СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL AND BITUMEN DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовых или послойно-неоднородных залежей высоковязкой нефти и битума.
Известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи (патент РФ №2287678, МПК. Е21В 43/24, опубл. БИ №32, 20.11.2006 г), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции. Согласно изобретению выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режим работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом.
Недостатком этого способа является низкий темп отбора нефти, т.к. режим работы пар двухустьевых горизонтальных скважин, расположенных на различных участках, взаимозависим и при остановке одной пары необходимо остановить и другую, при этом неэффективно используется выделившаяся из продукции вода и ее остаточное тепло.
Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов (патент РФ №2322576, МПК. Е21В 43/24, опубл. БИ №11, 20.04.2008 г), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте. Согласно изобретению дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивает отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах с обеих сторон поршня устанавливают глубинные приборы для контроля температуры и давления в процессе отбора из добывающей скважины продукции, которую отбирают в выкидную линию и на втором устье добывающей скважины, при этом закачку теплоносителя ведут одновременно по каналам двух, по крайней мере, концентрично размещенных насосно-компрессорных труб (НКТ), из которых меньшие по диаметру выполняют большей длины.
Основным недостатком этого способа является неравномерный охват воздействия на пласт теплоносителем, что в общем ведет к низкому коэффициенту извлечения нефти (КИП) и привлекает дополнительные затраты на организацию способа в целом.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение степени выработки запасов высоковязкой нефти, увеличение темпа отбора высоковязкой нефти за счет размещения горизонтальных скважин, равномерного прогрева пласта путем подачи теплоносителя в нагнетательные горизонтальные скважины одновременно с подачей теплоносителя и добывающие горизонтальные скважины.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.
Новым является то, что на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.
На чертеже показана схема реализации способа.
На чертеже показано: пара 1 горизонтальной нагнетательной 2 и добывающей скважины 3; пара 1' горизонтальной нагнетательной 2' и добывающей скважины 3': три горизонтальные добывающие скважины 4, 5, 6; 4, 5 размещены на равном расстоянии от добывающих скважин 3 и 3' соответственно, центральная горизонтальная скважина 6 расположена на уровне нагнетательных горизонтальных скважин 2 и 2' у пар скважин 1 и 1'; продуктивный пласт 7.
Способ показан на примере конкретного выполнения.
2
3
Рассматриваемая залежь представлена со следующими характеристиками: общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость - 0,133 д.ед, проницаемость - 0,205 мкм, вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа·с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 705,1 мПа·с, плотность нефти - 910 кг/м, пластовое давление - 8 МПа.
На расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте 7 бурят аналогичные и параллельные пары 1 и 1' горизонтальных нагнетательных 2 и 2' и добывающих скважин 3 и 3', соблюдая расстояние между нагнетательными горизонтальными 2 и 2' и добывающими горизонтальными скважинами 3 и 3' не менее 5 м в каждой паре 1 и 1', причем между добывающими скважинами равномерно располагают две нижние скважины 4 и 5 с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин 3 и 3', а между добывающими 4 и 5 - одну верхнюю добывающую скважину 6 с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных 2 и 2' скважин.
Затем производят во все горизонтальные скважины закачку перегретого пара температурой 220°С до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами. Затем после снижения вязкости продукции нижние горизонтальные и верхнюю горизонтальную добывающую скважину переводят под отбор нагретой продукции.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума позволяет увеличить охват прогрева пласта за счет дополнительных горизонтальных скважин, размещенных между парами скважин, что способствует сокращению времени прогрева пласта, что в общем позволяет достигнуть высокий КИН за счет отбора продукции из большего количества скважин, расположенных в продуктивном пласте.