СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21 В 43/24, опубл. 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, отличающийся тем, что прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.

Недостатком известного способа является узкая область применения, так как может использоваться эффективно в пределах литологически выдержанного по вертикали и площади пласта с равномерной нефтенасыщенностью

Также известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2582251, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.04.2016 г.), включающий определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемый пропласток, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину, из которой строят дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с низкой проницаемостью с вскрытием слабопроницаемого пропластка и дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной, при этом расстояние между дополнительными нисходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения между ними фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в нагнетательную скважину на колонне труб, располагаемых напротив дополнительных стволов, не сообщенных с добывающей скважиной, и пакеров, изолирующих межтрубное пространство нагнетательной скважины между дополнительными стволами и выше фильтров, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам.

Недостатками данного способа являются

- большой риск прорыва пара по боковым стволам в добывающую скважину, находящейся в одной плоскости с нагнетательной скважиной;

- недостаточная эффективность нефтеизвлечения за счет бурения восходящих стволов непосредственно над основным стволом.

Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г.), включающий строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, при этом определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые - слабопродуктивные пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым - слабопродуктивным пропластком или восходящие стволы с заканчиванием их выше этого пропластка, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый - слабопродуктивный пропласток дополнительные боковые стволы, нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию.

Недостатками данного способа являются высокие материальные затраты, так как требуется бурение многоустьевых скважин, необходимо также бурение и обустройство вертикальных скважин, при этом расположение дополнительных стволов, увеличивая охват залежи, не учитывает распространение тепла от нагнетательной скважины к добывающей, увеличивая теплопотери.

Технической задачей предложения является снижение материальных затрат за счет строительства одноустьевых горизонтальных скважин и снижение теплопотерь и увеличение добычи нефти за счет взаимного оптимального расположения дополнительных стволов.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины с восходящими дополнительными стволами, выше которой строят нагнетательную скважину с горизонтальными или восходящими дополнительными стволами, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что дополнительные стволы добывающей и нагнетательной скважин бурят длиной от 50 до 300 м строят друг над другом с кратчайшими расстояниями между ними не менее 2 м, при этом забои дополнительных стволов добывающей скважины располагают выше основного ствола по абсолютной отметке на 2-5 м, а нагнетательной скважины - на 0 - 3 м, после чего боковые стволы оснащают обсадными колонными.

На фиг. 1 изображена схема расположения нагнетательной и добывающей скважин (вид сверху).

На фиг. 2 изображена схема расположения нагнетательной и добывающей скважин в продольном разрезе.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины с восходящими дополнительными стволами, выше которой строят нагнетательную скважину с горизонтальными или восходящими дополнительными стволами, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что дополнительные стволы добывающей и нагнетательной скважин бурят длиной от 50 до 300 м, строят друг над другом с кратчайшим расстояния между ними не менее 2 м, при этом забои дополнительных стволов добывающей скважины располагают выше основного ствола по абсолютной отметке на 2-5 м, а нагнетательной скважины - на 0-3 м, после чего боковые стволы оснащают обсадными колонными.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти реализуется в следующей последовательности.

Бурят расположенные друг над другом горизонтальные нагнетательную скважину 1 (фиг. 1 и 2) с боковыми стволами 2 и добывающую скважину 3 с боковыми стволами 4 в нефтяном пласте 5 (фиг. 2). При этом горизонтальные основные стволы верхней нагнетательной скважины 1 и нижней добывающей скважины 3 располагают в пласте 5 параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, исключающем прорыв пара. Перед бурением боковых стволов 4 (фиг. 1 и 2) из добывающей скважины 3 гидродинамическими исследованиями определяют расстояние, на котором наименее вероятен прорыв пара из нагнетательной скважины 1 в добывающую 3 через боковые стволы 2 и 4. Исходя из этих исследований из горизонтального участка нагнетательной скважины 1 (фиг. 2) последовательно в разном направлении бурят и обсаживают восходящие или горизонтальные боковые стволы 2 длиной от 50 до 300 м так, чтобы забои дополнительных стволов 2 располагались выше основного ствола скважины 1 по абсолютной отметке на 0-3 м. Из горизонтального участка добывающей скважины 3 под каждым из боковых стволов 2 бурят и обсаживают восходящие боковые стволы 4 длиной от 50 до 300 м так, чтобы забои дополнительных стволов 4 добывающей скважины располагались выше основного ствола скважины 3 по абсолютной отметке на 2-5 м (для слива продукции из боковых стволов 4 в основной ствол скважины 3 и отбора на поверхность), а расстояние между боковыми стволами 2 и 4 было не менее 2 м для исключения прорыва пара. Длину боковых стволов выбирают пропорционально площади участка с нефтенасыщенной толщиной пласта 5 более 10 м (например, для участка пласта площадью 100*100 м длина бокового ствола составит 5-50 м, для участка 100*300 м и больше - 300 м). При строительстве основные стволы скважин 1 (фиг. 1 и 2) и 2 и боковые стволы 3 и 4 оснащают противопесочным фильтром (на фиг. 1 и 2 не показаны).

Нагнетают пар в добьшающую 3 (фиг. 1) и нагнетательную 1 скважины и создают паровую камеру (на фиг. 1 и 2 не показана) в пласте 5 (фиг. 2), разогревают межскважинную зону пласта 5 между горизонтальными участками верхней нагнетательной 1 и нижней добывающей 3 скважин, а также зону между боковыми стволами 2 и 4, при этом закачиваемый в пласт 5 водяной пар из-за разности плотностей стремится к верхней части нефтенасыщенного интервала пласта 5, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. Разогрев пласта 5 приводит к снижению вязкости нефти, и она приобретает подвижность. На поверхности раздела паровой камеры и холодных зон нефтенасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируясь преобразуется в воду, которая вместе с разогретой нефтью движется к добывающей скважине 3 с дополнительными стволами 4. Наличие дополнительных стволов 2 и 4 в нагнетательной 1 и добывающей 3 скважинах позволяет увеличить площадь прогрева из скважины 1 и фильтрации скважины 3 и охват пласта 5, вовлекая в отбор его дополнительные зоны, что приводит к увеличению добычи продукции из пласта 5. Расположение боковых стволов 2 и 4 друг над другом позволяет создать дополнительную площадь дренирования на участках со сложным геологическим строением на которых экономически не выгодно бурение дополнительной пары скважин. После создания паровой камеры осуществляют отбор сверхвязкой нефти через добывающую скважину 3, а водяной пар закачивают только в нагнетательную скважину 1. Разработку залежи сверхвязкой нефти в таком режиме ведут до стабилизации величины паронефтяного отношения: 3-3,5. Паронефтяное отношение определяют, как объем пара, закачанного для добычи одной тонны высоковязкой нефти. При этом увеличение добычи по сравнению с аналогичными скважинами может составлять от 20 до 50% в зависимости от длины боковых стволов от 100 до 300 метров.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет повысить эффективность благодаря снижению материальных затрат за счет строительства одноустьевых горизонтальных скважин, уменьшению теплопотерь и увеличению добычи нефти за счет увеличения зоны дренирования пласта при помощи расположенных друг над другом дополнительных стволов нагнетательной и добывающей скважин.