Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно, отложений высоковязких нефтей и битумов с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами. Способ позволяет повысить продуктивность пласта обработкой теплоносителем, снизить площади отвода земель под бурение скважин и их последующую эксплуатацию с более высокой экологичностью технологического процесса. Сущность изобретения: способ включает бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. Бурение скважин проводят по радиальной сетке. Нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам. Добывающие скважины располагают ближе к нижней границе пласта. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно, отложений высоковязких нефтей и битумов с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами.

Известен способ добычи углеводородов из подземного пласта с помощью сети горизонтальных параллельных скважин (см. патент США №5273111, Е 21 В 43/24, 43/30, 1995 г.), из которых часть скважин бурят с расположением стволов ближе к кровле, а часть — к подошве продуктивного пласта. Причем верхних скважин должно быть не менее двух при одной нижней скважине, расположенной между двумя верхними. По верхним (нагнетательным) скважинам осуществляют нагнетание в пласт флюида, обеспечивающего вытеснение углеводородов в нижнюю добывающую скважину. Извлечение углеводородов из одной или нескольких горизонтальных скважин производят с суммарной скоростью, превышающей суммарную скорость нагнетания флюида в верхние горизонтальные скважины.

Применение указанного способа добычи углеводородов обеспечивает сравнительно равномерную по толщине выработку продуктивного пласта.

Недостатком способа является необходимость большого количества скважин для осуществления и отвода значительных земельных территорий для строительства скважин по такой сетке и их последующей эксплуатации, приводя к их экологическому загрязнению.

Известен так же способ использования горизонтальных скважин (ГС), расположенных в радиальных направлениях, для интенсификации притока флюида из пласта (см. патент России №2130541, МКП6 Е 21 В 43/25, Е 21 С 41/24, 1999 г.). Для осуществления способа производят бурение основного ствола скважины с увеличением его диаметра в нижней части и разбуривание дополнительных горизонтальных стволов малого диаметра от 0,036 до 0,059 м в радиальных направлениях. Повышение нефтеотдачи пласта обеспечивается за счет расширения радиуса действия на продуктивный пласт.

Способ обеспечивает сравнительно равномерную выработку пласта.

Однако он относится к шахтным методам, имеет значительные ограничения по литологическому составу продуктивного пласта, является дорогостоящим.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу разработки месторождений высоковязких нефтей (ВН) и битумов наклонно-горизонтальными скважинами является способ добычи углеводородов с размещением ГС по треугольной сетке (см. патент США №4850429, Е 21 В 43/24). Для осуществления способа бурят по меньшей мере пять горизонтальных скважин так, чтобы первая, вторая и третья скважины были расположены по треугольной сетке. Первую скважину бурят у верхней границы интервала, а вторую и третью - у нижней границы с противоположных сторон относительно первой скважины. Третья, четвертая и пятая скважины образуют второй треугольник, расположенный рядом с первым. Четвертую скважину располагают около верхней границы интервала, так чтобы третья скважина находилась между второй и четвертой, а четвертая - между третьей и пятой. Нагнетают в пласт вытесняющий флюид и добывают пластовый флюид через первую и четвертую скважины. Через определенный период времени закрывают первую и четвертую скважины и нагнетают вытесняющий флюид во вторую и пятую скважины, добывая пластовый флюид через третью скважину.

Способ обеспечивает равномерную выработку пласта в пределах охваченной скважинами зоны.

Однако при этом, охват зоны выработки по площади не велик, так как взаимное расположение устьев всех пяти скважин и их горизонтальных стволов связаны между собой на ограниченном пространстве треугольной сеткой, для которых сопрягаемым является ствол скважины 3. При этом бурение скважин ведется с трех кустов, в том числе с первого куста - скважины 2 и с третьего куста - скважин 3, 4.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов за счет обеспечения максимально возможной площади охвата выработки продуктивного пласта наименьшим количеством скважин с более экологически чистым способом ведения работ при строительстве и эксплуатации скважин.

Указанная цель достигается описываемым способом разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов наклонно-горизонтальными скважинами, включающим бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины.

Новым является то, что бурение скважин проводят по радиальной сетке, так что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцей с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам не известна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию “изобретательский уровень”.

На фиг.1 представлен вертикальный разрез месторождения и наклонно-горизонтальных скважин;

на фиг.2 - горизонтальный разрез месторождения и наклонно-горизонтальных скважин.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

На месторождении природных битумов, представленном неоднородными пластами толщиной 8-10 м с температурой 7,5-8,5°С, давлением 0,45-0,55 МПа, пористостью 27-35%, проницаемостью 0,5-0,7 мкм², вязкостью 3000 мПа·с, с одного куста бурят наклонно-горизонтальные скважины № 1-6 в радиальных направлениях, из которых условно горизонтальные стволы длиной порядка 100 м нагнетательных скважин 1, 3, 5 расположены ближе к верхней границе продуктивного пласта по наиболее проницаемым пропласткам (проницаемость 0,9-1,2 мкм²), а добывающих скважин 2, 4, 6 - ближе к нижней границе продуктивного пласта (см. прилагаемую фиг.). В скважины спускают обсадные колонны диаметром 168,3 мм и цементируют по всей длине, участки всех условно горизонтальных стволов скважин перфорируют в интервале продуктивного пласта. Внутри обсадных колонн установлены насосно-компрессорные трубы (НКТ), снабженные центраторами, по которым для обеспечения паровой стимуляции пласта во все скважины закачивают теплоноситель (перегретый пар) в количестве 150-200 т за один цикл под давлением до 2,5 МПа, что выше внутрипластового давления продуктивного пласта, но ниже давления его гидроразрыва, а по межтрубному пространству параллельно закачивают воздух в объеме 500-600 м³/т пара для предохранения перегрева крепи скважины и поддержания давления и температуры продуктивного пласта. После закачки пара в пласт осуществляют выдержку (остановку) в течение 2-3 суток для реализации температуры пара по прогреву пласта с последующим отбором разогретого объема нефти. Для обеспечения паровой стимуляции продуктивного пласта проводится не менее трех вышеописанных циклов.

После проведения паровой стимуляции продуктивного пласта в скважинах № 1-6 дальнейшую закачку теплоносителя продолжили только в нагнетательные скважины № 1, 3, 5, а из добывающих скважин 2, 4, 6 начали постоянный отбор битумной нефти.

Проведенные промысловые испытания показали, что за три цикла закачки пара обеспечивается предварительный прогрев пласта, что обеспечивает возможность последующей закачки пара в нагнетательные скважины (скважины 1, 3, 5) и отбор жидкости из добывающих скважин (скважины 2, 4, 6). Последующая закачка пара обеспечивает равномерный прогрев пласта по толщине в пределах определяемого радиально-расположенными горизонтальными участками всех наклонно-горизонтальных скважин.

Преимуществами предлагаемого способа по сравнению с прототипом являются:

- как минимум в три раза увеличение площади охвата продуктивного пласта обработкой теплоносителем за счет радиального расположения горизонтальных участков стволов скважин с расположением устьев всех скважин на одном кусте;

- в три раза уменьшение отвода земель для строительства скважин и последующей их эксплуатации, что обеспечивает более экологически чистый способ разработки месторождения.

Формула изобретения

Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами, включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что бурение скважин проводят по радиальной сетке, так что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

РИСУНКИРисунок 1, Рисунок 2