Способ разработки залежи сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи сверхвязкой нефти и/или битума.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти методом паротеплового воздействия на пласт с горизонтальными добывающими скважинами (патент RU № 2459940, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.08.2012 в Бюл. № 24), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин с фильтровальной (перфорированной) зоной над подошвой пласта и нагнетательных скважин, расположенных в шахматном порядке с двух сторон каждой соответствующей горизонтальной скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, причем нагнетательные скважины бурятся вертикально на расстоянии 60-80 м от горизонтальной скважины с шагом 100-200 м, причем первая от устья добывающей скважины нагнетательная скважина размещается на расстоянии 50-60 м от начала фильтровальной зоны горизонтальной скважины, при этом из каждой нагнетательной скважины методом радиального бурения бурятся длиной 100-150 м горизонтальные, равномерно расходящиеся в сторону добывающей скважины, парные перфорированные участки под углом 45-70° так, чтобы горизонтальные участки нагнетательных скважин располагались выше горизонтальной добывающей скважины на расстоянии 5-10 м, перед отбором продукции из добывающей скважины во все скважины производят закачку теплоносителя в объеме 3-5 т/м суммарной длины перфорированных участков и зоны, после перевода горизонтальной скважины под постоянный отбор продукции до перевода всех вертикальных скважин под постоянное нагнетание теплоносителя, вертикальные скважины переводят поочередно под циклические закачку пара и отбор продукции до выравнивания температуры по всей длине добывающей скважины.

Недостатками этого способа являются узкая область применения из-за возможности использовать прогрев для одной добывающей скважины, так как наличие угла у горизонтальных стволов нагнетательных скважин для других горизонтальных скважин не обеспечивает равномерный прогрев, сложность реализации, так как бурение из одной вертикальной скважины двух горизонтальных стволов в определенном направлении и под определенным углом очень сложная и дорогостоящая операция, при этом радиальное бурение горизонтальных стволов методом радиального бурения трудно подается регулировке как по направлению так и по высоте, что значительно снижает эффективность и равномерность прогрева залежи над добывающей скважиной, а прогрев ведется без контроля температуры, что может привести к прорыву теплоносителя - пара в добывающую скважину.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2695206, МПК Е21В 43/24, E21B 7/04, опубл. 22.07.2019 в Бюл. № 21), включающий строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных скважин и отдельной скважины, расположенной на примерно равном расчетном расстоянии от забоев параллельных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь со всеми скважинами, закачку теплоносителя во все скважины с прогревом пласта и образование гидродинамической связи между параллельными скважинами и отдельной скважиной, перевод под закачку теплоносителя нагнетательных скважин и отбор продукции из добывающей скважины, причем отдельную скважину строят над параллельными скважинами на расстоянии в плане 50±15 м до их забоев, причем отдельную скважину оборудуют колонной с муфтами, размещаемыми в точках пересечений в плане с нижними горизонтальными скважинами, диаметр муфт подбирают исходя из потребностей закачки пара для нижних горизонтальных скважин, после прогрева пласта и создания гидродинамической связи параллельные скважины переводят в добывающие для отбора продукции, а отдельную скважину - в нагнетательную для закачки теплоносителя, причем закачку теплоносителя осуществляют на всех этапах при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи.

Недостатками данного способа являются большие временные затраты на прогрев пласта залежи и выход на промышленную добычу, так как начальный прогрев ведется в основном параллельными скважинами, при этом сложно поддерживать равномерный прогрев по всей длине параллельных скважин во время добычи из-за малой площади перекрытия с отдельной перпендикулярной скважиной, являющейся нагнетательной, причем прогрев пласта через отдельную скважину ведется без контроля температуры, что может привести в прорыву теплоносителя в параллельные скважины.

Технической задачей является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего в ускоренном темпе и с контролем температуры в параллельных скважинах прогреть продуктивный пласт залежи за счет нескольких дополнительных - нагнетательных скважин, которые будут обеспечивать при отборе продукции параллельными скважинами равномерную температуру над этими скважными по всей длине.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство в пределах одного пласта залежи ряд параллельных горизонтальных скважин и отдельной скважины, расположенной на примерно равном расчетном расстоянии от забоев параллельных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь со всеми скважинами, закачку теплоносителя во все скважины с прогревом пласта и образование гидродинамической связи между параллельными скважинами и отдельной скважиной, после прогрева пласта и создания гидродинамической связи перевод под закачку теплоносителя нагнетательную - отдельную скважину и отбор продукции из добывающих - параллельных скважин, причем отдельную скважину строят над параллельными скважинами на расстоянии в плане 50±15 м до их забоев, причем закачку теплоносителя осуществляют на всех этапах при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи.

Новым является то, что параллельно отдельной скважине над горизонтальными стволами параллельных скважин в сторону устья строят дополнительные нагнетательные скважины, располагаемые в ряд на расстоянии друг от друга, позволяющим равномерно прогревать пространство пласта над параллельными скважинами без прорыва теплоносителя друг в друга, при этом добывающие скважины оборудуют для постоянного контроля датчиками температуры по всей длине, при этом при прогреве пласта закачку теплоносителя до образования гидродинамической связи ведут во все скважины через одну в соответствующем ряду, последовательно переключая при достижении хотя бы в одной из добывающих скважин температуры, близкой к температуре прорыва теплоносителя, а после достижения гидродинамической связи закачку теплоносителя осуществляют через все нагнетательные скважины с периодическим отключением нагнетания в той скважине, в пересечении с которой хотя бы в одной их добывающих скважин температура повысится до близкой к температуре прорыва теплоносителя, и возобновлением закачки при снижении температуры в этом пересечении до допустимой, определяемой эмпирическим путем.

Новым является также то, что при строительстве скважин в местах пересечения скважин в плане нагнетательные скважины и/или добывающие скважины оборудуют непроницаемыми для теплоносителя патрубками или участками обсадной колонны длиной, исключающий неконтролируемый прорыв при нагнетании теплоносителя в соответствующую скважину.

На фиг. 1 изображена схема расположения скважин, вид сверху (в плане).

На фиг. 2 изображена схема расположения скважины, вид сбоку.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство в пределах одного пласта 1 (фиг. 2) залежи ряд параллельных горизонтальных скважин 2 (фиг. 1), 3, 4, 5, 6, 7 и 8 и отдельной скважины 9, расположенной на примерно равном расчетном расстоянии 50±15 м от забоев параллельных скважин 2-8 и выше их на расстоянии h (равным 5-15 м для месторождений РТ). Параллельные скважины 2-8 (фиг. 1) являются добывающими после прогрева пласта 1 и строятся на расстоянии друг от друга a (равным 100±20 м для месторождений Республики Татарстан - РТ). Параллельно отдельной скважине 9 над горизонтальными стволами параллельных скважин 2 - 8 в сторону устья строят дополнительные нагнетательные скважины 10 - 14, располагаемые в ряд на расстоянии друг от друга b (равным 250±50 м для месторождений РТ), позволяющим равномерно прогревать пространство пласта над параллельными скважинами 2-8 без прорыва теплоносителя (это перегретый до температуры 200°С пар для месторождений РТ) друг в друга. Скважины 2 - 14 строятся так, что позволяют добиться равномерного прогрев пласта 1 над скважинами 1 - 8 и позволяет создать гидродинамическую связь со всеми скважинами 2 - 14. При этом добывающие скважины 2 - 8 оборудуют для постоянного контроля датчиками температуры (не показаны) по всей длине. Теплоноситель для прогрева пласта 1 (фиг. 2) закачивают при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, до образования гидродинамической связи во все скважины 2 (фиг. 1), 4, 6, 8 и 9, 11, 13 через одну в соответствующем ряду, последовательно переключая закачку на скважины 3, 5, 7 и 10, 12, 14 при достижении хотя бы в одной из добывающих скважин 2, 4, 6 или 8 (3, 5, или 7) температуры, близкой к температуре прорыва теплоносителя. После достижения гидродинамической связи между скважинами 2 - 14 закачку теплоносителя осуществляют через все нагнетательные скважины 9 - 14 с периодическим отключением нагнетания в той скважине 9, 10, 11, 12, 13 или 14, в пересечении 15 с которой хотя бы в одной их добывающих скважин 2, 3, 4, 5, 6, 7, или 8 температура повысится до близкой к температуре (равной 90 - 95°С для месторождений РТ) прорыва теплоносителя, и возобновлением закачки при снижении температуры (равной 65 - 75°С для месторождений РТ) в этом пересечении 15 до допустимой, определяемой эмпирическим путем.

В случаях очень близкого расположения нагнетательных скважин 9 - 14 над добывающими скважинами 2 - 8 при строительстве скважин 2 - 14 в местах пересечения 15 скважин 2 - 8 и 9 - 14 в плане нагнетательные скважины 9 - 14 и/или добывающие скважины 2 - 8 оборудуют непроницаемыми для теплоносителя патрубками или участками обсадной колонны длиной (равной 10 - 20 м для месторождений РТ, на фигурах не показаны), исключающий неконтролируемый прорыв при нагнетании теплоносителя в соответствующую скважину.

Так как нагнетательные скважины 9 - 14 используются в количестве более одной и по всей длине добывающих скважин 2 - 8, то пропорционально количеству скважин 9 - 14 сокращается время прогрева пласта 1 (фиг. 2) залежи, что также позволяет поддерживать равномерную температуру по всей длине добывающий скважин 2 - 8, а постоянный контроль за температурой на всем протяжении горизонтальных стволов скважин 2 - 8 полностью исключает прорыв теплоносителя в эти скважины 2 - 8.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет в ускоренном темпе и с контролем температуры в параллельных скважинах прогреть продуктивный пласт залежи за счет нескольких дополнительных - нагнетательных скважин, которые обеспечивают при отборе продукции параллельными скважинами равномерную температуру над этими скважными по всей длине без прорыва теплоносителя.