СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 2020 года по МПК E21B43/24 E21B7/04 E21B47/06 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую и тяжелую нефть.

Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2684627, МПК Е21В 43/24, Е21В 07/04, Е21В 47/06, опубл. 10.04.2019 в Бюл. №10), включающий строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него, причем все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки, из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции, причем закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции, при этом для исключения прорыва теплоносителя отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5%, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5% для поддержания температуры в паровой камере.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность прогрева призабойной части параллельных скважин одной дополнительной скважиной и малый охват залежи, так как он ограничен длиной параллельных скважин, и, как следствие, меньший суммарный объем добычи.

Известен также способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2678739, МПК Е21В 43/24, Е21В 07/04, Е21В 47/06, опубл. 31.01.2019 в Бюл. №4), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, а вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальных добывающих скважин, по глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, а отбор через горизонтальные добывающие скважины, расположенные у вертикальной нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50°С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность прогрева призабойной части параллельных скважин, так как вертикальные нагнетательные скважины расположены в средней части параллельных добывающих скважин, и малый охват залежи, так как он ограничен длиной параллельных скважин, и, как следствие, меньший суммарный объем добычи.

Наиболее близким по технической сущности является шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов (патент RU №2418945, МПК Е21В 43/24, 20.05.2011 в Бюл. №14), включающий бурение рядов скважин для закачки теплоносителя и добычи нефти, причем используют скважины с наклонно-горизонтальными параллельными в горизонтальной плоскости стволами, с расположением устьев скважин в шахматном порядке и производят двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами, при этом на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность прогрева подошвы месторождения в средней части наклонно-горизонтальными параллельными в горизонтальной плоскости нисходящими стволами, так как наиболее прогреваются приустьевые зоны скважин при таком положении, и малый охват залежи, так как он ограничен длиной параллельных скважин, и, как следствие, меньший суммарный объем добычи.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего эффективно прогреть призабойные зоны скважин за счет взаимного перекрытия и прогрева забоев скважин и увеличить охват прогревом пласта с использованием практически двойной длины горизонтальных скважин.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, для закачки теплоносителя и добычи нефти и производят двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами, при этом на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу.

Новым является то, что скважины бурят с горизонтальными стволами в нижней части залежи с перекрытием забойной части соответствующих пробуренных навстречу скважин на 15-35 м и с расстоянием 60-100 м между близлежащими однонаправленными горизонтальными стволами скважин, причем устья скважин оборудуют датчиками температуры, определяют оптимальную температуру добычи, при которой наблюдается максимальный дебит добываемой продукции и исключается прорыв теплоносителя в близлежащие стволы скважин, от цикла к циклу время и/или объем закачки теплоносителя оставляют прежним при сохранении оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя увеличивают при снижении температуры ниже оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя снижают при увеличении температуры выше оптимальной температуры добычи.

На чертеже изображена схема реализации способа (вид сверху).

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает бурение рядов скважин ис параллельными в горизонтальной плоскости стволами 1-9, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, для закачки теплоносителя и добычи нефти и производят двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами 1-9. На первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины 1, 3, 5, 7 и 9 ряда и добывают нефть из четных скважин 2, 4, 6 и 8 ряда, после чего останавливают скважины 1, 3, 5, 7 и 9 на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины 2, 4, 6 и 8ряда и добывают нефть из нечетных скважин 1, 3, 5, 7 и 9 ряда, после чего останавливают скважины 2, 4, 6 и 8на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз. Скважины 1-9 бурят с горизонтальными стволами в нижней части залежи с перекрытием забойной части соответствующих пробуренных навстречу скважин L=15-35 м и с расстоянием Н=60-100 м между близлежащими однонаправленными горизонтальными стволами скважин 1, 3, 5, 7, 9 и 2, 4, 6, 8, причем соответствующие устья 10 и 11 скважин 1-9 оборудуют датчиками температуры (не показаны).Определяют оптимальную температуру добычи, при которой наблюдается максимальный дебит добываемой продукции и исключается прорыв теплоносителя в близлежащие стволы скважин 1-9.От цикла к циклу время и/или объем закачки теплоносителя оставляют прежним при сохранении оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя увеличивают при снижении температуры ниже оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя снижают при увеличении температуры выше оптимальной температуры добычи.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет эффективно прогреть призабойные зоны скважин за счет взаимного перекрытия и прогрева забоев скважин и увеличить охват прогревом пласта на 80-90% с использованием практически двойной длины горизонтальных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – эффективный прогрев призабойных зон скважин, увеличение охвата прогревом пласта на 80-90%. В способе разработки залежи сверхвязкой нефти, включающем бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, производят двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами. На первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора. На втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора. Повторяют цикл несколько раз. Указанные скважины с горизонтальными стволами бурят в нижней части залежи с перекрытием забойной части соответствующих пробуренных навстречу скважин на 15-35 м и с расстоянием 60-100 м между близлежащими однонаправленными горизонтальными стволами скважин. Устья скважин оборудуют датчиками температуры. Определяют оптимальную температуру добычи, при которой наблюдается максимальный дебит добываемой продукции и исключается прорыв теплоносителя в близлежащие стволы скважин. От цикла к циклу время и/или объем закачки теплоносителя оставляют прежним при сохранении оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя увеличивают при снижении температуры ниже оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя снижают при увеличении температуры выше оптимальной температуры добычи. 1 ил.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, для закачки теплоносителя и добычи нефти и двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами, при этом на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу, отличающийся тем, что скважины бурят с горизонтальными стволами в нижней части залежи с перекрытием забойной части соответствующих пробуренных навстречу скважин на 15-35 м и с расстоянием 60-100 м между близлежащими однонаправленными горизонтальными стволами скважин, причем устья скважин оборудуют датчиками температуры, определяют оптимальную температуру добычи, при которой наблюдается максимальный дебит добываемой продукции и исключается прорыв теплоносителя в близлежащие стволы скважин, от цикла к циклу время и/или объем закачки теплоносителя оставляют прежним при сохранении оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя увеличивают при снижении температуры ниже оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя снижают при увеличении температуры выше оптимальной температуры добычи.