способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе

Формула изобретения

Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе, включающий проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент, траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев, при этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев, причем дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

Известен способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти подземно-поверностным способом (см. патент РФ № 2114289, 1997; МПК: Е21В 43/24). Способ предусматривает проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из галереи пологонаклонных добывающих скважин, расположенных рядами, бурение с поверхности нагнетательных скважин вблизи границы участка разрабатываемого месторождения между рядами добывающих скважин, в промежутке между которыми и параллельно им бурят пологовосстающие скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта, пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния и образуют единую нагнетательную систему для закачки теплоносителя в нефтяной пласт. Согласно способу осуществляют закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины и отбор нефти через подземные добывающие скважины с последующим переносом фронта нагнетания пара через подземные пологовосстающие скважины, пересекающие нагнетательные скважины или проходящие в зоне их влияния.

Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного парового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между добывающими и нагнетательными скважинами, при этом возможность увеличения давления закачки теплоносителя, в качестве которого применяется в основном насыщенный водяной пар, для вытеснения нефти ограничена свойствами нефти и условиями шахтной разработки (опасность возгонки нефти и поступления нефтяных газов в горные выработки).

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе, включающий проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. (См. книгу «Опыт подземной разработки нефтяных месторождении и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти», авторы: Тюнькин Б.А., Коноплев Ю.П., г.Ухта, 1996, стр.34).

Однако данный способ предусматривает равномерное распределение добывающих скважин по объему пласта и равномерное распределение нагнетательных скважин вблизи границы участка параллельными рядами, что предопределяет возможность взаимодействия, то есть возникновения гидродинамической связи (ГДС) одной нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами, или одной добывающей скважины с более чем двумя нагнетательными скважинами, то есть хаотическое распределение гидротермодинамических связей в пласте. Недостатком такого взаимодействия является невозможность регулирования процесса теплового воздействия, так как при наличии нескольких ГДС нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами наиболее интенсивный фильтрационный поток осуществляется в направлении той скважины, с которой существуют наименьшие гидравлические сопротивления. Результатом является быстрый прогрев этой зоны и прорыв пара. Снижение темпа нагнетания пара для прекращения прорыва приводит к снижению фильтрации теплоносителя в другие скважины, что отрицательно влияет на темп отбора нефти.

Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата пласта тепловым прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной скважины.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе осуществляют проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент;

- траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев;

- траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают в плане между добывающими скважинами;

- устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев;

- дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает создание благоприятных условий для наиболее быстрого установления гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами каждого дренажно-нагнетательного элемента, так как забои скважин на контуре участка расположены в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. Способ позволяет осуществлять контролируемое нагнетание пара и отбор нефти из каждой конкретной скважины, то есть управлять работой каждого дренажно-нагнетательного элемента и осуществлять разогрев пласта и отбор нефти именно с удаленных от горной выработки границ разрабатываемого участка с последующим охватом тепловым воздействием нефтяного пласта по длине добывающих скважин к горной выработке. Расположение нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане сопредельно между добывающими скважинами обеспечивает создание условий для предотвращения возникновения гидродинамической связи одной нагнетательной скважины с несколькими добывающими скважинами. Одновременное вовлечение в работу всех дренажно-нагнетательных элементов по всей площади разрабатываемого участка за счет увеличения охвата пласта тепловым прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной скважины обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане. На фиг.2 схема того же участка с горной выработкой и скважинами, разрез 1-1 фиг.1. На фиг.3 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане при проходке по пласту двух галерей; на фиг.4 - схема того же участка с двумя галереями и скважинами, разрез 1-1 фиг.3.

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу производят в следующей последовательности. Проходку шахтных стволов и подготовительных выработок осуществляют традиционным образом. На выбранном участке шахтного поля в нижней части нефтяного пласта 1 (Фиг.1, 2) проходят буровую галерею 2 в виде панели. Из буровой галереи 2 в нефтяной пласт бурят добывающие 3 и нагнетательные скважины 4. Одну добывающую и одну нагнетательную скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент (ДНЭ), через который осуществляют прогрев и дренирование зоны пласта, прилегающей к этой паре скважин. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом ДНЭ прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев 5 скважин. Траектории нагнетательных скважин двух соседних ДНЭ в плане располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев, то есть устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают в непосредственной близости друг от друга, например в горизонтальной плоскости рядом или в вертикальной плоскости друг над другом. ДНЭ распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов зависимости от толщины пласта.

При наличии в нефтяном пласте непроницаемых пропластков забои добывающих и нагнетательных скважин обязательно располагают в нефтенасыщенных интервалах пласта. Исходя из принятой сетки скважин на разрабатываемом участке, определяют количество скважин в зависимости от длины контура разрабатываемого участка. Исходя от длины буровой галереи и необходимого количества скважин, расчитывают расстояние между устьями добывающих и нагнетательных скважин. В случае, если длина буровой галереи примерно равна длине контура разрабатываемого участка, то расстояния между устьями добывающих и нагнетательных скважин примерно соответствуют расстоянию между забоями скважин соседних ДНЭ. В случае, если длина буровой галереи отличается от длины контура разрабатываемого участка, то для определения расстояния между устьями добывающих и нагнетательных скважин длину буровой галереи делят на расчетное количество скважин.

По буровой галерее прокладывают паропровод и осуществляют подключение пара к каждой скважине. В нижней точке галереи 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).

Возможен вариант, когда на выбранном участке шахтного поля в нижней части пласта 1 (Фиг.3, 4) проходят две буровые галереи 2 в виде панели с расстоянием между ними, равным двум длинам скважин. В этом случае из каждой буровой галереи 2 в нефтяной пласт также бурят добывающие 3 и нагнетательные скважины 4, объединяя одну добывающую и одну нагнетательную скважину в пару, представляющую отдельный ДНЭ, через который осуществляют прогрев и дренирование зоны пласта, прилегающей к этой паре скважин. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом ДНЭ также прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев 5 скважин, при этом целесообразно зону схождения забоев 5 каждого ДНЭ одной галереи смещать относительно зоны схождения забоев 5 ДНЭ другой галереи на расстояние, ориентировочно равное половине расстояния между забоями скважин в ДНЭ. Траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане также располагают сопредельно между добывающими скважинами, а ДНЭ распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. В этом случае также осуществляют контролируемое нагнетание пара и отбор нефти из каждой конкретной скважины, то есть управляют работой каждого ДНЭ. Возможен вариант, когда зоны схождения забоев ДНЭ из разных галерей расположены рядом в одном месте. В данном случае может возникнуть гидродинамическая связь нагнетательной скважины одного из ДНЭ только с двумя добывающими скважинами соседних ДНЭ. Установить гидродинамическую связь между скважинами легко путем последовательного отключения скважин соседнего ДНЭ.

Способ осуществляют следующим образом. При бурении скважин из одной галереи на первом этапе осуществляют закачку пара в нагнетательные скважины каждого ДНЭ. В тех ДНЭ, где добывающие скважины прореагировали на нагнетание пара, а именно произошло повышение температуры в добывающих скважинах примерно на 20°С, продолжают закачку пара в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. При отсутствии прямой гидравлической связи в каком-либо ДНЭ осуществляют циклическую закачку пара в добывающие скважины таких ДНЭ и их периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 14 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий, при этом в нагнетательные скважины продолжают постоянную закачку пара до образования прямой гидравлической связи между скважинами, о которой судят также по повышению температуры в добывающих скважинах. После образования прямой гидравлической связи осуществляют отбор нефти из добывающих скважин и закачку пара в нагнетательные скважины. В процессе эксплуатации при необходимости, например при снижении дебита добывающей скважины по сравнению с другими добывающими скважинами, вновь осуществляют циклическую закачку пара в добывающие скважины таких ДНЭ и их периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла с последующим переводом этих скважин на постоянную добычу нефти. Учитывая, что забои скважин расположены на границе разрабатываемого участка, в первую очередь будет разогреваться именно пограничная область участка и также происходить отбор нефти из наиболее удаленных от горной выработки участков с последующим разогревом и отбором нефти из участков пласта вдоль добывающей скважины. Расположение нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане сопредельно между добывающими скважинами предотвращает возникновение гидродинамической связи одной нагнетательной скважины с несколькими добывающими скважинами. Одновременное вовлечение в работу всех контролируемых дренажно-нагнетательных элементов по всей площади разрабатываемого участка обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта. В варианте бурения скважин из двух галерей при смещении зоны схождения забоев 5 каждого ДНЭ одной галереи относительно зоны схождения забоев 5 ДНЭ другой галереи на расстояние, ориентировочно равное половине расстояния между забоями скважин в ДНЭ, способ осуществляют аналогично способу при бурении скважин из одной галереи. В варианте бурения скважин из двух галерей, когда зоны схождения забоев ДНЭ из разных галерей расположены рядом в одном месте, может возникнуть гидродинамическая связь нагнетательной скважины одного из ДНЭ только с двумя добывающими скважинами соседних ДНЭ. Установить гидродинамическую связь между скважинами легко путем последовательного отключения скважин соседнего ДНЭ. Если будет установлена гидродинамическая связь нагнетательной скважины ДНЭ одной галереи с добывающей скважинами этого же ДНЭ и добывающей скважиной соседнего ДНЭ, осуществляют снижение темпа закачки пара в эту нагнетательную скважину, а в добывающую скважину соседнего ДНЭ осуществляют циклическую закачку пара ее периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 14 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающей скважины могут изменяться в зависимости от промысловых условий, при этом в нагнетательную скважину данного ДНЭ продолжают постоянную закачку пара до образования прямой гидравлической связи между скважинами, о которой судят также, по повышению температуры в добывающих скважинах. После образования прямой гидравлической связи осуществляют отбор нефти из добывающей скважины и закачку пара в нагнетательную скважину данного ДНЭ и увеличивают темп закачки пара в нагнетательную скважину соседнего ДНЭ. Дальнейшую разработку участков осуществляют по аналогии с разработкой участка при бурении скважин из одной галереи.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа при бурении скважин из одной галереи.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Залежь представлена терригенными неоднородными трещиновато-пористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 26 м, с температурой 6-8°С, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм², вязкостью нефти 12 Па*с. Рассматриваемый участок залежи длиной 400 м и шириной 300 м расположен на границе шахтного поля. Обустройство участка залежи осуществляют в последовательности, описанной ранее. В подошве пласта проходят галерею 2 в виде панели длиной до 400 метров (на фиг.1 показана часть участка, соответствующая примерно половине длины разрабатываемого участка). Галерею 2 располагают в 300 метрах параллельно границе шахтного поля. Согласно принятой сетке размещения скважин расстояние между скважинами равно 25 м, то есть расстояние между зонами схождения забоев добывающих скважин 3 и нагнетательных скважин 4 ДНЭ равно 25 м. Принимаем длину зоны схождения забоев скважин, равной нулю, и условно разделяем длину контура разрабатываемого участка на отрезки длиной, равной 25 метрам, и определяем количество добывающих и нагнетательных скважин, которое необходимо пробурить на рассматриваемом участке. Исходя из этого условия в данном примере из галереи 2 должно быть пробурено всего 16 скважин: восемь добывающих и восемь нагнетательных скважин в одном ярусе длиной 300 м. В рассматриваемом случае длина буровой галереи примерно равна длине контура разрабатываемого участка. Принимаем длину зоны схождения устьев равной нулю (при расположении устьев скважин в вертикальной плоскости друг над другом), тогда расстояние между зонами схождения устьев добывающих и нагнетательных скважин в галерее также равно 25 метрам. При толщине нефтяного пласта 1, равной 26 метрам, добывающие 3 и нагнетательные 4 скважины бурят в 2 яруса. При этом забои верхнего яруса располагают в кровле пласта 1, а забои нижнего яруса - в средней части по толщине пласта 1. При наличии в нефтяном пласте непроницаемых пропластков забои добывающих и нагнетательных скважин обязательно располагают в нефтенасыщенных интервалах пласта. Все добывающие и нагнетательные скважины обсаживают на глубину 50 метров от устья и оснащают фильтровыми колоннами для предотвращения выноса песка. По галерее 2 прокладывают паропровод с возможностью подключения подачи пара в каждую скважину. В нижней точке галереи 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу. Способ осуществляют по описанной ранее технологии.

Таким образом, заявляемый способ обеспечивает условия для активного целенаправленного теплового воздействия на каждый дренажно-нагнетательный элемент разрабатываемого участка, то есть обеспечивается возможность контроля нагнетания пара в каждую конкретную скважину и отбора нефти из конкретной скважины и охват всего нефтяного пласта тепловым воздействием, что обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.