способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом паротеплового воздействия на 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 производят закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной, причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта - ВНК, 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.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума.

Известен «Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и битума» (Пат. РФ № 2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий бурение горизонтальной скважины, бурение дополнительной горизонтальной скважины под горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта, закачку теплоносителя в верхнюю горизонтальную скважину, добычу высоковязкой нефти из нижней горизонтальной скважины.

Недостатком данного способа является техническая сложность регулирования режима отбора жидкости и закачки пара.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является «Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами» (Пат. РФ № 2387812, МПК Е43/16, опубл. 24.04.2010), включающий бурение по крайней мере одной горизонтальной добывающей и нагнетательной скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающие скважины. Добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяному контакту (ВНК) на расстоянии, позволяющем вести эксплуатацию скважины с безводным периодом.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность при эксплуатации залежей с подстилающей водой с неравномерной по горизонтали поверхностью ВНК, что затрудняет проводку горизонтального ствола добывающей скважины в безопасном расстоянии от подошвенных вод и осложняет установку режима отбора жидкости из скважины предотвращающего подтягивания пластовых вод на забой скважины.

Техническими задачами предлагаемого способа являются предотвращение обводнения добывающей скважины подошвенными пластовыми водами, увеличение нефтеизвлечения залежи, повышение эффективности разработки водоплавающих залежей с высоковязкими нефтями и/или битумами, разрабатываемых методом закачки пара в пласт.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт, включающим строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами производят закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, размещают последовательно и параллельно с основной добывающей скважиной, причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта (ВНК), 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.

На фиг.1, 2 изображены схемы расположения горизонтальной нагнетательной скважины 2 и 3 горизонтальных добывающих скважин 1, 3, 4, соответственно вид сверху и в разрезе нефтяного пласта.

Способ реализуется следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт бурят горизонтальную добывающую скважину 1, по уточненным геологическим данным выше ее на 5-8 м располагают нагнетательную скважину 2, с учетом всех расстояний последовательно бурят добывающие скважины 3, 4.

Закачивают пар в нагнетательную и добывающие скважины 1, 2, 3, 4 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.

Пример конкретного выполнения способа.

На участке Ашальчинского месторождения со средней вязкостью нефти 25000 мПа·с, проницаемостью 2,6 мкм², пористостью 30%, толщиной нефтенасыщенното пласта 14 м пробурена система скважин. Горизонтальная добывающая скважина 1 пробурена вдоль подошвы пласта выше ВНК на 2 м, длина горизонтальной части ствола составляет 220 метра. Выше на 6 м горизонтального участка скважины 1 пробурили горизонтальную нагнетательную скважину 2 длиной горизонтального участка 760 м и две добывающие горизонтальные скважины 34 с длиной горизонтального ствола 230 и 300 м, расположенные параллельно стволу нагнетательной скважины и ниже его на 5 м.

Произвели закачку пара в количестве 2600 т в нагнетательную скважину 2 и по 700 т в каждую добывающую скважину 1, 3, 4. После остановки закачки пара, выравнивания и снижения забойной температуры в добывающих скважинах до 90°С каждая из них была переведена под механизированную добычу с установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) (на чертеже не показан) с частотно-регулируемым приводом, снабженным автоматизированной термо-манометрической системой (ТМСП) с установленным порогом отключения по давлению на приеме насоса, равным пластовому давлению подошвенных вод - 0,5 Мпа. В нагнетательную скважину 2 возобновили закачку пара в количестве 80 т/сут. Добывающие скважины 1, 3, 4 запуском УЭЦН поставили на отбор жидкости, средний дебит по скважинам составил: 12 т/сут по скважине 1, 20 т/сут по скважине 3 и 23 т/сут по скважине 4, что суммарно составило 55 т/сут со средней обводненностью 82%.

Для базы сравнения был принят вариант с использованием двух параллельно пробуренных (одна над другой) горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола: нагнетательной - 750 м, добывающей - 742 м. Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 11%, полученный максимальный дебит нефти составил 55 т/сут против 31 т/сут.

Предлагаемый способ позволяет эффективно применить паротепловое воздействие на пласт, сохранить высокий дебит нефти в реальных условиях неоднородного пласта, подстилаемого подошвенной водой, увеличить безводный период работы скважин, что способствует более высокому коэффициенту нефтеизвлечения.