Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет снижения контролируемого уровня водонефтяного контакта ВНК в продуктивном пласте. В способе разработки залежи высоковязкой нефти перед бурением скважин производят исследование продуктивного пласта для определения уровня ВНК и поднятий кровли пласта в виде купола, в котором производят строительство многозабойной нагнетательной скважины с направленными в разные стороны горизонтальными участками. Перпендикулярно и ниже указанных горизонтальных участков ближе к периферии купола выше уровня ВНК располагают горизонтальные добывающие скважины, между которыми в том же интервале строят горизонтальные нагнетательные скважины с шагом между горизонтальными скважинами 50-400 м. В нагнетательные скважины осуществляют закачку теплоносителя, из добывающих скважин - добычу пластовых флюидов. Во время разработки пласта в многозабойной скважине поддерживают такой температурный режим и давление закачиваемого теплоносителя, чтобы уровень ВНК максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин. 2 ил.

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №27 от 27.09.2009), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти;

- во-вторых, обводнение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти, при этом не предусмотрена изоляция обводняющихся участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти;

- в-третьих, дороговизна осуществления способа, связанная со строительством большого количества как вертикальных, так и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.

Также известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент RU №2199656, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №6 от 27.02.2003), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих 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 отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а в период прекращения закачки пара ведут отбор из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти, быстрое обводнение залежи вследствие остывания теплоносителя и кольматации пласта;

- во-вторых, обводнение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2062865, МПК 8 Е21В 43/00, Е21В 43/24, опубл. в бюл. № от 27.06.1996), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев, одновременно с закачкой теплоносителя через нагнетательные вертикальные скважины осуществляют периодическую закачку теплоносителя через горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем подают вытекающий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.

Недостатком данного способа является то, что за счет ускорения процесса удаления песчаных пробок, что достигается тем, что вытесняющий агент подают в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса, а из горизонтальных скважин осуществляют отбор песка и пластового флюида, происходят быстрый рост уровня водонефтяного контакта (ВНК) и быстрое обводнение залежи высоковязкой нефти. В результате добываемая продукция быстро обводняется и резко увеличивается процент ее обводненности, и разработка залежи высоковязкой нефти становится нерентабельной.

Задачей изобретения является снижение обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет снижения контролируемого уровня ВНК в продуктивном пласте в процессе разработки залежи высоковязкой нефти, чтобы не произошло быстрое обводнение скважин, горизонтальные участки которых выполнены над уровнем ВНК.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим построение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов из добывающих скважин.

Новым является то, что перед бурением скважин производят исследование продуктивного пласта для определения уровня водонефтяного контакта (ВНК) и поднятий кровли пласта в виде купола, в котором производят строительство многозабойной нагнетательной скважины с направленными в разные стороны горизонтальными участками, перпендикулярно и ниже которых ближе к периферии купола выше уровня ВНК располагают горизонтальные добывающие скважины, между которыми в том же интервале строят горизонтальные нагнетательные скважины с шагом между горизонтальными скважинами 50-400 м, причем во время разработки пласта в многозабойной скважине поддерживают такой температурный режим и давление закачиваемого теплоносителя, чтобы уровень ВНК максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин.

На фиг.1 и 2 изображены схемы разработки залежи высоковязкой нефти.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Производят исследование продуктивного пласта 1 (см. фиг.1 и 2) с целью определения уровня водонефтяного контакта (ВНК) 2 и поднятий кровли пласта 1 в виде купола 3. После чего в куполе 3 продуктивного пласта 1 производят строительство многозабойной нагнетательной скважины 4 с направленными в разные стороны горизонтальными участками 5; 5′; 5″…5ⁿ, перпендикулярно и ниже которых ближе к периферии купола 3 выше уровня ВНК 2 располагают горизонтальные добывающие скважины 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′.

Между горизонтальными добывающими скважинами 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′ в том же интервале продуктивного пласта 1 строят соответствующие горизонтальные нагнетательные скважины 6″; 7″; 8″; 9″ с шагом -S между горизонтальными скважинами 6, 6′ и 6″; 7, 7′ и 7″; 8, 8′ и 8″; 9, 9′ и 9″ от 50 до 400 м.

По окончании бурения и строительства производят обустройство всех горизонтальных добывающих скважин 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′ насосным оборудованием (на фиг.1, 2 не показано) и начинают закачку теплоносителя (пара, горячей воды, газа) в многозабойную нагнетательную скважину 4, а также горизонтальные нагнетательные скважины 6″; 7″; 8″; 9″. Теплоноситель по многозабойной скважине 4 через ее направленные в разные стороны горизонтальные участки 5′; 5″…5ⁿ попадает в продуктивный пласт 1 и начинает прогревать высоковязкую нефть (нефтебитум), при этом в зоне купола 3 продуктивного пласта 1 образуется паровая камера. Одновременно теплоноситель подают в горизонтальные нагнетательные скважины 6″; 7″; 8″; 9″. По мере закачки теплоносителя происходит прогревание нефтебитума, который разжижается, то есть снижается его вязкость и в прогретом состоянии нефтебитум поступает в горизонтальные добывающие скважины 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′. С помощью насосного оборудования (на фиг.1 и 2 не показано), спущенного в горизонтальные добывающие скважины 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′, производят отбор прогретого нефтебитума.

Во время разработки продуктивного пласта 1 в многозабойной скважине 4 с направленными в разные стороны горизонтальными участками 5; 5′; 5″…5ⁿ поддерживают температурный режим закачки теплоносителя (например, 220°С и давление закачиваемого теплоносителя Р=10 МПа), таким образом, чтобы пар, образующий паровую камеру и находящийся в зоне купола 3 продуктивного пласта 1, не конденсировался в воду, поднимая уровень ВНК 2, а давление пара в паровой камере, создаваемое закачиваемым теплоносителем, оказывало воздействие вниз на уровень ВНК 2, снижая его до уровня ВНК 2′ (см. фиг.2) так, чтобы уровень ВНК 2′ при постоянном отборе нефтебитума максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′. Снижение уровня ВНК с 2 до 2′ происходит за счет парогравитационного разделения, из-за этого обводнение горизонтальных добывающих скважин 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′ переносится на более поздний срок разработки залежи высоковязкой нефти, при этом повышается нефтеизвлечение за счет контроля за температурой в интервале отбора и увеличения охвата вытеснения путем теплового воздействия через горизонтальные нагнетательные скважины 6″; 7″; 8″; 9″; построенные с шагом -S между горизонтальными скважинами 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′ от 50 до 400 м.

Предложенный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции (разогретого нефтебитума) в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет снижения уровня ВНК в продуктивном пласте путем поддержки такого температурного режима и давления закачиваемого теплоносителя в многозабойную нагнетательную скважину, чтобы с достаточной степенью рентабельности произвести разработку залежи высоковязкой нефти, не допустив преждевременного обводнения горизонтальных добывающих скважин.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий построение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов из добывающих скважин, отличающийся тем, что перед бурением скважин производят исследование продуктивного пласта для определения уровня водонефтяного контакта (ВНК) и поднятий кровли пласта в виде купола, в котором производят строительство многозабойной нагнетательной скважины с направленными в разные стороны горизонтальными участками, перпендикулярно и ниже которых ближе к периферии купола выше уровня ВНК располагают горизонтальные добывающие скважины, между которыми в том же интервале строят горизонтальные нагнетательные скважины с шагом между горизонтальными скважинами 50-400 м, причем во время разработки пласта в многозабойной скважине поддерживают такой температурный режим и давление закачиваемого теплоносителя, чтобы уровень ВНК максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин.