чем снижается эффективность применения данного способа.

Технической задачей изобретения является упрощение и удешевление разработки пласта с высоковязкой нефтью, а также повышение коэффициента нефтеизвлечения высоковязкой нефти с последовательной и полной выработкой всего пласта с высоковязкой нефтью, сложенного слабосцементированными нефтесодержащими породами.

Поставленная задача решается способом извлечения высоковязкой нефти и битума из пласта, включающим строительство вертикальных нагнетательных и добывающих скважин с последующим вторичным вскрытием пласта, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины.

Новым является то, что нагнетательные и добывающие скважины располагают поочередно, при этом скважины на участке пласта от подошвы до кровли разбивают на одинаковое количество интервалов по 5-25 м в зависимости от толщины пласта, вторичное вскрытие пласта производят сначала в нижнем интервале, перед закачкой теплоносителя и добычи пластовых флюидов в скважины спускают технологические колонны труб с изоляцией межтрубного пространства выше вскрытия, при обводнении пластовых флюидов в одной из добывающих скважин прекращают добычу из нее и закачку теплоносителя в расположенные вокруг нее нагнетательные скважины, производят закачку тампонажного раствора во вскрытый интервал пласта добывающей скважины, после технологической выдержки из остановленных скважин извлекают технологические трубы и в них вскрывают следующий интервал пласта, расположенный над вскрытым интервалом, перед закачкой теплоносителя и добычи пластовых флюидов в скважины спускают технологические колонны труб с изоляцией межтрубного пространства выше следующего вскрытия, после обводнения пластового флюида и из этого интервала проводят аналогичные операции, что и над предыдущим интервалом, и так последовательно до кровли пласта.

На фиг.1 схематично изображена сетка добывающих и нагнетательных скважин.

На фиг.2-4 последовательно изображены этапы реализации предлагаемого способа извлечения высоковязкой нефти и битума из пласта.

Суть способа заключается в следующем.

На месторождении высоковязкой нефти и битума производят строительство вертикальных нагнетательных 1; 1'; 1''…1ⁿ и добывающих 2; 2'; 2'…2ⁿ скважин, причем по сетке их располагают поочередно (см. фиг.1). В качестве примера рассмотрим одну пару вертикальных скважин (см. фиг.2): нагнетательную 1 и добывающую 2.

Пласт 3 от подошвы до кровли разбивают на одинаковое количество интервалов по 5-25 м в зависимости от толщины пласта 3, сложенного слабосцементированными нефтесодержащими породами. Затем в самом нижнем интервале 3' (см. фиг.3) производят вторичное вскрытие 4 и 5 пласта 3 соответственно нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин. Далее в нагнетательную 1 и добывающую 2 скважины (см. фиг.2 и 3) спускают технологические колонны труб 6 и 7 соответственно с изоляцией межтрубного пространства пакерами 8 и 9 выше вторичного вскрытия 4 и 5 пласта 3 соответственно.

Причем нижний конец Т технологической колонны труб 7, спущенной в добывающую скважину 2, на всех этапах разработки находится ниже (см. фиг.2-4) подошвы каждого из интервалов 3'; 3''…3ⁿ пласта 3 с целью исключения образования конуса воды и соответственно преждевременной обводненности добываемого пластового флюида.

Оборудуют добывающую скважину насосом 10 любой известной конструкции, например винтовым. Затем производят закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 1 по технологическим трубам 6, через участок вторичного вскрытия 4 в интервал 3' пласта 3 производят закачку теплоносителя, например пара, при температуре 200°С. Теплоноситель прогревает пласт 3 на всем протяжении интервала 3' добычи пластовых флюидов, разогретый пластовый флюид через участок вторичного вскрытия 5 поступает в добывающую скважину 3, где поступает на прием насоса 10, который перекачивает разогретый пластовый флюид на поверхность.

Таким образом, продолжают разработку пласта 3, а именно его нижнего интервала 3', до обводнения пластовых флюидов в одной из добывающих скважин 2; 2'; 2''…2ⁿ, например, до тех пор, когда разработка пласта 3 одной или несколькими добывающими скважинами 2; 2'; 2''…2ⁿ станет нерентабельной. В данном примере это добывающая скважина 2. После чего прекращают добычу пластового флюида из нее и закачку теплоносителя в расположенные вокруг нее нагнетательные скважины 1, 1'; 1''…1ⁿ.

Извлекают насос 10 из технологической колонны труб 7 и по технологической колонне труб 7 производят закачку тампонажного раствора 11 (см. фиг.3) через участок вторичного вскрытия 5 интервала 3' пласта 3 добывающей скважины 2.

После технологической выдержки, то есть ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ), из остановленных нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин извлекают технологические колонны труб 6 и 7 соответственно и в них вскрывают следующий интервал 3'' пласта 3, расположенный над вскрытым интервалом 3'.

Перед последующей закачкой теплоносителя и добычи пластовых флюидов в нагнетательную 1 и в добывающую 2 скважины спускают технологические колонны труб 6 и 7 соответственно с изоляцией межтрубного пространства пакерами 8 и 9, но уже выше следующего вскрытия 4' и 5' соответственно в нагнетательной 1 и добывающей 2 скважинах.

После обводнения пластового флюида до величины, превышающей рентабельность разработки пласта 3 в данном интервале 3'' нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин проводят аналогичные операции по закачке тампонажного раствора 11' (см. фиг.4) через участок вторичного вскрытия 5' интервала 3'' пласта 3 добывающей скважины 2, что и над предыдущим интервалом 3' пласта 3, но перед этим извлекают насос 10 из технологической колонны труб 7.

Таким образом последовательно осуществляют разработку пласта 3 с высоковязкой нефтью, сложенного слабосцементированными нефтесодержащими породами до его кровли.

Предложенный способ извлечения высоковязкой нефти и битума из пласта прост и дешев в применении, так как осуществляется без горизонтальных скважин, а повышение коэффициента нефтеизвлечения высоковязкой нефти с последовательной и полной выработкой всего пласта с высоковязкой нефтью, сложенной слабосцементированными нефтесодержащими породами, заключается в поэтапной разработке пласта путем условной его разбивки на несколько интервалов выработки.