СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ МАССИВНОГО ТИПА Российский патент 2008 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти массивного типа.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающий бурение первоочередных пилотных стволов для будущих добывающей и нагнетательной скважин со вскрытием продуктивного пласта. Осуществляют закачку воды, регистрацию изменения давления в стволе добывающей скважины, прекращение закачки воды после всплеска забойного давления, свидетельствующего о массивном строении продуктивного пласта в пределах рассматриваемого элемента разработки. Этот элемент разбуривают вертикальными и/или горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с площадной системой их размещения. Забои или стволы скважин разносят таким образом, что добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт вблизи его кровли, а нагнетательными скважинами - выше или ниже водонефтяного контакта. Организуют вытеснение нефти в вертикальном направлении с режимом закачки рабочего агента, преимущественно воды, из условия, чтобы текущее пластовое давление в элементе разработки было не ниже начального пластового давления. При этом в нагнетательные скважины закачивают загущенную полимером воду из условия недопущения преждевременных прорывов рабочего агента к добывающим скважинам. По второму варианту забои или стволы скважин разносят таким образом, что на первом этапе добывающими скважинами вскрывают продуктивный пласт примерно в середине, а на втором этапе осуществляют забуривание боковых горизонтальных стволов вблизи кровли продуктивного пласта (патент РФ №2297524, опублик. 2007.04.20).

Известный способ применим для разработки залежи нефти относительно невысокой вязкости и не применим для разработки залежи высоковязкой нефти с вязкостью более 200 мПа·с.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти, согласно которому бурят скважины, закачивают в них пар с воздухом, воздух. Останавливают скважины на выдержку и отбирают из них продукцию. Вначале бурят скважины в сводовой части залежи. Эксплуатируют их как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой пара с воздухом, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны. Верхнюю скважину переводят под нагнетание газа. Ниже расположенные по пласту эксплуатируют как добывающие. При этом ниже добывающих скважин бурят еще ряд скважин и эксплуатируют их как нагнетательно-добывающие. Добывающие скважины после выработки зоны залежи между ними и нагнетательной скважиной переводят под нагнетание газа. Нагнетательную скважину при превышении расчетного давления останавливают. Дальнейшую разработку ведут сверху вниз по пласту аналогичным образом до выработки залежи (патент РФ №2304707, опублик. 2007.08.20 - прототип).

Известный способ позволяет разрабатывать залежь нефти практически любой вязкости, однако способ требует большого расхода теплоносителя (пара), отличается длительностью и невысокой нефтеотдачей.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающем бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через выше расположенные нагнетательные скважины, отбор нефти через ниже расположенные добывающие скважины, выработку ступени залежи и дальнейшую разработку по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи, согласно изобретению в качестве скважин используют горизонтальные скважины, при разработке ступени залежи добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами, при выработке залежи по ступеням сверху вниз интервал каждой ступени назначают порядка 20-50 м, на первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°С, от ступени к ступени уменьшают температуру теплоносителя на 30-60°С, при этом на нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С.

Признаками изобретения являются:

1. бурение скважин;

2. закачка пара в чередовании с воздухом через выше расположенные нагнетательные скважины;

3. отбор нефти через ниже расположенные добывающие скважины;

4. выработка ступени залежи;

5. дальнейшая разработка по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи;

6. использование в качестве скважин горизонтальных скважин;

7. при разработке ступени залежи размещение добывающих горизонтальных скважин в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами;

8. при выработке залежи по ступеням сверху вниз назначение интервала каждой ступени порядка 20-50 м;

9. использование на первой ступени теплоносителя с максимально возможной температурой порядка 250-320°С;

10. уменьшение от ступени к ступени температуры теплоносителя на 30-60°С;

11. поддержание на нижней ступени температуры теплоносителя не ниже 100°С.

Признаки 1-5 являются общими с прототипом, признаки 6-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти массивного типа разработку ведут по ступеням, переходя по мере выработки запасов на нижние этажи (ступени). Существующие способы разработки позволяют отобрать из залежи основные запасы, однако значительная часть нефти остается в залежи. Это связано с неконтролируемым назначением высоты ступеней разработки и несовершенным размещением скважин. Применяемые технологи и отличаются повышенным расходом дорогостоящего теплоносителя. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

Залежь высоковязкой нефти массивного типа разрабатывают по ступеням сверху вниз. Для каждой ступени выделяют в толще залежи интервал высотой 20-50 м. Первую ступень выделяют под кровлей залежи. Бурят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины на первую ступень. Добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве первой ступени. Параллельно добывающим горизонтальным скважинам выше 2-10 м бурят нагнетательными горизонтальные скважины. На первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Разработку ведут до выработки зоны залежи на первой ступени.

Для второй ступени выделяют в толще залежи интервал высотой 20-50 м, расположенный под первой ступенью. Бурят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины на вторую ступень. При этом используют вертикальные стволы скважин, пробуренных ранее на первую ступень. Добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве второй ступени. Параллельно добывающим горизонтальным скважинам выше 2-6 м бурят нагнетательными горизонтальные скважины. На второй ступени используют теплоноситель с температурой ниже температуры теплоносителя на первой ступени на 30-60°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Разработку ведут до выработки зоны залежи на второй ступени.

Аналогичным образом разрабатывают нефтяную залежь на третьей ступени и т.д.

На последней самой нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С.

Закачка теплоносителя на первой и последующих ступенях способствует прогреву залежи не только данной ступени, но и соседних. Последующая ступень оказывается как бы подогретой за счет тепла предыдущей ступени. На прогрев последующей ступени возможно использовать теплоноситель с меньшей температурой вследствие чего появляется возможность снизить температуру теплоносителя, начиная со второй ступени и далее вплоть до последней.

На чертеже представлена схема размещения скважин и ступней разработки.

Нагнетательная скважина имеет вертикальный ствол 1 и горизонтальные стволы 2, пробуренные на каждую ступень разработки. Добывающая скважина имеет вертикальный ствол 3 и горизонтальные стволы 4, пробуренные в подошве каждой ступени параллельно под горизонтальными стволами 2 нагнетательной скважины, h - интервал залежи высоковязкой нефти массивного типа с кровлей 5 и подошвой 6. h₁-h₄ - интервалы ступеней разработки.

Залежь высоковязкой нефти массивного типа разрабатывают по ступеням сверху вниз от первой ступени с интервалом h₁ до последней ступени с интервалом h₄. Интервалы h₁-h₄ имеют высоту 20-50 м. Первую ступень с интервалом h₁ выделяют под кровлей 5 залежи. Из вертикального ствола 3 в подошву первой ступени бурят горизонтальный ствол 4 добывающей скважины. Из вертикального ствола 1 параллельно горизонтальному стволу 4 и выше него на 2-10 м бурят горизонтальный ствол 2 нагнетательной скважины. На первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательную скважину и отбирают нефть через добывающую скважину. Разработку ведут до выработки зоны залежи на первой ступени.

Для второй ступени выделяют в толще залежи интервал h₂ высотой 20-50 м, расположенный под первой ступенью. Бурят горизонтальные стволы добывающей и нагнетательной скважин на вторую ступень. При этом используют вертикальные стволы 1 и 3 скважин, пробуренных ранее на первую ступень. Горизонтальный ствол добывающей скважины размещают в подошве второй ступени. Параллельно горизонтальному стволу добывающей скважин выше на 2-10 м бурят горизонтальный ствол нагнетательной скважины. На второй ступени используют теплоноситель с температурой ниже температуры теплоносителя на первой ступени на 30-60°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Разработку ведут до выработки зоны залежи на второй ступени.

Аналогичным образом разрабатывают нефтяную залежь на третьей, четвертой и последней пятой ступени с интервалами соответственно h₃ и h₄.

На последней самой нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти массивного типа. Кровля залежи находится на глубине 100 м, подошва - на глубине 220 м. Температура в залежи 8°С, давление 0,5 МПа, нефтенасыщенность 0,70 д.ед., пористость 30%, проницаемость 0,265 мкм². Нефть имеет плотность 956 кг/м³ и вязкость 7000 мПа·с. Залежь разрабатывают скважинами, размещенными согласно чертежу. Расстояние между вертикальными стволами добывающей и нагнетательной скважинами составляет 100 м.

Залежь высоковязкой нефти массивного типа разрабатывают по ступеням сверху вниз от первой ступени с интервалом h₁ до последней ступени с интервалом h₄. Интервалы h₁-h₄ имеют высоту 30 м каждый. Первую ступень с интервалом h₁ выделяют под кровлей 5 залежи. Из вертикального ствола 3 в подошву первой ступени бурят горизонтальный ствол 4 добывающей скважины длиной 98 м. Из вертикального ствола 1 параллельно горизонтальному стволу 4 и выше него на 6 м бурят горизонтальный ствол 2 нагнетательной скважины длиной 98 м. На первой ступени используют теплоноситель с температурой 250°С. Закачивают теплоноситель (пар) в чередовании с воздухом через нагнетательную скважину и отбирают нефть через добывающую скважину. Разработку ведут до выработки зоны залежи на первой ступени.

Вторую, третью и четвертую ступени разрабатывают аналогично первой. На второй ступени закачивают теплоноситель с температурой 200°С, на третьей ступени - с температурой 150°С, на последней самой нижней ступени - с температурой 100°С.

В результате удается достичь нефтеотдачи залежи 50%, тогда как известные способы позволяют достичь нефтеотдачи порядка 25-30%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи при сокращении затрат на нагрев теплоносителя.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти массивного типа. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу ведут бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через выше расположенные нагнетательные скважины, отбор нефти через ниже расположенные добывающие скважины, выработку ступени залежи и дальнейшую разработку по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи. В качестве скважин используют горизонтальные скважины. При разработке ступени залежи добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами. При выработке залежи по ступеням сверху вниз интервал каждой ступени назначают порядка 20-50 м. На первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°С. От ступени к ступени уменьшают температуру теплоносителя на 30-60°С. На нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С. 1 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, включающий бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через вышерасположенные нагнетательные скважины, отбор нефти через нижерасположенные добывающие скважины, выработку ступени залежи и дальнейшую разработку по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи, отличающийся тем, что в качестве скважин используют горизонтальные скважины, при разработке ступени залежи добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами, при выработке залежи по ступеням сверху вниз интервал каждой ступени назначают порядка 20-50 м, на первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°С, от ступени к ступени уменьшают температуру теплоносителя на 30-60°С, при этом на нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С.