Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2199656, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №6 от 02.27. 2003), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим.

Известный способ позволяет выполнить охват воздействием на большой площади залежи, однако при этом в межскважинном пространстве остаются невыработанные зоны.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2334098, МПК Е21В 43/24, опубл. от 20.09. 2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Далее горизонтальные стволы двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого, горизонтальные стволы проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют, выше концов горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, параллельно линии горизонтальных стволов добывающих скважин в залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины, формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Недостатками способа являются возможный прорыв теплоносителя по истечении небольшого промежутка времени с неизбежной потерей его энергии, а также неполная выработка пластовой продукции.

Технической задачей является перевод начала добычи нефти на более раннюю стадию разработки за счет строительства центральной вертикальной скважины, приближенной к подошве продуктивного пласта и тем самым к стволу добывающих горизонтальных скважин, с целью уменьшения расстояния между ними и увеличения нефтеизвлечения при помощи снижения подачи теплоносителя или отключения той скважины, с которой возможен прорыв теплоносителя в добывающие скважины.

Техническая задача решается способом, включающим строительство горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин, забой которых располагается выше горизонтальных скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что нагнетательные скважины располагают с сеткой 50-100 м, с двух сторон рядов нагнетательных скважин на расстоянии 20-100 м строят горизонтальные разнонаправленные добывающие скважины, оборудованные датчиками температуры, причем наиболее близко расположенная к середине между устьями добывающих разнонаправленных скважин средняя нагнетательная скважина строится с забоем, расположенным на 1-5 м выше уровня добывающих скважин, а другие нагнетательные скважины, расположенные по краям от средней нагнетательной скважины и устьями добывающих скважин, строятся с забоями, расположенными выше предыдущей, от средней на 5-10 м, при этом вскрытие нагнетательных скважин производят по всему интервалу вскрытого ими продуктивного пласта, а в горизонтальных скважинах при помощи датчиков производят анализ температуры по участкам, соответствующим нагнетательным скважинам, при достижении на определенном участке температуры, близкой к температуре прорыва, в соответствующую данному участку нагнетательную скважину для исключения прорыва теплоносителя в добывающие скважины снижают объем закачки теплоносителя, также при достижении на том же участке температуры прорыва соответствующую данному участку нагнетательную скважину отключают до снижения температуры ниже заданной на соответствующих участках добывающих скважин.

На фиг.1 представлена схема размещения горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважин.

На фиг.2 представлена схема размещения горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважин, вид сверху.

Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов осуществляется следующим способом.

В подошве продуктивного пласта 1 (фиг.1) бурят две параллельные друг другу, находящиеся в одной горизонтальной плоскости, одноустьевые или двухустьевые горизонтальные добывающие скважины 2 с расстоянием друг от друга 20-100 м (фиг.2), через которые пойдет отбор продукции. Далее строятся нагнетательные скважины 3, которые располагаются в одной вертикальной плоскости с сеткой 50-100 м (фиг.2), причем средняя скважина строится с забоем, расположенным на 1-5 м выше уровня добывающих скважин, а другие нагнетательные скважины, по обеим сторонам от средней, выше нее на 5-10 м, при этом вскрытие нагнетательных скважин 3 производят по всему интервалу вскрытого ими продуктивного пласта 1. По стволу добывающей скважины 2 расположены датчики 4 температуры, с помощью которых ведут непрерывный контроль температуры на участках, например, 5, 5', 5'', 5''' и 5'''', соответствующих нагнетательным скважинам 3. Участки 5, 5', 5'', 5''' и 5'''' определяют, разбивая условно горизонтальный участок добывающей скважины 2 с датчиками 4 по расположению напротив них соответствующих нагнетательных скважин.

Далее через вертикальные нагнетательные скважины 3 идет закачка теплоносителя, чем является, например, пар температурой 180°С и сухостью 0,8 д. ед. При достижении дебита ведется непрерывный мониторинг температуры датчиками 4 на участках 5, 5', 5'', 5''' и 5'''' по стволу добывающей скважины 2, и при достижении температуры, близкой к критической (на практике: 90-110°С), например, на участке 5'' (фиг.1), которому соответствует центральная нагнетательная скважина 3, производят снижение объема закачиваемого пара, во избежание прорыва пара, но также для поддержания паровой подушки на данном участке продуктивного пласта 1. При температуре прорыва данную нагнетательную скважину 3 отключают до снижения температуры ниже заданной на соответствующем участке 5'' в добывающих скважинах 2. На других нагнетательных скважинах 3 (фиг.1) производят аналогичные операции при достижении на соответствующих им участках 5, 5', 5''' и 5'''' температуры, близкой к температуре прорыва, или температуры прорыва.

Применение данного метода позволяет вести добычу нефти на более ранней стадии разработки объекта (4-6 месяцев) при строительстве вертикальных нагнетательных скважин, центральная из которых строится с забоем на небольшом расстоянии от горизонтальных добывающих скважин выше на 1-5 м, а не по истечении 2,5-3,5 лет при строительстве всех нагнетательных скважин с забоем в верхней части продуктивного пласта. Также накопленная добыча нефти выше на 60%, в зависимости от свойств пласта за счет равномерного прогрева пласта при своевременном снижении закачки пара или отключении нагнетательных скважин.