способ разработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

1. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение пересекающихся и сообщающихся вертикальной и основной горизонтальной скважин, отличающийся тем, что к вертикальной скважине напротив основной горизонтальной скважины подключают еще одну основную горизонтальную скважину, поперечно к вертикальной и основным горизонтальным скважинам подключают несколько дополнительных горизонтальных скважин, затем создают аналогичные элементы по месторождению, при этом дополнительные горизонтальные скважины одного элемента располагают между дополнительными горизонтальными скважинами соседнего элемента, вначале указанные элементы эксплуатируют как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой рабочего агента, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, затем чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих до выработки месторождения или без раздренирования сразу чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отключают дополнительные горизонтальные скважины, между которыми выработан продуктивный пласт.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после обводнения добывающего элемента меняют фильтрационные потоки между ним и соседними элементами.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для выработки застойных зон продуктивного пласта в них бурят вертикальные скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке месторождений преимущественно с низким пластовым давлением и высоковязкой нефтью.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент RU № 2114289, Е21В 43/24, опуб. 27.06.98), включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности, бурение из горной выработки в продуктивном пласте пологовосстающих скважин, расположенных рядами пересекающие вертикальные, отбор нефти через добывающие скважины, пробуренные из горных выработок в продуктивном пласте пологонаклонными, расположенными в промежутке между пологовосстающими скважинами и параллельно им.

Известный способ позволяет увеличить темпы отбора нефти и повысить нефтеотдачу разрабатываемого месторождения за счет увеличения параметров закачиваемого в пласт теплоносителя. Однако, наличие горных выработок ограничивает параметры закачиваемого в пласт теплоносителя и требует затрат на поддержание допустимых санитарно-гигиенических условий труда при осуществлении способа.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ добычи высоковязкой нефти (см. патент RU № 2307242, Е21В 43/24, опуб. 27.09.07), включающий бурение вертикальной скважины дополнительно к горизонтальной скважине, пересечение ею горизонтальной скважины в оконечной части и сообщение с ней, подачу теплоносителя в горизонтальную скважину, отбор продукции из вертикальной скважины с поддержанием динамического уровня ниже пересечения скважин, а затем перевод скважин в нагнетательные или добывающие.

Известный способ позволяет разрабатывать месторождение высоковязкой нефти и увеличить приток ее из пласта в скважину за счет снижения противодавления на пласт.

Недостатком способа являются низкие коэффициенты нефтеотдачи и малая эффективность разработки месторождения.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение нефтеотдачи и эффективности эксплуатации месторождения за счет увеличения охвата пласта воздействием и улучшения условий притока жидкости в скважину снижением противодавления на пласт.

Поставленный технический результат решается описываемым способом разработки месторождения высоковязкой нефти, включающим бурение пересекающихся и сообщающихся вертикальной и основной горизонтальной скважин.

Новым является то, что к вертикальной скважине напротив основной горизонтальной скважины подключают еще одну основную горизонтальную скважину, поперечно к вертикальной и основным горизонтальным скважинам подключают несколько дополнительных горизонтальных скважин, затем создают аналогичные элементы по месторождению, при этом дополнительные горизонтальные скважины одного элемента располагают между дополнительными горизонтальными скважинами соседнего элемента, вначале указанные элементы эксплуатируют как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой рабочего агента, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, затем чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих до выработки месторождения или без раздренирования сразу чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих.

Новым является также то, что отключают дополнительные горизонтальные скважины, между которыми выработан продуктивный пласт.

Новым является также то, что после обводнения добывающего элемента меняют фильтрационные потоки между ним и соседними элементами.

Новым является также то, что для выработки застойных зон продуктивного пласта в них бурят вертикальные скважины.

Проведенные исследования показали, что подключение к вертикальной скважине напротив основной горизонтальной скважины еще одной основной горизонтальной скважины, подключение поперечно к вертикальной и основным горизонтальным скважинам нескольких дополнительных горизонтальных скважин, затем создание аналогичных элементов по месторождению, при этом расположение дополнительных горизонтальных скважин одного элемента между дополнительными горизонтальными скважинами соседнего элемента, эксплуатация вначале указанных элементов как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой рабочего агента, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, затем чередование эксплуатации соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих до выработки месторождения или сразу чередование без раздренирования эксплуатации соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих позволяет:

во-первых, обработать призабойные зоны скважин за счет ввода в них рабочего агента, снизить там вязкость нефти и повысить ее подвижность;

во-вторых, раздренировать призабойные зоны скважин за счет отбора продукции из скважин после обработки рабочим агентом;

в-третьих, увеличить охват продуктивного пласта воздействием за счет создания в нем элементов, состоящих из связанных между собой вертикальной, основных и дополнительных горизонтальных скважин;

в-четвертых, увеличить нефтеотдачу разрабатываемого месторождения за счет создания рядно-площадной системы разработки;

в-пятых, увеличить при отборе приток нефти из пласта в скважины за счет создания максимальной депрессии на пласт;

в-шестых, разрабатывать месторождения обычной нефти без закачки рабочего агента за счет того, что не требуется снижение вязкости нефти в призабойной зоне и ее раздренирование.

Отключение дополнительных горизонтальных скважин, между которыми выработан продуктивный пласт, позволяет снизить затраты, связанные с закачкой рабочего агента в пласт и подъемом продукции на поверхность за счет вывода из эксплуатации выработанных участков месторождения.

Смена фильтрационных потоков между обводнившимся добывающим элементом и соседними элементами, позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи за счет подключения невыработанных зон продуктивного пласта в процесс вытеснения.

Бурение вертикальных скважин в застойных зонах продуктивного пласта позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи месторождения за счет закачки через вертикальные скважины в застойные зоны теплоносителя и отбора из них продукции.

Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа разработки месторождения высоковязкой нефти позволяет увеличить охват пласта воздействием, интенсифицировать при отборе поступление продукции в скважины, повысить нефтеотдачу месторождения и эффективность его разработки.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения «изобретательский уровень».

На фиг.1 показана схема расположения скважин при реализации способа; на фиг.2 - сечение А-А на фиг.1.

Система, реализующая способ, содержит вертикальные скважины 1, пересекающиеся в продуктивном пласте и сообщающиеся с основными горизонтальными скважинами 2, напротив которых к вертикальным скважинам 1, имеющим зумпф 3, подключены еще по одной основной горизонтальной скважине 4, поперечно которым к вертикальным 1 и основным горизонтальным скважинам 2 и 4 подключены дополнительные горизонтальные скважины 5, при этом дополнительные горизонтальные скважины 5 элемента II располагают между дополнительными горизонтальными скважинами 5 соседних элементов I и III.

Способ реализуется следующим образом (совмещен с примером конкретного выполнения).

К системе скважин, состоящей из основной горизонтальной скважины 2, которая пересекает в продуктивном пласте оконечной частью вертикальную скважину 1 с зумпфом 3 и сообщается с нею, напротив основной горизонтальной скважины 2 бурят еще одну основную горизонтальную скважину 4, оконечной частью которой пересекают вертикальную скважину 1 и сообщают с ней (см. фиг.2). Поперечно основным горизонтальным скважинам 2 и 4 бурят несколько дополнительных горизонтальных скважин 5, оконечной частью которых пересекают вертикальную 1 и основные горизонтальные скважины 2 и 4 и сообщают с ними и, таким образом, создают элемент I системы разработки месторождения (см. фиг 1). Аналогичные элементы системы разработки создают по месторождению. При этом дополнительные горизонтальные скважины 5 одного элемента (например, II) располагают между дополнительными горизонтальными скважинами соседнего элемента (например, I и III). Количество дополнительных горизонтальных скважин 5 в каждом элементе для конкретного месторождения определяются расчетным или опытным путем с учетом характеристик данного месторождения, свойств насыщающих его флюидов, планируемых методов воздействия на пласт и др.

Вначале элементы системы разработки месторождения (например, I, II, III) эксплуатируют как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой рабочего агента (например, пар, бинарные смеси, растворители и т.п.), выдержкой и отбором продукции из пласта. Для этого через вертикальные 1 или горизонтальные 2, 4 и 5 скважины в продуктивный пласт закачивают теплоноситель, в качестве которого используют, например, пар. При этом происходит прогрев призабойных зон основных 2 и 4 и дополнительных 5 горизонтальных скважин, снижается вязкость нефти в продуктивном пласте вокруг горизонтальных скважин 2, 4 и 5 и увеличивается ее подвижность. Темп подачи теплоносителя, давление нагнетания, а также количество закачанного в пласт теплоносителя определяется расчетным или опытным путем с учетом глубины залегания продуктивного пласта, его характеристик, свойств насыщающих флюидов, близости водоносных пластов и других факторов и задаются отдельно в каждом конкретном случае.

После закачки теплоносителя в пласт элементы I, II и III останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки, при которой происходит перераспределение температур и потоков флюидов в продуктивном пласте за счет градиентов температуры и давления, возникающих между пропластками с различной проницаемостью, что увеличивает охват продуктивного пласта воздействием. Так как зависимость вязкости нефти (соответственно ее подвижность) от температуры нелинейная и характеризуется незначительным изменением вязкости в интервале высоких температур и интенсивным ее изменением в интервале более низких температур, поэтому по мере снижения температуры в продуктивном пласте резко снижается подвижность насыщающего его флюида. Время термокапиллярной пропитки определяется для конкретного месторождения с учетом указанной зависимости, а также с учетом характеристик пласта и параметров закачиваемого в него теплоносителя.

После выдержки механизированным способом из зумпфа 3 вертикальных скважин 1 отбирают продукцию, которая поступает туда из горизонтальной части скважин 2, 4, 5 (см. фиг.2). При этом динамический уровень в скважинах 1 поддерживают максимально допустимый в пределе ниже пересечения ее с основными горизонтальными скважинами 2 и 4, что обеспечивает создание максимальной депрессии на пласт и увеличение притока жидкости из него в основные 2, 4 и дополнительные 5 горизонтальные скважины. Максимально допустимый динамический уровень в конкретной скважине определяется с учетом наличия растворенного газа в поднимаемой продукции и величины давления насыщения, состояния и прочности обсадной колонны и других факторов. По мере отбора продукции, поступающей из разогретых призабойных зон продуктивного пласта в горизонтальные скважины 2, 4, 5, температура ее снижается за счет поступления более холодной и, следовательно, менее подвижной нефти из отдаленных зон пласта, что приводит к снижению дебита. Отбор продукции из вертикальных скважин 1 осуществляют до расчетного снижения дебита, который определяется с учетом экономических и технологических соображений, при этом происходит дренирование призабойных зон продуктивного пласта.

Цикл закачки теплоносителя, выдержки, отбор продукции повторяют, что приводит к увеличению радиуса прогрева продуктивного пласта, увеличению вокруг основных 2, 4 и дополнительных 5 горизонтальных скважин зоны с пониженной вязкостью нефти в нем и зоны дренирования вязкой нефти. Циклы закачки теплоносителя, выдержки, отбора продукции повторяют до раздренирования призабойных зон основных 2, 4 и дополнительных 5 горизонтальных скважин.

После раздренирования призабойных зон основных 2, 4 и дополнительных 5 горизонтальных скважин эксплуатацию элементов системы разработки месторождения осуществляют следующим образом. Один элемент (например, II) эксплуатируют как нагнетательный, а соседние элементы I и III эксплуатируют как добывающие. Для этого через вертикальную 1 или основные 2, 4 или дополнительные 5 горизонтальные скважины элемента II закачивают в продуктивный пласт вытесняющий рабочий агент, в качестве которого используют, например, пар, горячую или холодную воду. Продукцию из пласта отбирают через вертикальные скважины 1 элементов I и III, куда продукция поступает из основных 2, 4 и дополнительных 5 горизонтальных скважин соответствующих элементов, поддерживая при этом динамические уровни в вертикальных скважинах 1 максимально допустимые в пределе ниже пересечения их с основными горизонтальными скважинами 2 и 4, что обеспечивает создание максимальной депрессии на пласт и увеличение притока жидкости из него в основные 2, 4 и дополнительные 5 горизонтальные скважины элементов I и III.

Эксплуатацию элементов I, II, III продолжают аналогичным образом до выработки продуктивного пласта между основными 2, 4 и дополнительными 5 горизонтальными скважинами элементов I, II, III.

Аналогичным образом осуществляют эксплуатацию остальных элементов до выработки месторождения.

При выработке продуктивного пласта между отдельными горизонтальными скважинами 5 соседних элементов системы разработки, которую определяют, например, с помощью спуска влагомера в дополнительную горизонтальную скважину добывающего элемента, эти скважины отключают, например, с помощью пакера, оставляя в работе остальные скважины этих элементов.

При разработке месторождения с достаточно подвижной нефтью, когда не требуется закачка теплоносителя в пласт для снижения вязкости нефти и раздренирование призабойной зоны скважин элементов системы разработки, эксплуатацию соседних элементов сразу чередуют в качестве нагнетательных и добывающих, например, II элемент нагнетательный, а соседние I и III элементы добывающие. При этом в качестве вытесняющего агента, закачиваемого в продуктивный пласт через скважины нагнетательного элемента II, используют, например, воду.

После обводнения добывающего элемента (например, I) между ним и соседним нагнетательным элементом II меняют направление фильтрационных потоков переводом добывающего элемента I в нагнетательный, а нагнетательного элемента II в добывающий. Смену фильтрационных потоков проводят с учетом степени обводненности продукции конкретного и близлежащих добывающих элементов, экономической целесообразности, степени выработанности продуктивного пласта и др.

В случае появления в процессе разработки месторождения застойных зон в продуктивном пласте, которые выявляют геофизическими, гидродинамическими и др. методами, в этих зонах бурят вертикальные скважины, которые эксплуатируют как нагнетательные или добывающие.

По предлагаемому способу подключение к вертикальной скважине напротив основной горизонтальной скважины еще одной основной горизонтальной скважины, подключение поперечно к вертикальной и основным горизонтальным скважинам нескольких дополнительных горизонтальных скважин, затем создание аналогичных элементов по месторождению, при этом расположение дополнительных горизонтальных скважин одного элемента между дополнительными горизонтальными скважинами соседнего элемента, эксплуатация вначале указанных элементов как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой рабочего агента, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, затем чередование эксплуатации соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих до выработки месторождения или сразу чередование без раздренирования эксплуатации соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих, отключение дополнительных горизонтальных скважин, между которыми выработан продуктивный пласт, смена фильтрационных потоков между обводнившимся добывающим элементом и соседними элементами, бурение вертикальных скважин в застойных зонах продуктивного пласта обеспечивают увеличение охвата пласта воздействия и притока из него в скважину, повышение нефтеотдачи месторождения и эффективности его эксплуатации.