СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ МЕТОДОМ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
DEVELOPMENT METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT USING METHOD OF STEAM GRAVITATIONAL ACTION ON FORMATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к паротепловым способам добычи высоковязкой нефти.
Известен «Способ разработки нефтебитумной залежи (Патент РФ №2287677, E21B 43/24, опубл. в БИ № XX от 20.11.2006), включающий строительство двух двухустьевых параллельных и расположенных друг над другом горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. В верхнюю нагнетательную скважину ведут закачку пара, из нижней добывающей скважины производят подъем жидкости механизированным способом.
Недостатком известного способа является высокая стоимость бурения и обустройства горизонтальных двухустьевых нагнетательной и добывающей скважин.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является «Способ разработки месторождений тяжелой нефти и/или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин» (Патент РФ №2340768, E21B 43/24, опубл. в БИ № XX от 10.12.2008), включающий регулируемую закачку пара одновременно через два устья горизонтальной нагнетательной скважины, прогрев пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции из двухустьевой горизонтальной добывающей скважины, параллельно расположенной ниже горизонтальной скважины. Для обеспечения равномерного прогрева пласта между скважинами снимают термограммы вдоль ствола добывающей горизонтальной скважины, анализируют полученный температурный профиль прогрева и с учетом полученных результатов осуществляют смену режимов закачки пара по устьям нагнетательной скважины для перемещения фронта максимальной температуры вдоль ее горизонтального ствола.
Недостатком известного способа является то, что регулируемая закачка пара одновременно через два устья нагнетательной скважины не обеспечивает эффективного выравнивания температурного профиля прогрева продуктивного пласта из-за невозможности целевого размещения фронта максимальной температуры в необходимом интервале горизонтального ствола нагнетательной скважины, что в свою очередь приводит к снижению охвата пласта равномерным прогревом и, как следствие, к снижению нефтеотдачи.
Технической задачей изобретения «Способ добычи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт» является повышение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт, включающим бурение и обустройство нагнетательной и добывающей скважин таким образом, что их горизонтальные стволы размещают параллельно друг над другом, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину для прогрева продуктивного пласта на всем протяжении ее горизонтального ствола и подъем жидкости из добывающей скважины.
Новым является то, что бурят и обустраивают нагнетательную скважину с горизонтальным стволом меньшего диаметра и длины, чем у добывающей скважины, и к ней не менее одной дополнительной аналогичной нагнетательной скважины.
Также новым является то, что горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают на расстоянии не менее трех метров над горизонтальным стволом добывающей скважины.
Также новым является то, что режимы закачки пара в каждой из нагнетательных скважин изменяют, исходя из результатов термометрии, в горизонтальном стволе добывающей скважины для равномерного прогрева пласта.
На чертеже изображена схема расположения горизонтальной добывающей скважины и горизонтальные нагнетательные скважины в вертикальном разрезе продуктивного пласта.
Способ реализуют следующим образом.
Бурят и обустраивают горизонтальную добывающую скважину 1 в подошвенной части продуктивного пласта 3. Бурят и обустраивают ряд одинаковых горизонтальных нагнетательных скважин 2 меньшего диаметра, чем у добывающей скважины 1, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают на расстоянии не менее трех метров над горизонтальным стволом добывающей скважины, а их общую длину выполняют не более длины горизонтального ствола добывающей скважины. В устье каждой из нагнетательных скважин 2 осуществляют закачку равного для всех нагнетательных скважин количества пара. После прогрева продуктивного пласта продолжают закачку пара в нагнетательные скважины 2 в прежнем режиме, а из добывающей скважины 1 начинают подъем скважинной жидкости. Измеряют температуру вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 1. При выявлении участков горизонтального ствола добывающей скважины 1 с пониженной или повышенной температурой изменяют режимы закачки пара в каждой из нагнетательных скважин 2 таким образом, чтобы перераспределение количества закачки пара в нагнетательные скважины привело к равномерному прогреву продуктивного пласта 3.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволяет сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого способа, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый способ отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".
Пример конкретного выполнения способа.
2
3
3
На участке Ашальчинского месторождения со средним коэффициентом динамической вязкости нефти 25000 мПа·с, коэффициентом проницаемости 2,6 мкм, коэффициентом пористости 30% и толщиной пласта, равной 20 м, пробурены и обустроены добывающая скважина и три горизонтальных нагнетательных скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины диаметром 219 мм и длиной 400 м пробурен на расстоянии 1,5 м от подошвы пласта. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на расстоянии 5 м параллельно ему пробурены одинаковые горизонтальные стволы нагнетательных скважин диаметром 114 мм с их общей длиной, равной 300 м. Произведена закачка пара в количестве 800 т в каждую нагнетательную горизонтальную скважину, и горизонтальная добывающая скважина введена в эксплуатацию с дебитом по жидкости, равным 140 м/сут, при среднем содержании воды в продукции скважины порядка 85%. Измерили температуру вдоль горизонтального ствола добывающей скважины и выявили, что средняя температура его центрального участка на 8°С меньше, чем у обоих периферийных участков. Увеличили в 1,5 раза расход закачиваемого пара в нагнетательную скважину, горизонтальный ствол которой расположен над центральным участком горизонтального ствола добывающей скважины, при снижении в 1,33 раза расхода закачиваемого пара в каждой нагнетательной скважине, горизонтальные стволы которых расположены над периферийными участками горизонтального ствола добывающей скважины. Через 15 суток эксплуатации добывающей скважины ее дебит по жидкости стабилизировался на уровне 120 м/сут при среднем содержании воды в продукции скважины порядка 75%. В результате целевого перераспределения закачки пара в нагнетательных скважинах обеспечили прирост суточного дебита по нефти горизонтальной добывающей скважины на 9 т.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить эффективность паротеплового воздействия на пласт, сохранить высокий дебит нефти в реальных условиях неоднородного пласта, а также обеспечить высокий охват пласта паротепловым воздействием, что приводит к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта.