способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии

Формула изобретения

Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающий бурение горизонтальных нагнетательных скважин и вертикальных добывающих скважин, расположенных между нагнетательными, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа близлежащей горизонтальной скважины в пласт, далее осуществляют бурение вертикальных скважин так, чтобы первая вертикальная скважина располагалась ближе к забою первой горизонтальной скважины, вторая вертикальная скважина - ближе к забою второй горизонтальной скважины, при этом соотношение расстояний от первой вертикальной скважины до второй горизонтальной скважины и от второй вертикальной скважины до второй горизонтальной скважины равно 2:1, в середине между двумя вертикальными скважинами размещают третью вертикальную скважину.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии.

Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов (патент RU № 2438012, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. № 36 от 27.12.2011 г.), включающий строительство горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважин, забой которых располагается над горизонтальной скважиной, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающей скважины. Нагнетательные скважины располагают выше горизонтальной добывающей скважины на 5-10 м с сеткой 50×250 м и вскрытием по всему интервалу продуктивного пласта, при этом горизонтальную скважину оснащают датчиками температуры по всей длине с анализом температуры по участкам, соответствующим нагнетательным скважинам, при достижении на участке температуры, близкой к температуре прорыва, соответствующую данной зоне нагнетательную скважину от забоя изолируют в интервале 5-15 м, в дальнейшем контроль температур в добывающей скважине и поинтервальное отсечение в нагнетательных скважинах производят аналогично до полного и равномерного прогрева пласта.

Недостатками способа являются недостаточный охват пласта тепловым воздействием, неполная выработка пластовой продукции.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ № 2199656, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. № 6 от 27.02.2003 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим.

Известный способ позволяет выполнить охват воздействием на большой площади залежи, однако при этом в межскважинном пространстве остаются невыработанные зоны.

Техническими задачами данного способа являются повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта воздействием за счет равномерного распространения зоны прогрева пласта теплоносителем.

Техническая задача решается способом разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающим бурение горизонтальных нагнетательных скважин и вертикальных добывающих скважин, расположенных между нагнетательными, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа близлежащей горизонтальной скважины в пласт, далее осуществляют бурение вертикальных скважин так, чтобы первая вертикальная скважина располагалась ближе к забою первой горизонтальной скважины, вторая вертикальная скважина - ближе к забою второй горизонтальной скважины, при этом соотношение расстояний от первой вертикальной скважины до второй горизонтальной скважины и от второй вертикальной скважины до второй горизонтальной скважины равно 2:1, в середине между двумя вертикальными скважинами размещают третью вертикальную скважину.

Сущность изобретения.

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения высоковязких нефтей или битумов, равномерного прогрева пласта, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора и прогрева пласта, увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади и вертикали.

На фиг.1 представлена модель продуктивного участка пласта залежи высоковязких нефтей или битумов, где:

1 - продуктивный пласт высоковязких нефтей или битумов; 2, 3 - горизонтальные нагнетательные скважины; 4, 5, 6 - вертикальные добывающие скважины.

На фиг.2 представлена схема размещения скважин при реализации данного способа, где:

1 - продуктивный пласт высоковязких нефтей или битумов; 2, 3 - горизонтальные нагнетательные скважины; 4, 5, 6 - вертикальные добывающие скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи высоковязких нефтей или битумов (фиг.1) в пласте 1 бурят две горизонтальные скважины параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа близлежащей горизонтальной скважины. Расстояние между горизонтальными нагнетательными скважинами 2 и 3 определяется коллекторскими свойствами пласта и равно 50-250 м.

Пространство между горизонтальными нагнетательными скважинами 2, 3 условно делят на два и/или более участка (фиг.2). Далее на каждом из таких участков размещают вертикальные добывающие скважины 4, 5, 6, причем вертикальную добывающую скважину 4 располагают на участке ближе к забою горизонтальной нагнетательной скважины 2 и на большем расстоянии от нагнетательной скважины 3, чем среднее расстояние между горизонтальными нагнетательными скважинами 2 и 3. Аналогично размещают вертикальную добывающую скважину 6 ближе к забою горизонтальной нагнетательной скважины 3, на большем расстоянии от горизонтальной нагнетательной скважины 2. На среднем участке размещают вертикальную скважину 5. То есть вертикальные скважины 4, 5, 6 размещают так, чтобы расстояние от скважины до горизонтальных скважин 2 и 3 было пропорционально расстоянию от забоя в горизонтальных скважинах 2 и 3.

Далее через горизонтальные нагнетательные скважины 2 и 3 производят закачку теплоносителя. В качестве теплоносителя используют пар температурой 180-250°C, сухостью 0,8 д. ед. Горизонтальные скважины 2 и 3 перфорируют по всей горизонтальной части ствола. Пласт 1 начинает прогреваться с зоны входа нагнетательных скважин 2 и 3, закачиваемый пар при этом начинает распространяться по пласту 1 через ближайшие перфорационные отверстия (фиг.2). В результате этого происходит постепенный прогрев по всей длине ствола нагнетательных скважин 2 и 3.

Данный объект разработки был смоделирован в программном комплексе CMG модуля STARS на базе полученной исходной геолого-промысловой информации и с учетом параметров месторождения.

Такое размещение нагнетательных скважин 2, 3 и вертикальных добывающих скважин 4, 5, 6 позволит равномерно прогреть пласт 1 и исключить прорыв теплоносителя в какую-либо одну из добывающих скважин.

Закачку пара ведут до достижения температуры добываемой продукции пласта 1, близкой к критической (100-110°C). После чего объем закачки пара из нагнетательных скважин 2 и 3 снижают во избежание прорыва пара и для поддержания паровой подушки.

Тепло от пара снижает вязкость тяжелых нефтей или битумов, способствует их продвижению к стволам вертикальных добывающих скважин 4, 5, 6. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательных скважин 2 и 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м с температурой 8°C, давлением - 0,5 МПа, нефтенасыщенностью - 0,70 д. ед., пористостью - 0,3 д. ед, проницаемостью - 0,4 мкм², плотностью нефти - 956 кг/м³ и вязкостью - 600 мПа·с.

На залежи высоковязкой нефти 1 (фиг.1) бурят параллельно друг другу две горизонтальные скважины 2, 3 в противоположных направлениях.

Пространство между горизонтальными нагнетательными скважинами 2, 3 условно делят на три участка (фиг.2). Далее на каждом из таких участков размещают вертикальные добывающие скважины 4, 5, 6. Вертикальную добывающую скважину 4 располагают на участке ближе к забою горизонтальной нагнетательной скважины 2 и на расстоянии 160 м от нагнетательной скважины 3. Аналогично размещают вертикальную добывающую скважину 6 ближе к забою горизонтальной нагнетательной скважины 3 на расстоянии 80 м, на большем расстоянии от горизонтальной нагнетательной скважины 2. В среднем участке между скважинами 4 и 6 размещают вертикальную скважину 5.

Далее через горизонтальные нагнетательные скважины 2 и 3 производят закачку пара температурой 180-250°C, сухостью 0,8 д. ед. Закачку теплоносителя производят по всему стволу горизонтальных скважин 2 и 3 до достижения температуры добываемой продукции пласта 1, близкой к критической (100-110°C). После чего объем закачки пара снижают во избежание прорыва пара и для поддержания паровой подушки.

Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти, способствует ее продвижению к стволам вертикальных добывающих скважин 4, 5, 6. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательных скважин 2 и 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин.

Благодаря расположению нагнетательных скважин 2, 3 и добывающих скважин 4, 5, 6 пласт 1 вырабатывается равномерно по площади и, как результат, повышается нефтеизвлечение, исключается прорыв теплоносителя в одну из добывающих скважин. Темп отбора высоковязкой нефти за счет равномерного прогрева пласта увеличивается с 2,5 до 8% от извлекаемых запасов, затраты теплоносителя уменьшились на 30% по сравнению с прототипом.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, а также равномерно вовлечь пласт в разработку без потерь теплоносителя, что приведет к получению дополнительной добычи нефти.