способ добычи вязких и битумных нефтей в пластах с малыми толщинами

Формула изобретения

Способ добычи вязких и битумных нефтей в пластах с малыми толщинами, включающий вскрытие пластов добывающими и нагнетательными скважинами с вертикальными и горизонтальными стволами, отличающийся тем, что при вскрытии пластов с газовой шапкой осуществляют создание нефтяного затвора и контроль за давлением в газовой шапке путем увеличения глубины выхода ствола добывающей скважины из-под продуктивного пласта, при этом обсадную колонну перфорируют в вертикальном стволе в районе кровли пласта, насосно-компрессорные трубы с насосом спускают до нижней точки обсадной колонны, а нагнетательные скважины располагают параллельно добывающим, проводя горизонтальный ствол в кровельной зоне пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче битумных вязких нефтей в тонких пластах.

Известен способ разработки вязких и битумных нефтей с помощью горизонтальной скважины. При бурении горизонтальных скважин на пласты особенно с малыми толщинами существующая технология проводки предусматривает углубление ствола скважины ниже продуктивного пласта с последующим возвратом в него. Это связано с жесткостью бурильного инструмента. Недостатком данного способа является то, что не предотвращается прорыв газа или пара в поперечном направлении в скважину, не контролируется давление в газовой шапке [1]

Известен также способ добычи нефти с помощью разветвленных скважин, у которых стволы могут ответвляться на различной высоте от подошвы продуктивного пласта или на различных расстояниях друг от друга и иметь различные радиусы искривления, оканчиваться вертикально, наклонно, полого или горизонтально вдоль пласта. Недостатком данного способа является то, что не предотвращается прорыв газа и пара в скважину, не контролируется давление в газовой шапке [2]

Цель изобретения повышение нефтеотдачи пластов, в частности в тонких пластах, предотвращение прорывов пара и газа в добывающую горизонтальную скважину.

Поставленная цель достигается тем, что месторождение вязких и битумных нефтей с пластами малой толщиной вскрывается добывающими и нагнетательными скважинами с вертикальными и горизонтальными стволами. При вскрытии пластов с газовой шапкой осуществляются создание нефтяного затвора и контроль за давлением в газовой шапке за счет увеличения глубины выхода ствола добывающей скважины из-под продуктивного пласта, при этом обсадная колонна перфорируется в вертикальном стволе в районе кровли пласта, насосно-компрессорные трубы с насосом спускаются до нижней точки обсадной колонны, а нагнетательные скважины располагаются параллельно добывающим, проводя горизонтальный ствол в кровельной зоне пласта.

На фиг. 1 представлена добывающая скважина; на фиг. 2 нагнетательные.

Способ осуществляется следующим образом.

Нефтяное месторождение содержит нефть с вязкостью в пластовых условиях 600-1000 МПа С, мощностью пласта 5-10 м, проницаемость 0,42-1,40 мкм². Вначале месторождение с целью разведки разбуривается вертикальными скважинами. После определения размера продуктивного пласта (мощности, нефтенасыщенности и т.д.) производится заканчивание вертикальных скважин горизонтальными хвостовиками. Нефтяная скважина имеет обсадную колонну 1, внутреннюю обсадную колонну 2 с горизонтальным хвостовиком. Межтрубное пространство между колоннами 1 и 2 изолируется с помощью пакера 3. Для контроля за пластовым давлением в газовой зоне колонна 1 перфорируется на вертикальном участке в районе кровли пласта. Отверстие 4 служит для соединения межтрубного пространства с пластом и контроля давления с помощью устьевого манометра 5. Обсадная колонна имеет увеличенную глубину выхода из-под продуктивного пласта с целью создания своеобразного нефтяного (жидкостного) затвора или ловушки для сбора нефти и последующей откачки насосом, спущенным на насосно-компрессорных трубах 6. Насосно-компрессорные трубы с насосом 6 спускаются до самого нижнего участка обсадной колонны 2. Нагнетательные горизонтальные скважины 7 (рис. 2) расположены в кровельной части пласта параллельно добывающим. Такое пространственное размещение также способствует более полному вытеснению вязкой и битумной нефти. Глубина жидкостного затвора зависит от свойств нефти (плотности, вязкости и т.д.), ожидаемого дебита скважины, пластового давления. Если, например, по условиям эксплуатации нефтяного месторождения минимальный перепад давления, при котором происходит прорыв вытесняющего агента, составляет между зоной отбора и насыщения 0,5 кг/см², то увеличение глубины до 10 м и более устраняет прорыв газа (при тех же условиях отбора нефти). Способствует стабильной работе насосного оборудования и более полное извлечение нефти из пласта. В случае вязких нефтей при применении тепловых методов воздействия на пласт (закачка горячего газа, пара, растворителя) нефть приобретает текучесть и стекает в наиболее пониженные участки пласта. Как известно, при нагреве вязких нефтей выше 80^oC релаксационные свойства нефтей ослабляются и перестают оказывать влияние на фильтрацию. В качестве растворителей для вязких и битумных нефтей могут служить дистиллат, получаемый на объектах добычи нефти, реагенты, для предотвращения парафинотложений и т.д.

Температура нагрева в пласте должна быть не менее 80^oС. Пониженным участком пласта в предложенном способе является искусственно созданный профиль проводки горизонтальной скважины.

Добыча вязкой и битумной нефти данным способом в тонких пластах с газовой шапкой и с закачкой пара или газа для поддержания пластового давления позволит более полно использовать энергию вытесняющего агента и газа, предотвратить попадание пара и газа в добывающую скважину, повысить нефтеотдачу пласта всех типов нефтей (легких, средних, тяжелых, вязких, битумных и т.д. ).