СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ СКВАЖИНАМИ С НАКЛОННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ УЧАСТКАМИ
PROCEDURE FOR DEVELOPMENT OF DEPOSITS OF HIGH VISCOUS OIL AND BITUMEN BY MEANS OF WELLS WITH HORIZONTAL INCLINED SECTIONS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно отложений высоковязких нефтей и битумов с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами.
Известен способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов наклонно-горизонтальными скважинами (патент RU 2237804, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. 28 от 10.10.2004 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом бурение скважин проводят по радиальной сетке, так что нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам, а добывающие - ближе к нижней границе пласта, причем на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией с последующим переходом на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, не обеспечивает полный охват зоны выработки и, как следствие, меньший объем извлекаемой высоковязких нефтей и битумов;
- во-вторых, не учитывается неоднородность пласта по проницаемости при разработке месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками и, как следствие, низкая эффективность применения способа.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками (патент RU 2368766, МПК 7 Е21В 43/24, опубл. в бюл. 27 от 27.09.2009 г.), включающий бурение скважин по определенной сетке, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины, расположенные ближе к верхней границе пласта, и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, расположенные ближе к нижней границе пласта, отличающийся тем, что перед бурением наклонно-горизонтальных участков скважин геофизическими исследованиями определяют зоны пласта с одинаковой проницаемостью, после чего из вертикальных добывающих скважин производят бурение наклонно-горизонтальных участков со смещением по горизонтальному углу относительно сетки в пределах зон с одинаковой проницаемостью пласта, в которых размещены добывающие скважины, параллельно друг другу, а из вертикальных нагнетательных скважин бурят наклонно-горизонтальные участки в параллельном направлении ближайших наклонно-горизонтальных участков добывающих скважин в пределах соответствующей зоны с одинаковой проницаемостью пласта.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность прогрева, поскольку на прогрев месторождений высоковязких нефтей и битумов затрачивается большое количество времени, что требует затрат финансовых и материальных ресурсов;
- во-вторых, не обеспечивается полный охват зоны выработки месторождений высоковязких нефтей и битумов и, как следствие, меньший объем извлекаемой высоковязких нефтей и битумов.
Задачей изобретения является повышение эффективности прогрева месторождений высоковязких нефтей и битумов путем сокращения времени прогрева, а также повышение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет увеличения охвата зоны выработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками.
Поставленная задача решается способом разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками, включающим бурение скважин по определенной сетке с наклонно-горизонтальными участками, вскрытыми в пласте, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, расположенные ближе к нижней границе пласта, наклонно-горизонтальные участки которых параллельны, и нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины с наклонно-горизонтальными участками, расположенные ближе к верхней границе пласта, между добывающими скважинами и параллельно им.
Новым является то, что на равном расстоянии между горизонтально-наклонными участками добывающих и нагнетательных скважин по кратчайшему расстоянию между ними размещают дополнительные скважины с вскрытыми участками в интервале по толщине пласта между наклонно-горизонтальными участками добывающих и нагнетательных скважин так, чтобы исключить прорыв вытесняющего агента между скважинами, при этом дополнительные скважины используют как нагнетательные, а после возникновения гидродинамической связи между наклонно-горизонтальными участками добывающих и нагнетательных скважин дополнительные скважины переводят в добывающие.
Также новым является то, что вскрытые участки дополнительных скважин выполнены вертикальными и/или горизонтальными, причем горизонтальные участки дополнительных скважин вскрыты на расстоянии не более 2/3 расстояния между горизонтально-наклонными участками добывающих и нагнетательных скважин при равном удалении от них.
На фигуре 1 показана схема разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками в период интенсивного разогрева продуктивного пласта.
На фигуре 2 показана схема разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов скважинами с наклонно-горизонтальными участками в период интенсивного отбора продуктивного пласта.
Суть способа заключается в следующем.
n
n
n
n
На месторождении высоковязких нефтей и битумов, представленных пластом 1 (см. фиг.1) производят бурение по определенной сетке (например, несколькими парами) добывающих 2; 2′; … 2и нагнетательных 3; 3′ … 3 скважин с наклонно-горизонтальными участками 4; 4′ … 4 и 5, 5′ … 5, соответственно вскрытыми в продуктивном пласте 1.
n
n
n
n
Наклонно-горизонтальные участки 4; 4′ … 4 и 5, 5′ … 5, соответственно добывающих 2; 2′; … 2 и нагнетательных 3; 3′; … 3 скважин выполнены параллельными между собой на расстоянии L=50÷400 метров, в зависимости от величины месторождения.
n
n
n
n
Причем наклонно-горизонтальные участки 4; 4′…4 соответствующих им добывающих скважин 2; 2′; … 2 расположены ближе к нижней границе пласта 1, а наклонно-горизонтальные участки 5; 5′ … 5 соответствующих им нагнетательных скважин 3; 3′; … 3 расположены ближе к верхней границе пласта 1.
На фигуре 1 показана одна из пар скважин, т.е. это добывающая 2 и нагнетательная 3 скважины с наклонно-горизонтальными участками 4 и 5, соответственно вскрытыми в пласте 1.
n
n
n
n
Остальные пары добывающих 2; 2′; … 2 и нагнетательных 3; 3′ … 3 скважин с наклонно-горизонтальными участками 4; 4′ …4 и 5, 5′ … 5, соответственно вскрытыми в пласте 1 выполнены аналогично этой паре.
n
n
n
n
На равном расстоянии между наклонно-горизонтальными участками 4 и 5 добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин по кратчайшему расстоянию между ними, т.е. перпендикулярно размещают дополнительные скважины: вертикальные 6; 6′ … 6 и горизонтальными 7; 7′ … 7 со вскрытыми участками в интервале по толщине пласта 1 между наклонно-горизонтальными участками 4 и 5, соответственно, добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин так, чтобы исключить прорыв вытесняющего агента (например, водяного пара) между дополнительными скважинами (вертикальными 6; 6′…6 и горизонтальными 7; 7′ … 7) на практике это расстояние должно быть не менее 5 метров.
n
n
Горизонтальные участки дополнительных горизонтальных скважин 7; 7′ … 7 вскрыты на расстоянии не более 2/3 расстояния между наклонно-горизонтальными участками 4 и 5, соответственно, добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин при равном удалении от них, т.е. горизонтальные участки дополнительных горизонтальных скважин 7; 7′ … 7 вскрыты на расстоянии 2/3×L=2/3×100-400=33-267 метров.
После чего производят обустройство месторождения, то есть в скважины спускают колонны насосно-компрессорных труб и насосное оборудование.
n
n
Производят нагнетание вытесняющего агента (см. фиг.1) в зоны пласта 1 через наклонно-горизонтальный участок 5 нагнетательной скважины 3, а также через все дополнительные скважины: вертикальные 6; 6′ … 6 и горизонтальные 7; 7′ … 7 со вскрытыми участками в интервале по толщине пласта 1 между наклонно-горизонтальными участками 4 и 5 добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин.
Отбор пластовых флюидов (высоковязких нефтей и битумов) ведут (например, с помощью винтового насоса) из наклонно-горизонтального участка 4 добывающей скважины 2.
n
n
На начальном этапе разработки благодаря тому, что в разогрев высоковязкой нефти и битумов в пласта 1, кроме нагнетательной скважины 2 с горизонтальным участком 4 включены все дополнительные скважины: вертикальные 6; 6′ … 6 и горизонтальные 7; 7′ … 7 со вскрытыми участками в интервале по толщине пласта 1 происходит более быстрое по времени разогревание продуктивного пласта, в связи с чем повышается эффективность разогрева.
n
n
По мере разогревания высоковязких нефтей и битумов в пласте 1, например, через 180 суток (в зависимости от величины прогреваемого месторождения высоковязкой нефти или битума) закачку пара в дополнительные скважины: вертикальные 6; 5′ … 6 и горизонтальные 7; 7′ … 7 со вскрытыми участками в интервале по толщине пласта 1 прекращают.
Далее устанавливают гидродинамическую связь между наклонно-горизонтальными участками 4 и 5, соответственно, добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин.
Для этого закачивают вытесняющий агент (водяной пар) через наклонно-горизонтальный участок 5 нагнетательной скважины 3 и по манометру, расположенному на устье добывающей скважины 2 или в его наклонно-горизонтальном участке 4 определяют изменение давления.
Если давление пластового флюида на устье добывающей скважины 2 или в его наклонно-горизонтальном участке 4 по показаниям манометра не изменяется, то продолжают разработку месторождения, то есть продолжают прогревать пласт 1 высоковязкой нефти и битумов, как описано выше до установления гидродинамической связи аналогичным образом через определенный промежуток времени, например через 90 суток.
n
n
Если давление пластового флюида на устье добывающей скважины 2 или в его наклонно-горизонтальном участке 4 по показаниям манометра увеличивается, например на 10-20 атм, то гидродинамическая связь между параллельными наклонно-горизонтальными участками 4 и 5, соответственно добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин установлена. Тогда дополнительные скважины, эксплуатирующиеся первоначально как нагнетательные: вертикальные 6; 6′ … 6 и горизонтальные 7; 7′ … 7 со вскрытыми участками в интервале по толщине пласта 1, оснащают насосным оборудованием и переводят их в добывающие скважины.
Преимуществом предлагаемого способа по сравнению с прототипом является сокращение времени (на 20-30%) на разогрев месторождения высоковязкой нефти и битума благодаря вовлечению в прогрев продуктивного пласта дополнительных вертикальных и горизонтальных скважин, расположенных по кратчайшему расстоянию между параллельно расположенными горизонтально-наклонными участками добывающих и нагнетательных скважин, что позволяет повысить эффективность применения способа. Также по сравнению с прототипом предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта за счет увеличения охвата (на 10-20%) зоны выработки месторождений высоковязких нефтей и битумов дополнительными вертикальными и горизонтальными скважинами.