Способ разработки залежи высоковязкой нефти
RECOVERY METHOD OF HIGH-VISCOSITY OIL FIELD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину (патент РФ №2555713, опубл. 10.07.2015).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт, который включает строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной. Причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м. При этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м. Закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод (патент РФ №2496979, опубл. 27.10.2013 - прототип).
Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача залежи.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, согласно изобретению на залежи выделяют зоны с одинаковыми толщинами, на плане залежи наносят линии одинаковых толщин, пары скважин из горизонтальной верхней нагнетательной и горизонтальной нижней добывающей выполняют искривленными в соответствии с линиями одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи, а в купольной части залежи выполняют пару скважин горизонтальных скважин прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи.
Сущность изобретения
Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти. Однако неравномерность распределения скважин по залежи предопределяет неравномерность выработки запасов. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти за счет равномерности выработки запасов. Задача решается следующим образом.
При разработке залежи высоковязкой нефти на залежи выделяют зоны с одинаковыми толщинами. На плане залежи наносят линии одинаковых толщин. Пары скважин из горизонтальной верхней нагнетательной и горизонтальной нижней добывающей выполняют искривленными в соответствии с линиями одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи, а в купольной части залежи выполняют пару горизонтальных скважин прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи. Закачивают пар через верхние нагнетательные скважины и отбирают продукцию через нижние добывающие скважины.
На фиг. 1 представлена схема расположения скважин в залежи высоковязкой нефти. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - пара горизонтальных скважин, состоящая из 2 - верхней нагнетательной скважины и 3 - нижней добывающей скважины, 4 - купольная часть залежи, 5 - пара горизонтальных скважин в купольной части залежи, состоящая из 6 - верхней нагнетательной скважины и 7 - нижней добывающей скважины, 8 - линии одинаковых толщин, 9 - значения толщин, 10 - длинная ось залежи.
В соответствии с фиг. 1 на залежи выделяют зоны с одинаковыми толщинами, обозначенными линиями 8. Пары скважин 1 выполняют искривленными в соответствии с линиями 8 одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи, т.е. в промежутках между одинаковыми линиями 1, а в купольной части залежи выполняют пару скважин 5 прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи 10. Закачивают пар через верхние нагнетательные скважины и отбирают продукцию через нижние добывающие скважины. В результате удается повысить охват залежи воздействием и повысить нефтеотдачу залежи.
Пример конкретного выполнения
2
3
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 75 м, пластовая температура 8°C, пластовое давление 0,8 МПа, пористость 34%, проницаемость 1,3 мкм, нефтенасыщенность 70%. Коллектор терригенный. Вязкость нефти 18260 мПа⋅с, плотность нефти 0,960 г/см.
Схема размещения скважин представлена на фиг. 1. На залежи выделяют 4 зоны с одинаковыми толщинами, на плане залежи наносят линии одинаковых толщин, разделяющих зоны с толщинами от 0 до 5 м, от 5 до 10 м, от 10 до 20 м, от 20 до 30 м и купольную часть свыше 30 м. Соответственно проводят линии одинаковых толщин 5, 10, 20, 30 м. Пары скважин 1 из горизонтальной верхней нагнетательной 2 и горизонтальной нижней добывающей 3 выполняют искривленными в соответствии с линиями 8 одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи, т.е. в зонах между толщинами 5 и 10 м, 10 и 20 м, 20 и 30 м. В купольной части 4 залежи выполняют пару горизонтальных скважин 5 прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи.
Закачивают пар через верхние нагнетательные скважины и отбирают продукцию через нижние добывающие скважины.
В результате удается прогреть продуктивный пласт на всю толщину и отобрать из залежи дополнительные запасы нефти. Нефтеотдача залежи увеличивается на 3% и составляет 40%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.