Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой. В способе разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из указанных горизонтальных скважин, по данным бурения указанных горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции. Соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины. После начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл. После прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования. 1 ил.

 

Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке битумных залежей с газовой шапкой и применением тепловых методов.

Известен способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти. В известном способе забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка (патент РФ № 2436943, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.12.2011).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины. Согласно изобретению, в качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ, а закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно, пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют (патент РФ №2550635, кл. Е21В 43/24, Е21В 43/22, опубл. 10.05.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является, во-первых, ограниченность применения закачки попутного газа ввиду низких значений газового фактора битумных залежей, во-вторых, отсутствие определенных оптимальных значений соотношения газа и пара. Все это приводит к невысокой нефтеотдаче известных способов.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.

Задача решается тем, что в способе разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из данных горизонтальных скважин, согласно изобретению по данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа, после прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции, причем соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар – из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины, после начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл, после прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.

Сущность изобретения

Под битумными в данном способе понимаются залежи с вязкостью нефти более 10000 мПа·с в первоначальных пластовых условиях.

На нефтеотдачу битумных залежей с газовой шапкой существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки, объединяющая как отбор нефти, так и отбор газа. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза битумной залежи с газовой шапкой и профилем скважин. Обозначения: 1 – залежь, 2 – нефтенасыщенная часть залежи, 3 – газонасыщенная часть залежи, 4 – горизонтальная скважина, 5 – вертикальная газодобывающая скважина, 6 – парогенератор, 7 – бустерная установка, 8 – емкость для сбора газа, ГНК – газонефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

На залежи 1 битумной нефти 2 с газовой шапкой 3 бурят горизонтальные скважины 4 с восходящим профилем горизонтальных стволов (фиг. 1). Восходящий профиль скважины обеспечивает наиболее эффективную пароциклическую разработку, которую ведут для случаев, когда применение парогравитационного режима дренирования с двумя параллельно расположенными в вертикальной плоскости скважинами невозможно, – залежей с небольшими толщинами. Согласно опытным данным, такие толщины не превышают 10-12 м. По данным бурения горизонтальных скважин 4 определяют наличие газовой шапки 3 и уточняют структуру залежи 1, определяют отметку газонефтяного контакта (ГНК). В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 5 и перфорируют ее у кровли залежи 1.

В нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 начинают закачивать пар для прогрева пласта. Для этого в парогенераторной установке 6 вырабатывают пар, который подают на бустерную установку (насос) 7, а затем закачивают в нагнетательные скважины 4. Осуществляют прогрев залежи 1 с созданием паровой камеры.

Ввиду наличия газовой шапки 3 имеется возможность использовать данный газ в качестве растворителя и закачивать в нефтенасыщенную часть 2 залежи 1. Газ позволяет несколько снизить вязкость нефти за счет его растворения в нефти, однако растворимость газов в нефти различна: наиболее растворим углекислый газ, далее следует метан, наименее растворим – азот. Поэтому чем выше содержание углекислого газа и/или метана, тем лучше. Также следует отметить, что до создания паровой камеры, т.е. повышения температуры в залежи, растворимость газа будет практически отсутствовать, поэтому закачку газа следует начинать только после прогрева пласта.

Таким образом, после прогрева пласта 1 горизонтальные скважины 4 эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и газа – отбор продукции.

Этап закачки смеси пара и газа заключается в следующем. Через вертикальную газодобывающую скважину 5 отбирают газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 8 для сбора газа. В горизонтальные нагнетательные скважины 4 закачивают добытый из газовой шапки 3 газ Г, смешивая его с паром П в соотношении П:Г=5-50:1. Длительность цикла закачки парогаза устанавливают не менее 10 сут. Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из емкости 8, а пар из парогенератора 6 подают на бустерную установку 7, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины 4. Согласно исследованиям, при соотношении более 50:1, для большинства битумных залежей эффективность газа как растворителя практически отсутствует, а при соотношении менее 5:1 возникает необходимость высоких темпов отбора газа, что приводит к прорыву в вертикальную скважину 5 закачиваемого через нагнетательные скважины 4 пара или парогаза, что снижает эффективность всей системы разработки. При длительности закачки парогаза менее 10 сут его эффективность практически отсутствует.

После начала циклического режима разработки залежи 1, т.е. после первоначального прогрева нефенасыщенного пласта 2, компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл. Согласно расчетам, превышение компенсации 100% приводит к быстрому прорыву парогаза, а при менее 40% - к снижению темпов отбора нефти.

После прорыва в газовую шапку 3 закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины 5 переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1.

Таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.

Пример конкретного выполнения способа

На одной из залежей 1 отложений уфимского яруса Ашальчинского месторождения битумной нефти вязкостью 20000 мПа·с, представленной нефтенасышенной частью 2 толщиной 9 м и газовой шапкой 3 толщиной 15 м, бурят горизонтальную скважину 4 (фиг. 1) с восходящим профилем горизонтального ствола длиной 300 м. Скважину 4 обсаживают, цементируют и перфорируют.

Наличие газовой шапки 3 определяют по данным бурения горизонтальной скважины 4, уточняют структуру залежи 1, определяют отметку ГНК. В купольной части залежи 1 бурят вертикальную добывающую скважину 5, обсаживают, цементируют и перфорируют длиной 2 м у кровли залежи 1.

Нефтенасыщенную 2 часть залежи 1 начинают прогревать закачкой пара. Для этого в парогенераторной установке 6 вырабатывают пар с температурой 190-220ºС, который подают на бустерную установку (насос) 7, а затем закачивают в скважину 4 с расходом 60 м3/сут. В это время через вертикальную газодобывающую скважину 5 отбирают с дебитом 10 м3/сут газ из газовой шапки 3, собирая его в емкость 8 для сбора газа. В течение первых двух месяцев осуществляют прогрев нефтенасыщенной 2 части залежи 1.

С третьего месяца добывающую скважину 4 переводят в циклический режим работы: закачка пара – закачка смеси пара и газа – отбор продукции. Оптимальные значения расходов, дебитов и длительности этапов определяют гидродинамическим моделированием. Этап закачки пара с расходом 30 м3/сут составляет 20 сут. Этап закачки парогаза с расходом 60 м3/сут – 10 сут, причем в качестве газа используют добытый из газовой шапки 3 газ Г и смешивают его с паром П в соотношении П:Г=5:1, т.е. при общем расходе смеси 60 м3/сут на долю газа приходится 10 м3/сут. Этап отбора продукции пласта 1 с дебитом жидкости 50 м3/сут составляет 15 сут. В результате, за 45 сут, составляющие один цикл, добывают 750 м3 жидкости из скважины 4 и 450 м3 газа из скважины 5, при этом закачивают 600 м3 пара и 600 м3 парогаза, при этом компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза составляет за один цикл 100%.

Для поддержания указанного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из емкости 8, а пар из парогенератора 6 подают на бустерную установку 7, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины 4.

Постепенно дебит газа скважины 5 снижается, и на 33-й месяц наступает момент, когда объем накопленного в емкости 8 и добываемого из скважины 5 газа снижается до уровня, при котором поддержание расхода газа в 10 м3/сут невозможно. С этого времени соотношение П:Г устанавливают как 50:1, т.е. при общем расходе смеси 51 м3/сут на долю газа приходится 1 м3/сут. Длительность этапа закачки парогаза не меняют – 10 сут, а пара – уменьшают до 10 сут. К этому времени дебит жидкости горизонтальной скважины 4 возрастает до 103 м3/сут, длительность этапа отбора жидкости снижают до 18 сут. С учетом дебита газа скважины 6, уменьшившегося до 4,5 м3/сут, компенсация отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза составляет за один цикл 40%.

На 48-й месяц разработки происходит прорыв в газовую шапку 3 закачиваемого парогаза. С этого времени отбор газа из вертикальной скважины 6 переводят на периодический режим. Гидродинамическим моделированием определяют, что оптимальный период эксплуатации скважины 5 равен 30 сут, а период простоя скважины 5 на перераспределение газа в газовой шапке 3 в купольную часть залежи 1 – также 30 сут. При этом в период эксплуатации скважины 5 оптимальный дебит газа – 2 м3/сут.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

В результате разработки, которую ограничили достижением постоянной обводненности скважины 4 на уровне 98%, было добыто 20,8 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,487 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 18,1 тыс. т нефти, КИН составил 0,424 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,063 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения битумных залежей с газовой шапкой за счет применения парогазоциклического режима дренирования – ПГЦД, а также использования добываемого из газовой шапки газа для повышения эффективности разработки всей залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.

 Способ разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающий бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из данных горизонтальных скважин, отличающийся тем, что по данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа, после прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции, причем соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины, после начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл, после прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования – ПГЦД.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта.

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Группа изобретений относится к области бурения. Система для контроля направления буровой компоновки в скважине содержит корпус, канал переменного потока флюида в корпусе, управляемый флюидом механизм привода в гидравлическом соединении с каналом переменного потока флюида, и отклоняющий сердечник, подсоединенный к выходу управляемого флюидом механизма привода.
Изобретение относится к бурению, а именно к способам контроля бурения скважин. Способ включает в себя бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор, включающий в себя трехосевой датчик ускорения, и телеметрической системы, передающей информацию от скважинного прибора по беспроводному каналу связи на поверхность, при этом датчиком ускорения измеряется ускорение прибора по трем взаимно ортогональным осям, определяется средний темп повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общее число превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения, полученные значения кодируются и передаются телеметрической системой на поверхность, на основании полученных данных принимается решение о необходимости изменения режимов процесса бурения.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Способ отклонения расширяемого узла с закругленной головкой содержит введение узла с закругленной головкой в основной ствол скважины, причем узел с закругленной головкой содержит корпус и наконечник с закругленной головкой, расположенный на дальнем конце корпуса и выполненный с возможностью перемещения между стандартной конфигурацией, в которой наконечник с закругленной головкой имеет первый диаметр, и приведенной в действие конфигурацией, в которой наконечник с закругленной головкой имеет второй диаметр, отличающийся от первого диаметра, продвижение узла с закругленной головкой к отклонителю, расположенному внутри основного ствола скважины и определяющему первый канал, имеющий заранее заданный диаметр и сообщающийся с нижним участком основного ствола скважины, и второй канал, сообщающийся с боковым стволом, и направление узла с закругленной головкой в нижний участок основного ствола скважины или боковой ствол на основании диаметра наконечника с закругленной головкой по сравнению с заранее заданным диаметром.

Изобретение относится к средствам контроля процесса строительства скважин. В частности, предложена система оперативного контроля и анализа процесса строительства скважин, включающая блок сбора и передачи данных, блок ввода данных, базу данных, блок администрирования, блок визуализации, модуль загрузки, состоящий из блока загрузки данных инклинометрии, блока загрузки данных исследований скважины, блока загрузки топографической информации по скважине.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение добычи углеводородных энергоносителей, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород.

Изобретение относится к средствам для обеспечения бурения сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является обеспечение точного определения расстояния между параллельными скважинами за счет исключения или минимизации влияния различных факторов на электромагнитные сигналы в процессе измерения.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления до целевой скважины за счет усиления электромагнитного поля в целевой области исследования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Техническим результатом является повышение надежности работы отсекателя.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Технический результат - улучшение условий работы операторов в нефтяных шахтах при снижении затрат на вентиляцию уклонного блока.

Изобретение относится к механически несущему и электрически изолирующему механическому соединению (1) удлиненного полого тела (3), состоящего из электрически проводящего материала и проходящего вдоль оси (А), в частности полого цилиндра, с соединительным элементом (5), состоящим из электрически проводящего материала и проходящим вдоль оси.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения битуминозной нефти без больших затрат времени и средств на прогрев зон пласта, неохваченных прогревом и добычей.

Группа изобретений касается конденсаторного устройства для проводящего шлейфа устройства для добычи «на месте» тяжелой нефти и битумов из месторождений нефтеносного песка, проводящего шлейфа, включающего в себя множество проводящих элементов, и конденсаторного устройства и способа изготовления проводящего шлейфа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, а также при производстве электрической энергии.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону и нефтяной пласт для предупреждения образования парафиногидратных отложений в зоне перфорации и под насосным оборудованием.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти содержит бак горючего и систему подачи воздуха на поверхности, скважинный газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный колтюбингом горючего с баком горючего.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой. Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой включает бурение горизонтальных скважин с расположением горизонтальных стволов добывающих скважин под горизонтальными стволами нагнетательных скважин, закачку пара в продуктивный пласт залежи, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и газа в нагнетательные горизонтальные скважины и отбор продукции из добывающих горизонтальных скважин. По данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи. В купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта. Через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальные нагнетательные скважины помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1. Причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины. После прорыва в газовую шапку закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи. При снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины только пара. После повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза. Периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют. В целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой. В способе разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из указанных горизонтальных скважин, по данным бурения указанных горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции. Соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины. После начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100 за один цикл. После прорыва в газовую шапку закачиваемого пара иили парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования. 1 ил.

Наверх