СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ
DEVELOPMENT METHOD OF DEPOSITS OF HIGH-VISCOSITY OILS AND BITUMENS

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов.
Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2199656, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №6, 02.27.2003), 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 межскважном пространстве остаются невыработанные зоны.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2334098, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Далее горизонтальные стволы двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением забоев вблизи один от другого, горизонтальные стволы проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют выше забоев горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 м и размещают забой вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, параллельно линии горизонтальных стволов добывающих скважин, в залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины, формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.
Недостатками способа являются неравномерный разогрев пласта, а также неполная выработка пластовой продукции.
Техническими задачами являются равномерный прогрев пласта, увеличение его охвата за счет строительства наклонно-вертикальных нагнетательных скважин с забоями, приближенными к стволу добывающей горизонтальной скважины, с различным расстоянием в зависимости от проницаемости неоднородных зон.
Техническая задача решается способом, включающим строительство горизонтальной добывающей скважины и нагнетательных скважин, забои которых расположены над горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающей скважины.
Новым является то, что при строительстве горизонтальной скважины определяют зоны с различающейся друг от друга проницаемостью на 200÷1000 мД, выбирают зону с минимальной проницаемостью, в которой строят нагнетательные скважины с забоем, располагающимся выше добывающей на минимально допустимое расстояние, исключающее прорыв теплоносителя, а в других зонах строят нагнетательные скважины с забоем, располагающимся выше добывающей на расстоянии, определяемом по формуле:
х
х
min
min
h=(K·h)/K,
x
х
где h - расстояние от забоя нагнетательной скважины до добывающей скважины в зоне с проницаемостью К, м;
min
h - минимальное расстояние от забоя нагнетательной скважины до добывающей скважины в зоне с минимальной проницаемостью, м;
х
К - проницаемость в зоне, где производят строительство нагнетательных скважин, мД;
min
min
K - минимальная проницаемость в зоне с h, мД.
Также новым является то, что нагнетательные скважины строят в виде наклонно-направленных.
На чертеже представлена схема размещения горизонтальной добывающей и наклонно-вертикальных нагнетательных скважин.
Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов осуществляется следующим способом.
В подошве продуктивного пласта 1 (чертеж) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор продукции. Далее проводятся геофизические исследования по скважине 2, определяется пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. По параметру проницаемость учитываем зональные неоднородности, по которым будет определяться расстояние h (чертеж) между забоем нагнетательных скважин 3 и стволом горизонтальной добывающей скважины 2. В зоне с наинаименьшей проницаемостью над добывающей скважиной 2 строим наклонно-вертикальную нагнетательную скважину 3 с наименьшим расстоянием h, но не менее 5 м во избежание прорыва пара.
Далее из полученных данных можно вывести формулу, определяющую расстояние от забоев наклонно-вертикальных нагнетательных скважин 3 до ствола добывающей скважины 2:
x
х
min
min
h=(К·h)/K,
x
где h - расстояние от забоя нагнетательной скважины до добывающей скважины в зоне с проницаемостью Кх, м;
min
h - минимальное расстояние от забоя нагнетательной скважины до добывающей скважины в зоне с минимальной проницаемостью, м;
х
К - проницаемость в зоне, где производят строительство нагнетательных скважин, мД;
min
min
К - минимальная проницаемость в зоне с h, мД.
При помощи данной формулы находим для остальных нагнетательных скважин 3 расстояние от забоя до ствола добывающей скважины 2.
1
2
3
2
1
3
1
Осуществление данного способа рассмотрим на конкретном примере. Пробурили горизонтальную добывающую скважину 2 от кровли пласта 1 на всю глубину, вывели зоны с различной проницаемостью. Исследования показали, что участок состоит из трех зон со средней проницаемостью для каждой зоны K=500 мД, К=750 мД и К=1000 мД (чертеж). Проницаемость К второй зоны и K первой зоны отличается в 1,5 раза, проницаемость К третьей зоны от K первой зоны отличается в 2 раза, следовательно, расстояние от забоя нагнетательных скважин для равномерного прогрева пласта должно быть разным.
1
В зоне с наименьшей проницаемостью, равной 500 мД, возьмем расстояние от забоя нагнетательной скважины 3 до ствола добывающей горизонтальной скважины 2 равным h=5 м для уменьшения времени разогрева пласта в зоне ствола добывающей скважины 2.
2
3
Для двух остальных наклонно-вертикальных нагнетательных скважин 3, используя формулу (см. выше), найдем h и h.
2
2
min
1
h=(К·h)/K=(750 мД·5 м)/500 мД=7,5 м.
Для нагнетательной скважины 3, работа которой будет осуществляться в зоне с проницаемостью 750 мД, расстояние от забоя будет равным 7,5 м.
3
3
min
1
h=(К·h)/K=(1000 мД·5 м)/500 мД=10 м.
Для нагнетательной скважины 3, работа которой будет осуществляться в зоне с проницаемостью 1000 мД, расстояние от забоя будет равным 10 м.
Таким образом, с помощью данного метода определили расстояния от всех забоев наклонно-вертикальных скважин до ствола добывающей горизонтальный скважины, чем обеспечили равномерный прогрев пласта в каждой неоднородной зоне участка по проницаемости, увеличили охват воздействия нагнетательных скважин.
Применение данного метода позволяет равномерно прогревать пласт, увеличить его охват за счет строительства наклонно-вертикальных нагнетательных скважин с забоями, приближенными к стволу добывающей горизонтальной скважины, с различным расстоянием в зависимости от проницаемости неоднородных зон.