СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И БИТУМА
DEVELOPMENT METHOD OF MULTILAYER HIGH VISCOSITY OIL POOL AND BITUMEN

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, 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 (патент РФ №2287678, МПК. Е21В 43/24, опубл. БИ №32, 20.11.2006 г).
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.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, при этом определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые - слабопродуктивные пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым - слабопродуктивным пропластком или восходящие стволы с заканчиванием их выше этого пропластка, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый - слабопродуктивный пропласток дополнительные боковые стволы, нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию. Способ по п.1 - восходящие стволы бурят при наличии выдержанных по площади глинистых - слабопродуктивных пропластков. Способ по п.2 - бурят с поверхности вертикальные скважины, проходящие через глинистый - слабопродуктивный пропласток и заканчивающиеся ниже глинистого - слабопродуктивного пропластка преимущественно в продуктивном пласте, причем вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого - слабопродуктивного пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине (патент РФ №2295030, МПК Е21В 43/24, опубл, БИ №7, 10.03.2007 г).
Недостатком способа являются низкая степень выработки запасов нефти выше глинистых - слабопродуктивных пропластков и низкий темп отбора нефти, т.к. эффективное регулирование выработки путем изменения режима эксплуатации многоустьевых горизонтальных скважин по каждому боковому (восходящему) стволу отдельно невозможно, а вертикальные скважины используются пассивно как канал подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине, при этом неэффективно используется выделившаяся из продукции вода и ее остаточное тепло.
Технической задачей предлагаемого способа являются повышение степени выработки запасов нефти выше глинистых пропластков и повышение темпа отбора нефти за счет сообщения верхнего более тонкого пласта с вертикальными скважинами и более эффективного регулирования выработки путем изменения режима эксплуатации вертикальных стволов отдельно от горизонтального с экономией материальных ресурсов за счет эффективного использования выделившейся из продукции воды и ее остаточного тепла.
Техническая задача решается способом разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти и битума, включающим бурение вертикальных скважин и парных горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательных скважин, нагнетание теплоносителя в скважины и отбор продукции из добывающей скважины.
Новым является то, что выделяют пласты, разделенные глинистыми пропластками, большей и меньшей толщины, размещают парные горизонтальные скважины в пластах большей толщины, а вертикальные сообщают с соответствующими пластами меньшей толщины, причем теплоноситель закачивают в парные горизонтальные скважины, а после прогрева соответствующего пласта отбирают продукцию пласта из добывающей скважины с отделением воды, которую после предварительного подогрева закачивают в вертикальные скважины с последующим отбором из них продукции соответствующих пластов, далее цикл повторяется.
На чертеже показана схема реализации способа.
На чертеже показаны: вертикальные скважины 1 и 2, горизонтальная нагнетательная скважина 3, горизонтальная добывающая скважина 4, продуктивный пласт меньшей толщины 5, глинистый (слабопродуктивный) пропласток 6 и продуктивный пласт большей толщины 7.
Способ показан на примере конкретного выполнения.
2
3
На месторождении высоковязкой нефти и битума в ходе геологических исследований определили пласты большей 7 и меньшей 5 толщины и глинистый пропласток 7. Продуктивный пласт 7 толщиной 26 - 40 метров с подошвой пласта на глубине 90 метров имеет температуру 20°С, давление 0,5МПа, нефтенасыщенность 0,77 д.ед., пористость 30%, проницаемость 1,5 мкм и насыщен высоковязкой нефтью и битумом с плотностью 956 кг/м и вязкостью 30000 мПа∙с. Глинистый пропласток 6 толщиной 2-4 м находится на глубине 64-50 м с температурой 20°С. Пласт меньшей толщины 5, расположенный выше глинистого пропластка 6, толщиной 10-15 м с температурой 20°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 1,5 мкм и насыщен вязкой нефтью и битумом с плотностью 956 кг/м и вязкостью 30000 мПа∙с.
В пласт больше толщины 7 с набором зенитного угла бурят парные добывающую 4 и нагнетательную 3 скважины с обсаживанием и вскрытием в интервале пласта большей толщины 7. При этом бурят вертикальные скважины 1 и 2 с обсаживанием и вскрытием в интервале пласта меньшей толщины 5. После чего в горизонтальные скважины 3 и 4 нагнетают пар температурой 212°С, прогревая пласт для создания проницаемой зоны, определенной, например, по росту температуры выше температуры подвижности нефти путем замера ее по оптоволоконной системе, протянутой в горизонтальных стволах 3 и 4 или по остаточной температуре, вытекающей из этих стволов воды (80-100°С). После создания проницаемой зоны добывающую горизонтальную скважину 4 переводят под отбор нагретой продукции. Отделяют попутную воду от продукции, добытой из добывающей горизонтальной скважины температурой 80-100°С, подогревают попутную воду путем добавления пара до температуры 212°С и нагнетают ее в вертикальные скважины 1 и 2 для прогрева пласта меньшей толщины 5 и создания проницаемой среды в этом пласте 5. При этом экономится до 25% энергии, затрачиваемой на подогрев теплоносителя (пара). После создания проницаемой зоны в продуктивном пласте меньшей толщины 5 начинают отбор нагретой продукции через вертикальные скважины 1 и 2. Далее цикл повторяется.
При наличии нескольких пластов большей толщины 7 и меньшей толщины 5, разделенных глинистыми пропластками 6 в месторождении, каждый пласт большей толщины 7 оснащается парой горизонтальных добывающей 4 и нагнетательной 3 скважин, а каждый пласт меньшей толщины 5 оснащается вертикальными скважинами 1 и 2. Причем процесс их освоения аналогичен описанному выше.
Предлагаемый способ позволяет повысить степень выработки запасов высоковязкой нефти и битума выше глинистых пропластков с увеличением темпа отбора нефти за счет сообщения верхнего более тонкого пласта с вертикальными скважинами и более эффективного регулировать выработку путем изменения режима эксплуатации вертикальных стволов отдельно от горизонтальных с экономией при этом материальных ресурсов за счет эффективного использования выделившейся из продукции воды и ее остаточного тепла.