ТЕРМОШАХТНЫЙ СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТРЕЩИНОВАТОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
THERMOSHAFT METHOD OF DEVELOPMENT OF FRACTURED DEPOSIT OF HIGH-VISCOSITY OIL

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти.
Известен способ термошахтной разработки залежи высоковязкой нефти (см. патент РФ №2287053С1, МПК E21B 43/24, опубликованный 10.11.2006 г.), включающий проходку добывающей галереи в продуктивном пласте или ниже его, бурение поверхностных нагнетательных скважин вблизи границы участка, закачку пара через поверхностные нагнетательные скважины, распределение его по пласту с помощью подземных разветвленных парораспределительных скважин, отбор нефти через подземные разветвленные добывающие скважины.
Недостатком этого способа является то, что при подаче пара в пласт через поверхностные нагнетательные скважины увеличиваются затраты на сооружение и эксплуатацию поверхностных скважин. Кроме того, при закачке пара через поверхностные скважины, пробуренные вблизи границы участка, значительная часть пара уходит за пределы участка, что снижает тепловую эффективность процесса разработки и приводит к росту паронефтяного отношения.
Известен также способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2321734С1, МПК E21B 43/24, опубликованный 10.04.2008 г.), согласно которому осуществляют проходку горной выработки в нижней части или ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин, периодическую закачку пара в нагнетательные скважины, оборудованные насосно-компрессорными трубами, отбор нефти из добывающих скважин.
Недостатком этого способа при его применении в неоднородных пластах с вертикальной и крутонаклонной трещиноватостью является высокая степень вероятности пересечения пологими скважинами высокопроницаемых трещин. Вследствие этого закачиваемый теплоноситель распространяется преимущественно по трещинам, что не позволяет вовлечь в процесс активного гидродинамического вытеснения пористую часть пласта. В результате снижается охват и нефтеотдача трещиноватой залежи.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных месторождений (патент СССР №1064672, кл. E21B 43/24, 1979), в котором с целью повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с вертикальной или крутонаклонной трещиноватостью из горной выработки, пройденной ниже нефтяного пласта, дополнительно бурят вертикальные скважины, закачивают теплоноситель в отдельные группы скважин, отбирая нефть из остальных скважин, а после прогрева пласта до оптимальной температуры закачивают в вертикальные и крутонаклонные скважины вытесняющий агент.
Недостатком этого способа являются большие затраты на проходку горных выработок, из которых бурят вертикальные и крутонаклонные скважины. Другим недостатком являются большие тепловыделения в горных выработках, что приводит к ухудшению в них температурного режима.
Задачей изобретения является снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках.
Поставленная задача решается тем, что в термошахтном способе разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающем проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор жидкости через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры, согласно изобретению что пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов, при этом в начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами, а после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- из пологонаклонных скважин бурят снизу вверх в виде отводов вертикальные и крутонаклонные скважины;
- чередуют пологонаклонные скважины с отводами с пологонаклонными скважинами без отводов;
- закачивают пар в пологонаклонные скважины без отводов, одновременно отбирая нефть из пологонаклонных скважин с отводами;
- после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбирают нефть через пологонаклонные скважины без отводов;
- оборудуют пологонаклонные скважины с отводами, которые недостаточно хорошо реагируют на закачку пара, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, отсекающим отводы от основной части пологонаклонной скважины, и закачивают пар через НКТ, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение высоких технологических показателей при значительно меньших затратах на разбуривание нефтяного пласта вертикальными и крутонаклонными скважинами. Снижение затрат обеспечивается за счет того, что вертикальные и крутонаклонные скважины бурят не из горной выработки, а из пологонаклонной скважины. Таким образом, уменьшается объем дорогостоящих горно-подготовительных работ на общую длину пологонаклонных скважин.
Кроме того, за счет уменьшения количества устьев подземных скважин в буровой галерее снижаются тепловыделения в горные выработки, что способствует улучшению температурного режима в шахте.
На фиг.1 приведена схема разрабатываемого участка залежи в плане.
На фиг.2 - схема того же участка в разрезе (разрез А-А).
На фиг.3 - схема того же участка в разрезе (разрез В-В).
На фиг.4 - схема закачки пара через скважину с отводами.
Нефтеносный пласт 1 разрабатываемой залежи вскрывают из действующих подземных выработок (не показаны). В подошве нефтяного пласта или ниже его сооружают буровую галерею 2. Из буровой галереи 2 бурят пологонаклонные скважины 3 и 4, которые располагают, например, параллельными рядами. Ряды скважин с отводами и без отводов чередуют. В рядах с отводами бурят только нижний ярус пологонаклонных скважин 3 (фиг.2). В рядах без отводов скважины располагают в два или более ярусов 4 в зависимости от толщины пласта (фиг.3). Из пологонаклонных скважин 3 бурят снизу вверх, например, два крутонаклонных или вертикальных отвода 5 до кровли пласта (фиг.2). Устья всех подземных скважин обсаживают термоизолированными колоннами на длину 50-100 м.
На первой стадии ведут закачку теплоносителя в пологонаклонные скважины 4, нефть отбирают из скважин 3 с отводами 5.
Скважины с отводами, которые недостаточно эффективно реагируют на закачку пара, оборудуют колонной НКТ 6 с пакером 7, отсекающим отводы от основной части пологонаклонной скважины 3, и закачивают пар через НКТ в отводы 5, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство 8 (фиг.4).
После прогрева пласта до оптимальной температуры, которая соответствует максимальному снижению вязкости нефти, закачку пара в скважины 4 прекращают и переводят эти скважины на добычу нефти. Одновременно вводят под закачку вытесняющего агента, например, попутно добываемой горячей воды скважины 3 с отводами 5. Закачку вытесняющего агента ведут до экономически рентабельного уровня.
Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Продуктивный пласт этого месторождения средней толщиной 20 м разбит системой крупных трещиноватых зон, расположенных вертикально или крутонаклонно. Проницаемость этих зон намного превышает проницаемость поровой части пласта.
Для реализации способа в нижней части пласта сооружают горную выработку 2, из которой через каждые 30 м бурят нижний ярус подземных пологонаклонных скважин 3 длиной 300 м под углом 2°. Из части пологонаклонных скважин бурят через каждые 100 м крутонаклонные отводы 5 снизу вверх до кровли пласта.
В рядах, где расположены остальные скважины, бурят, дополнительно к нижнему, верхний ярус пологонаклонных скважин длиной 300 м под углом 6°. Все скважины оборудуют термоизолированными трубами длиной 50 м. При площади разрабатываемого участка 18 га общее количество скважин составит 20 штук, в т.ч. 10 скважин с отводами.
После разбуривания участка скважины 4 подсоединяют к подземному паропроводу, а скважины - 3 к подземному нефтепроводу. После обустройства участка начинают закачку пара давлением 4-5 атм в скважины 4, одновременно отбирая нефть из скважин 3. Скважины 3, не реагирующие на закачку пара, оборудуют колонной НКТ 6 с пакером 7 и закачивают пар в отводы 5, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство 8. Спустя 4 года, когда средняя температура пласта по расчету достигнет 70-80°C (при этой температуре вязкость нефти снижается до оптимального уровня 15-20 сПз), закачку пара прекращают. Затем скважины 4 подсоединяют к нефтепроводу, а скважины 3 - к трубопроводу, через который подают в скважины 3 попутно добываемую горячую воду. Разработку ведут до тех пор, пока добыча нефти на участке не снизится до экономически рентабельного предела.