СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВЫСОКОВЯЗКИМИ НЕФТЯМИ И БИТУМАМИ СИСТЕМОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНО-НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
DEVELOPMENT METHOD OF DEPOSITS WITH HIGH-VISCOSITY OILS AND BITUMENS BY MEANS OF SYSTEM OF HORIZONTAL INCLINED WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений с высоковязкими нефтями и битумами.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, а именно отложений высоковязких нефтей и битумов с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами. Он заключается в бурении скважин по определенной сетке, нагнетании вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отборе пластовых флюидов через добывающие скважины. Нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам. Добывающие скважины располагают ближе к нижней границе пласта. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины (патент РФ №2237804, кл. E21B 43/24, опубл. 10.10.2004).
Известный способ добычи нефти, особенно если он осуществляется в неоднородных мощных пластах, малоэффективен из-за низкого охвата пласта воздействием.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки пласта вертикальной скважиной, из которой бурят криволинейные стволы, расположенные по спирали вокруг этой скважины. Спиральные стволы могут быть расположены как в горизонтальной плоскости, так и в пространстве (наматываются по пласту сверху вниз вокруг вертикальной скважины). Метод основан на использовании оборудования для гибких бурильных труб (патент США №4022279, кл. E21B 43/24, опубл. 05.10.1977 - прототип).
Известный способ также малоэффективен особенно в неоднородных пластах с высоковязкими нефтями.
В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи в мощных, неоднородных пластах с высоковязкими нефтями.
Задача решается тем, что в известном способе разработки, включающем проводку скважин с горизонтальными и вертикальными скважинами, из которых бурят наклонные стволы криволинейной формы, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, сначала проводят пароциклическую обработку всех скважин с последующим площадным воздействием на пласт, согласно изобретению нагнетательные скважины бурят вертикально до забоя, расположенного ниже кровли пласта. Из этого забоя осуществляют проводку не менее 4 наклонных криволинейных стволов, направленных сверху вниз по пространственным траекториям не более четверти окружности, либо осесимметричной параболы, которые лежат в двух взаимно перпендикулярных плоскостях по толщине пласта. Стволы перфорированы по всей длине и заканчиваются в плоскости горизонтальной добывающей скважины, которая лежит ниже забоя вертикальной скважины и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, образованного концами наклонных стволов. В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных нагнетательных стволов с горизонтальной добывающей скважиной образуется купольная область дренирования пласта.
Если целью разработки является извлечение нефти только из данной купольной области пласта, то после выработки запасов из этой области прекращают отбор нефти из горизонтальной добывающей скважины и нагнетание рабочего агента в вертикальную скважину.
Если целью разработки является извлечение нефти из пласта в целом, то после прекращения отбора нефти из горизонтальной добывающей скважины и нагнетания рабочего агента в вертикальную скважину осуществляют бурение горизонтальной нагнетательной скважины, расположенной в верхней части пласта между соседними куполами. Выработка запасов нефти между куполами осуществляется путем нагнетания рабочего агента в горизонтальную нагнетательную скважину с отбором нефти из наклонных стволов.
Существенными признаками способа являются следующие.
1. Разработка месторождений с высоковязкими нефтями и битумами горизонтальными и вертикальными скважинами.
2. Из вертикальных скважин бурят наклонные стволы криволинейной формы.
3. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.
4. Вертикальную скважину бурят от устья до расположенного ниже кровли пласта забоя, из которого проводят не менее 4 наклонных криволинейных стволов, направленных к подошве пласта.
5. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащими в двух вертикальных, взаимно перпендикулярных плоскостях. Стволы перфорированы по всей длине и заканчиваются в плоскости горизонтальной добывающей скважины.
6. Горизонтальная добывающая скважина лежит ниже забоя вертикальной скважины и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, который образован концами наклонных криволинейных стволов. При этом в результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных нагнетательных стволов с горизонтальной добывающей скважиной формируется купольная область дренирования пласта.
7. После выработки запасов под куполом горизонтальную добывающую скважину у подошвы пласта отключают и прекращают нагнетание рабочего агента в вертикальную скважину и наклонные стволы.
8. Для дальнейшей разработки пласта в целом осуществляют бурение дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины в верхней части пласта между куполами, а наклонные криволинейные стволы вертикальной скважины переводят на отбор нефти.
9. Затем производят нагнетание рабочего агента в горизонтальную нагнетательную скважину с одновременным отбором нефти из наклонных криволинейных стволов вертикальной скважины.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом и аналогом существенными признаками, а признаки 4-9 - отличительными существенными признаками изобретения.
Сущность изобретения.
В известных технических решениях разработка залежей с высоковязкими нефтями и битумами ведется с помощью горизонтальных и вертикальных скважин, из которых проведены наклонные стволы криволинейной формы.
Однако в мощных и неоднородных пластах эта технология недостаточно эффективна.
Поэтому в предложенном техническом решении задача решается следующей совокупностью операций.
Месторождение разбуривается по элементам, каждый из которых включает одну вертикальную и не менее одной горизонтальной добывающей скважины. Вертикальную скважину бурят от устья до расположенного ниже кровли пласта забоя, из которого проводят не менее 4 наклонных криволинейных стволов, направленных к подошве пласта. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащими в двух вертикальных, взаимно перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в плоскости горизонтальной добывающей скважины и перфорированы по всей длине. Горизонтальная добывающая скважина лежит ниже забоя вертикальной скважины и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, который образован концами наклонных криволинейных стволов. В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных криволинейных стволов с горизонтальной добывающей скважиной образуется купольная область дренирования пласта.
На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.
В зависимости от поставленной цели разработка месторождения осуществляется в 1 или 2 этапа. На первом этапе осуществляется выработка запасов из купольной области. Для этого производят нагнетание рабочего агента через наклонные криволинейные стволы вертикальных скважин и отбор нефти из горизонтальной добывающей скважины. После выработки запасов из купольной области отбор нефти из горизонтальной добывающей скважины и нагнетание рабочего агента в вертикальную скважину прекращают.
Для дальнейшей разработки пласта в целом реализуется 2 этап, в соответствии с которым извлекают запасы нефти, оставшейся между куполами. С этой целью в верхней части пласта между соседними куполами бурят дополнительную горизонтальную нагнетательную скважину, а наклонные криволинейные стволы вертикальной скважины переводят на отбор нефти. Затем осуществляется нагнетание рабочего агента в горизонтальную нагнетательную скважину между куполами с одновременным отбором нефти из наклонных стволов вертикальной скважины.
Технический эффект изобретения - повышение нефтеотдачи в мощных неоднородных пластах с высоковязкими нефтями и битумами.
Сущность изобретения поясняется фигурами 1 и 2, где на фиг.1 показано схематичное расположение двух соседних купольных элементов залежи. На фиг.2 показан разрез по линии А-А. На этих фигурах 1 - вертикальная скважина, 2 - наклонные криволинейные стволы, 3 - горизонтальная добывающая скважина, 4 - дополнительная горизонтальная нагнетательная скважина, 5 - подошва пласта, 6 - кровля пласта, 7 - забой вертикальной скважины, 8 - купольная область дренирования.
Способ осуществляется следующим образом.
Разработка залежей с высоковязкими нефтями и битумами в мощных, неоднородных по проницаемости пластах осуществляют системой горизонтальных и вертикальных скважин, из которых проведены наклонные криволинейные стволы. Месторождение разбуривается по элементам, показанным на фиг.1 и 2, каждый из которых включает одну вертикальную и не менее одной горизонтальной добывающей скважины. Вертикальную скважину (1) бурят от устья до расположенного ниже кровли пласта забоя (7), из которого проводят не менее 4 наклонных криволинейных стволов (2), направленных к подошве (5) пласта. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащими в двух вертикальных, взаимно перпендикулярных плоскостях. Эти стволы заканчиваются в плоскости горизонтальной добывающей скважины (3) и перфорированы по всей длине. Горизонтальная добывающая скважина лежит ниже забоя (7) вертикальной скважины и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, который образован концами наклонных криволинейных стволов (2). В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных стволов с горизонтальной добывающей скважиной образуется купольная область дренирования пласта (8).
На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.
В зависимости от поставленной цели разработка месторождения осуществляется в 1 или 2 этапа. На первом этапе осуществляется выработка запасов из купольной области (8). Для этого производят нагнетание рабочего агента через наклонные криволинейные стволы (2) вертикальных скважин (1) и отбор нефти из горизонтальной добывающей скважины (3). После выработки запасов из купольной области отбор нефти из горизонтальной добывающей скважины и нагнетание рабочего агента в вертикальную скважину прекращают. Для дальнейшей разработки месторождения реализуют второй этап, который заключается в извлечении запасов нефти, оставшейся между куполами. Для этого вблизи кровли пласта между соседними куполами бурят дополнительные горизонтальные нагнетательные скважины (4), а наклонные криволинейные стволы (2) вертикальной скважины (1) переводят на отбор нефти. Затем осуществляется нагнетание рабочего агента через горизонтальную нагнетательную скважину между куполами с одновременным отбором нефти из наклонных криволинейных стволов вертикальной скважины.
Примеры конкретного выполнения.
Пример 1.
Необходимо осуществить разработку низкопроницаемой куполообразной области пласта с высоковязкими нефтями толщиной 350 м и диаметром 500 м. Глубина пласта 1000 м.
С этой целью разбуривают область одним элементом, состоящим из одной вертикальной и одной горизонтальной добывающей скважин. Вертикальную скважину (1) бурят от устья до забоя (7), расположенного на глубине 1050 м, из которого проводят 4 наклонных криволинейных ствола (2) длиной 393 м каждый, направленных к подошве (5) пласта. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности радиусом 250 м в двух вертикальных, взаимно перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в плоскости горизонтальной добывающей скважины (3) и перфорированы по всей длине. Горизонтальная добывающая скважина длиной 350 м лежит на глубине 1300 м и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, который образован концами наклонных криволинейных стволов (2). В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных стволов с горизонтальной добывающей скважиной образуется купольная область дренирования диаметром 500 м и высотой 250 м.
На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. Затем производят нагнетание рабочего агента через наклонные криволинейные стволы (2) вертикальной скважины (1) и отбор нефти из горизонтальной добывающей скважины (3). После выработки запасов из купольной области отбор нефти из горизонтальной добывающей скважины и нагнетание рабочего агента в вертикальную скважину прекращают.
Пример 2.
Необходимо осуществить разработку пласта с высоковязкими нефтями толщиной 350 м и диаметром 1000 м. Глубина пласта 1000 м.
С этой целью пласт разбуривается 2-мя элементами. Последовательность разработки для каждого из элементов аналогична примеру 1.
После выработки запасов из купольной области каждого элемента для дальнейшей разработки месторождения реализуют второй этап, который заключается в извлечении запасов нефти, оставшейся между куполами. Для этого на глубине 1050 м между куполами бурят дополнительную горизонтальную нагнетательную скважину (4) длиной 350 м, а наклонные криволинейные стволы (2) вертикальной скважины (1) переводят на отбор нефти. Затем осуществляется нагнетание рабочего агента через горизонтальную нагнетательную скважину между куполами с одновременным отбором нефти из наклонных криволинейных стволов вертикальной скважины.