Способ шахтной разработки нефтяной залежи Советский патент 1982 года по МПК E21B43/24 

() СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам термошахтной добычи нефти, и может быть использовано в нефтяной промышленности при разработ ке месторождений с высоковязкими неф тями и подвижными (текучими) битумами. В настоящее время такие месторождения , как правило, не могут быть эффективно разработаны обычным способом, при котором добыча нефти осуществляется скважинами, пробуренными с поверхности земли. Достигаемая в этом случае нефтеотдача мала. Известен способ термошахтной добычи нефти, при котором из буровых камер, расположенных выше нефтеносно го пласта, бурят вертикальные и наклонные нагнетательные и эксплуатаци онные скважины. Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт подают теплоноситель, который вытесняе нефть к забоям эксплуатационных сква жин. с забоя эксплуатационных скважин нефть поднимают в буровые камеры эрлифтным способом р . Недостатками данного способа являются прорывы пара в горные выработки и, как следствие, снижение эффективности процесса термошахтной добычи нефти. Известен способ шахтной разработки нефтяной залежи, заключающийся в разогреве пласта до температуры текучести нефти закачкой теплоносителя через нагнетательные скважины с последующим поддержанием температуры путем циклической закачки пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти через эксплуатационные скважины 2 J. Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача пласта в связи с низкой эффективностью прогрева и охвата вытеснением. Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения эффективности его прогре и охвата вытеснением. Поставленная цель достигается тем, что для разогрева пласта производят дополнительную закачку теп лоносителя через эксплуатационные скважины, подачу пара осуществляют через.нагнетательные скважины с ин тервалами времени i C3-tL /e; где с - теплоемкость нефтеносного пласта, Дж/град, t - температуропроводность неф теносного пласта, м/с; у - удельный вес нефтеносного пласта, Н/м, 1 - линейный масштаб, м} tr - безразмерное время ( а отбор нефти из эксплуатационных скважин производят с интервалами времени, определяемыми из соотноше ния , . (P-ft -О 1/« О где А- расстояние между нагнетательными и эксплуатационны ми скважинами, MJ др- перепад давления в нефтено ном пласте между нагнетате ными и эксплуатационными скважинами, fj( - вязкость нефти, нс/м ; hi - пористость нефтеносного пл та, k - проницаемость нефтеносного пласта ,1); Р-О- изменений насыщенности неф теносного пласта теплоноси телем за цикл; В безразмерный параметр, при чем интервал времени t .подачи теп носителя в нагнетательные скважины кратен интервалу времени tg отбора нефти из эксплуатационных скважин, а кратность rl-ттМ Увеличение .нефтеотдачи достигается в первую очередь в результате разогревания нефтеносного пласта и насыщающей его нефти, а следовательно, в результате снижения вязкости нефти. Необходимость выбора кратногб отношения интервалов времени цикла закачки теплоносителя (например пара) и цикла отбора нефти обосновывается тем, что геометрическая симметричность и упорядоченность элементов (участков) шахтного поля при этом дополняется временной симметрией, в смысле кратности интервалов времен цикла закачки и отбора жидкости. В условиях кратности интервалов времени циклов закачки и отбора воздействия на фильтрационные процессы приобретают периодический характер или будут приближаться к нему. Такие целесообразные воздействия на фильтрационные процессы создают благоприятные условия для получения повышенных значений показателей разработки пласта. Например, нефтеотдача пласта увеличивается при дополнительном сокращении площади (объема) застойных зон в окрестности каждого пластового включения. Повышение эффективности процесса- прогрева пласта и уменьшение обводненности добываемой нефти осуществляется за счет регулирования работы эксплуатационных и нагнета Тельных скважин по описанному принципу. На фиг. 1 изображен участок горных выработок с горизонтальными w восстающими нагнетательными и эксплуатационными скважинами, расположенными радиально, вид в плане (горные выработки условно совмещены в одной горизонтальной плоскости); на фиг. 2 - сечение А-А на фиг. К на фиг. 3 - участок горных выработок с восстающими нагнетательными и эксплуатационными скважинами, расположенными параллельно друг другу, вид в плане (горные выработки условно совмещены в одной горизонтальной плоскости), на фиг. - сечение Б-Б на фиг. 3; на фиг. 5 - временная диаграмма работы нагнетательных и эксплуатационных скважин (а - работа нагнетательных скважин, б - работа эксплуатационных скважин), на фиг. 6 - участок нефтеносного пласта, разбуренный системой параллельных нагнетательных и эксплуатационных скважин (а- работа первой группы нагнетательных скважинJ S - работа второй группы нагнетательных скважин), на фиг. 7 - временная диаграмма работы скважин, когда нагнетательные скважины разбиты на две группы (а работа нагнетатель ных скважин; S- работа эксплуатационных скважин),- на фиг. 8 - то же, когда нагнетательные и эксплуатационные скважины разбиты на гру пы (С|- работа нагнетательных сква жин; (Г - работа эксплуатационных скважин); на фиг, 9 то же, когда среднее время отбора нефти из различных групп эксплуатационных сква жин различно ( d- работа нагнетате ных скважин; dT - работа эксплуатационных скважин); на фиг. 10 - то же, когда время подачи теплоносите ля в различные группы нагнетательных скважин и среднее время отбора нефти из различных групп эксплуата ционных скважин различно (О - рабо та нагнетательных скважин, 5 - работа эксплуатационных скважин); на фиг. 11 - работа группы скважин при закачке теплоносителя и отбора нефти через одни и те же скважин (а - работа первой группы нагнетательных и второй группы эксплуатационных скважин , S - работа первой группы нагнетательных и первой групп эксплуатационных скважин; -б - работа второй группы нагнетательных и второй группы эксплуатационных скважин; Z - работа второй группы нагнетательных и первой группы эксплуатационных скважин). Устройство для осуществления предлагаемого способа термошахтной добычи нефти включает подъемный шахтный ствол 1, вентиляционный шах ный ствол 2, рудничный двор 3, штреки 4, наклонные горные выработки 5 и 6, нефтеносный пласт 7, рабочую галерею 8, эксплуатационные скважины 9 нагнетательные скважины 10, котельную установку 11, наземный трубопровод 12, пароподающую скважину 13, элемент (участок) I шахтного поля, условную границу 15 шахтного поля, горизонтальные или пологона клонные скважины 16j трубы 17, пакеры 18 и 19, обсадную .колонну 20. Предлагаемый способ осуществляет ся следующим образом. Создают совокупность подземных горных выработок, которая включает в себя два шахтных ствола - подъемный шахтный ствол 1 (фиг. 1 - k) и вентиляционный шахтный ствол 2, рудничный двор 3, околоствольные выработки, в которых размещают электровозное депо, насосную станцию, склады и т.д. (не показаны), штреки , наклонные горные выработки 5 и 6. Штреки i сооружают выше кровли нефтеносного пласта 5. Они имеют наклон к горизонту порядка 1-3. Разработка шахтного поля осуществляется поэлементно (по участкам). Все элементы (участки) идентичны друг другу. Они могут иметь форму правильных многоугольников, например форму шестиугольников (фиг. 1) или прямоугольников (фиг. 3), а также любую другую. Из штреков k сооружают наклонные горные выработки 5 и 6 в зону нефтеносного пласта 7 и создают здесь, по меньшей мере, одну рабочую галерею 8. Рабочая галерея 8 может иметь различную форму: круговую (фиг. 1), квадратную, прямоугольную, эллиптическую, прямоугольную (фиг. 3), криволинейную или иную другую в зависимости от формы-элемента (участка). Из рабочей галереи 8 бурят эксплуатационные 9 и нагнетательные 10 скважины. В случае круговой рабочей галереи 8 указанные скважины бурят равномерно по площади, по радиусам окружности (фиг. 1). В случае прямолинейной рабочей галереи (фиг.З) эксплуатационные 9 и нагнетательные 10 скважины бурятся равномерно по площади параллельно друг другу. Теплоноситель (например пар) подают к устьям нагнетательных скважин 10 от котельной установки 11 (фиг. 2 и U) по наземному трубопроводу 12 через пароподающую скважину 13 и подземные трубопроводы, расположенные в штреках k (не показаны). Через систему нагнетательных 10 и эксплуатационных 9 скважин нефтенасосный пласт 7 прогревают до температуры, при которой нефть приобретает необходимую TeKy4ectb. Для различных нефтяных месторождений эта температура может колебаться в значительных пределах от около 80 до 250°С, и зависит от свойств нефти. В результате густой сети нагнетательных скважин 10, имеющих большую протяженность по нефтеносному пласту 7, последний прогревается равномерно и быстро по всему его объему. , Это достигается за счет того, что горизонтальные и восстающие нагнетательные скважины 10, протягиваясь по нефтеносному пласту 7 на десятки и сотни метров, соединяют неоднородные его зоны, различные кана лы, трещины, каверны и увеличивают степень вскрытия нефтеносного пласт Наличие в нефтеносном пласте 7 трещин при преимущественно вертикальном их распространении, высокопроницаемых зон и каверн способствует быстрому его прогреву. При повышении температуры нефтеносного пласта 7 вязкость нефти снижается и увеличивается ее текучесть. В том случае, когда закачка теплоносителя только через нагнетатель ные скважины 10 приводит к длительному периоду разогрева пласта, то с целью интенсификации этого процесса нефтеносный пласт 7 прогревают через нагнетательные 10 и эксплу атационные 9 скважины одним из обыч ных, используемых в практике термошахтной добычи нефти способов. Расстояние между эксплуатационными 9 и нагнетательными 10 скважинами выбирают в зависимости от конкретных геологических условий, они могут быть как одинаковыми, так и различными. Нефть, добытую из эксплуатационных скважин 9 и поступившую в рабочую галерею 8, подают в канавки, которые сооружаются в штреках 4. Вместе с подаваемой в канавки водой нефть транспортируется самотеком за счет наклона горных выработок к горизонту порядка }-3 к установкам (не показаны), где она отделяется от основной массы воды. Нефть с попутно добываемой водой может также транспортироваться из рабочей галереи по наклонным выработкам 5 и 6 и штрекам k по трубопроводам к указанным установкам для отделения воды за счет перекачки ее насос и. Из этих установок нефт перекачивается в центральные подзем ные нефтесборники (не показаны), откуда ее после первичной подготовки и подогрева подают по трубопроводам через специальные скважины l или через шахтный ствол в резервуары нефтебазы, расположенные на поверхности земли. 78 Существо способа не изменяется, если штреки М (фиг. 3 и 4) будут создавать ниже нефтеносного пласта 7. Более того, при таком размещении штреков k создаются лучшие условия для подачи в них нефти из рабочих галерей 8. Транспортирование нефти в этом случае может осуществляться самотеком. Рабочая галерея 8 может быть создана в виде двух спаренных горных выработок (фиг. 3) а также в виде одной горной выработки круговой (фиг. 2), прямолинейной или криволинейной. Во всех случаях протяженность рабочей галереи 8 выбирается, кроме прочих условий, из условия надежного проветривания. Система вентиляции должна обеспечить соблюдение необходимых норм охраны труда и техники безопасности для обслуживающего персонала. После разогрева нефтеносного пласта 7 (фиг. 2) в него подают через нагнетательные скважины 10 теплоноситель с интервалами времени, определяемыми из соотношения , где с - теплоемкость нефтеносного пласта, Дж/град; температуропроводност ьнефтеносного пласта, м /с, линейный масштаб, м, f - безразмерное время (). Безразмерное время зависит от толщины нефтеносного пласта 7, температуры на забоях нагнетательных скважин 10, а также от количества и размещения нагнетательных скважин ТО. Величину t: определяют из уравнения, включающего указанные параметры. Для случая, когда нагнетательные скважины 10 располагаются в кровельной и подошвенной частях пласта, уравнение для определения безразмерного времени имеет вид X V Fil-h.r - ViFiCfl tr; V - -i-gp . ч/ - 1-0 температура на забоях где в и & нагнетательных скважин в кровельной и подошвенной частях пласта, 0 - начальная температур пласта, ° & - масштаб температуры, X - осредненная температ ра пласта,° CJ (o.§r)ao; )-2|(u,:)ao; V- функция якоби, - толщина пласта, м. Отбор нефти из эксплуатационных скважин 9 производят с такими интер валами времени tа, что интервал вре мени t подачи теплоносителя в нагнетательные скважины 10 кратен интервалу времени tj отбора нефти из эксплуатационных скважин 9, причем кратность п / т / 7f 60, где символ Г J означает операцию взятия целой части отношения двух величин AVv«(pi-pi)fl , - (3) 2кдР где А - расстояние между нагнетател ными и эксплуатационными скважинами, м; ДР- перепад давления между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, н/м ; - вязкость нефти, нс/м, К - проницаемость нефтеносного пласта, Д; m - пористость нефтеносного пла та , p-Ort- изменение насыщенности нефтеносного пласта теплоноси телем за цикл; В- безразмерный параметр, зависящий от характера фазовы проницаемостей по нефти и теплоносителю, определяется из соотношения Б-.)рИМ1.Д to / Ki . где X I М проницаемость пласта по нефти и теплоносителю, Д 57 и ВЯЗКОСТЬ нефти и теплоносителя, нс/м. )С,С)|,,(.) f M)--xii()F(, где f () и f2() фазовые проницаемости по нефти и теплоносителю; 1 - насыщенность нефтеносного пласта теплоносителем; - насыщенность не° фтеносного пласта на фронте вытеснения. Необходимость выбора кратного отношения интервалов времени цикла закачки теплоносителя (например пара) и цикла отбора нефти обосновывается, как указывалось, тем соображением, что геометрическая симметричность и упорядоченность элементов (участков) шахтного поля.при этом дополняется временной симметрией, в смысле кратности интервалов времени закачки теплоносителя и отбора нефти, В условиях кратности интервалов времени закачки теплоносителя и отбора нефти воздействия на фильтрационные процессы приобретают периодический характер или приближаются к нему. Такие воздействия на фильтрационные процессы явлйотсй существенными в технологии, поскольку создают благоприятные условия для увеличения нефтеотдачи пласта. Минимальная кратность 60 интервала времени -t подачи теплоносителя в нагнетательные скважины интервалу времени t отбора нефти из эксплуатационных скважин получается в результате термогидродинамических расчетов теплового баланса нефтеносного пласта, при котором нлраане с разогревом нефтеносного пласта учитываются утечки тепла через кровлю и подошву нефтеносного пласта, а также потери тепла с добываемой нефтью за каждый цикл отбора нефти из пласта через эксплуатационные скважины. Из приведенных выражений для t и t значение кратности определяют по формуле iKupcgrU C riKupcyU C 1 (р,-рг) где все обозначения указаны выше. Во все нагнетательные скважины 10 разрабатываемых элементов (участ ков) 1б (фиг. 1 и 3), отделенных друг от друга условными границами 17, в течение определенного времени t подают теплоноситель, а затем нагнетательные скважины 10 закрывают и держат закрытыми в течение вре мени t. В частном случае время t подачи теплоносителя через нагнетательные скважины 10 может равняться времени t их закрытия. Полный цикл Т работы нагнетательных скважин 10 равняется сумме времени t: . и t . л 2 Добычу нефти осуществляют циклит чески через все эксплуатационные скважины 9 как во время закачки теп лоносителя в нагнетательные скважины 10, так и во время их остановки, при чем интервал времени t,j отбора нефти из эксплуатационных скважин 9 череду ется с интервагГом времени t их остановки. В частном случае интервал времени t может быть равен интервалу времени t J . Описанный процесс условно показан на временной диаграмме работы нагнетательных и эксплуатационных скважин (фиг. 5). Интервал времени цикла закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 10 кратен интервалу времени цик ла отбора нефти из эксплуатационных скважин 9.т За счет кратного отношения интервалов времен цикла закачки теплоносителя и цикла отбора нефти (времен ная симметрия) воздействия на фильт рационные процессы приобретают периодический характер. Такие-целесообразные воздействия на фильтрационные процессы создают благоприятные условия для дополнительного сокращения застойных зон в окрестности каждого непроницаемого или плохо проницаемого плястового включения. Во время подачи теплоносителя в нефтеносный пласт 7 и отбора нефти из эксплуатационных скважин 9 про7ИСХОДИТ гидродинамическое вытеснение нефти в пласте. Во время подачи 8 нефтеносный пласт 7 теплоносителя и прекращения отбора нефти из эксплу атационных скважин 9 в нефтеносном пласте 7 повышается давление и температура. За счет этого в очередном цикле отбора осуществляется вытеснение нефти от нагнетательных скважин 10 к эксплуатационным скважинам 9 Во время остановки нагнетательных и эксплуатационных скважин происходит капиллярная пропитка блоков породы в трещиноватых пластах и участков с низкой проницаемостью в неоднородных пластах и перераспределение давления. При отборах нефти из эксплуатационных скважин 9 происходит изменение направлений фильтрационных потоков, за счет чего происходит увеличение охвата пласта вытеснением и, как следствие, нефтеотдачи. После создания совокупности подземных горных выработок, рабочих галерей и бурения эксплуатационных и нагнетательных скважин способ осуществляется следующим образом. Закачкой теплоносителя (пара) через нагнетательные и эксплуатационные скважины разогревают нефтеносный пласт до средней температуры порядка , при которой вязкость нефти с 15300 сП при начальной пластовой температуре +6°С снижается до вязкости порядка 30 сП. Нефть при этом приобретает необходимую текучесть в пласте. В нефтеносный пласт через нагнетательные скважины закачивается пар со степенью сухости 0,8 под давлением 2-5 ат на их устьях с интерва;1ами времени t, определяемыми из соотнош ения (1) . В качестве исходных данных принимают следующие показатели: с О аСккал/кг/ С}-, г 3,2Гккал/м/сут/ С,j 2 Ь ЗОГм. Безразмерное время IT определяют из зависимости (2) при следующих данных: © ei 130°1 С, Ро , G 100 Pcj,- h 18,5Гм. Для этих показателей время -t подачи теплоносителя в нефтеносный пласт составляет И сут. Время остановки нагнетательных скважин выдерживают такой же продолжительност т.е. 1 сут. Одновременно с закачкой теплоносителя осуществляют циклический отбор нефти из эксплуатационных скважин с интервалами времени т, определяемыми из соотношения (З). В качестве исходных данных прини мают следующие показатели: А 20CMJ; др 2 кгс/см ; /J к m г 0,2б. Безразмерный параметр В определя ют из зависимости (Ц) при х l/tO; 0 Относительные фазовые про ницаемости tf () и . определяются из известных соотношений. Для этих показателей время t отбора нефти из эксплуатационных скважин составляет 2,08 ч. Из полученных значений величин t- находят кратность ft. 34 14.2 l6l,538 1 LtvJ iTToI Из найденного значения кратности уточняют значение времени отбора не фти из из эксплуатационных скважин из зависимости

/

2 Ч 5 мин. Время t4 остановки эксплуатацион ных скважин выдерживают такой же пр должительности, т.е. tj 2 ч 5 мин Для оценки эффективности предлагаемого способа термошахтной добычи нефти проводят его сопоставление со способом, в котором закачку тепло носителя и отбор нефти осуществляют также циклически, но без соблюдения приведенных соотношений между време нем t и временем t. В качестве исходных данных для расчета и для сопоставления принима ют следующую информацию: Площадь элемента разработки, га Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м Пористость Не«|)тенасыщенность Водонасыщенность Средняя проницаемость пласта, D Начальная пластовая температура,С Температура пласта после разогрева,с

30 1. Вязкость нефти при температуре разогрева, сП 30 Количество нагнетательных скважин, шт 6t3 Количество эксплуатационных скважин, шт 121 Средняя длина нагнетательных скважин, м 55 Средняя длина эксплуатационных скважин, м 190 Показатели после 5 лет разработки риведены в таблице. Способ Показатели Предлагаемый I Известный Нефтеотдача, Удельный расход пара, т/т Средняя обводненностьПри осуществлении предлагаемого способа в зонально неоднородных нефтеносных пластах все нагнетательные скважины разбивают на группы, а закачку теплоносителя в каждую группу осуществляют поочередно в зависимости от технологических условий. На фиг. 6 схематично показан участок нефтеносного пласта 7, разбуренный из рабочей галереи В системой параллельных нагнетательных 10 и эксплуатационных 9 скважин. Нагнетательные скважины 10 разделены на две группы. В группы входят нагнетательные скважины, .расположенные через одну. На фиг. 6а показана работа первой группы нагнетательных скважин 101, 10-2, 10-3, на фиг. 6d- второй группы нагнетательных скважин 10, 105 на том же самом участке. На фиг. 7 показана временная диаграмма работы нагнетательных и эксплуатационных скважин. Условно показан .цикл работы Т двух различных групп нагнетательных скважин. Интервал времени подачи пара в первую группу - , во вторую - tj. В частном случае t-j может быть равен t., Интервалы времени циклов закачки кратны интервалу времени цикла отбора нефти из эксплуатационных скважин Время остановки эксплуатационных скважин зависит, от физических свойст нефтеносного пласта и насыщающей его нефти. В частном случае время отбора нефти из.эксплуатационных скважин мо жет быть равным времени их остановки Циклическая закачка теплоносителя через различные группы нагнетательны скважин в нефтяной пласт и циклический отбор нефти через все эксплуата ционные скважины приводит к смене направлений фильтрационных потоков 6 пласте, .вы(1ванию нефти, из застойных зон, участков пласта с ухудшенной проницаемостью, что приводит к повышению нефтеотдачи. При осуществлении предлагаемого способа в зонально и литологически неоднородных нефтеносных пластах эксплуатационные скважины 9 также разбивают на группы, а отбор нефти из каждой группы осуществляют поочередно в зависимости от технологических условий. На фиг. 8 условно показано время t закачки теплоносителя в первую группу нагнетательных скважин 10, время , закачки во вторую группу нагнетательных скважин 10, время t t, отбора нефти из первой и второй и группы эксплуатационных скважин 9 соответственно. Циклическая закачка пара в различ ные группы нагнетательных скважин с циклическим отбором нефти, а также кратность интервалов времен циклов закачки и отбора позволяют повысить охват вытеснением нефтеносных пласто с высокой зональной и литологической неоднородностью и за счет этого повысить нефтеотдачу. При осуществлении предлагаемого способа в неоднородных, трещиноватых трещиновато-пористых и трещиноватокавернозно-пористых коллекторах отбор нефти из эксплуатационных скважи 9 производят так, чтобы интервал вре мени цикла закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 10 был крате среднему времени цикла отбора нефти из одновременно работающих эксплуата ционных скважин 9. На фиг. 9 показана временная диаграмма работы двух групп нагнетательных и двух групп эксплуатационны скважин, причем.время t и 1л среднее время отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин. Отбор нефти из отдельных скважин каждой группы осуществляют в течение различных интервалов времени, определяемых в основном прорывами в них пара или воды. Это позволяет создавать в пласте фильтрационные потоки таким образом, чтобы достигался наиболее полный охват нефтеносного пласта 7 вытеснением, что приводит к повышению нефтеотдачи и уменьшению обводненности добываемой нефти. При различных по времени отборах нефти из эксплуатационных скважин 9 удается предотвратить прорывы пара в горные выработки через эксплуатационные скважины 9, что позволяет экономнее расходовать теплоноситель. На фиг. 10 схематично показан общий случай, когда интервалы времени циклов закачки теплоносителя в разные группы нагнетательных скважин различны и средние времена циклов отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин также различны. Количество скважин в разных группах нагнетательных и эксплуатационных скважин может быть как одинаковым, так и различным. Продолжительности циклов закачки теплоносителя (например пара) в различные группы нагнетательных скважин определяются геолого-физическими характеристиками нефтеносного пласта и колеблются от 10 до 30 сут. Давление нагнетания от 1 до 20 кг/см. Продолжительности циклов отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин колеблются от одного до нескольких часов. В тех случаях, когда нефтеносный пласт сложен крепкими (устойчивыми) породами, при осуществлении предлагаемого способа подачу теплоносителя в нефтеносный пласт производят через помещенные в горизонтальные или пологбнаклонные скважины 18 (фиг. П) трубы 19, снабженные одним пакером 20 у забоя и другим пакером 21 по существу в средней части скважины, а отбор жидкости производят через перфорированные отверстия в обсадной колонне 22 у устья скважин так, чтобы интервал времени подачи теплоноси17теля в указанные трубы был кратен времени отбора нефти через указанные перфорированные отверстия в обсадной колонне у устья скважин. По предлагаемому способу закачку теплоносителя в нефтеносный пласт - и отбор из него нефти осуществляют через одни и те же скважины как одновременно, так и раздельно в зависимости от установленного технологического режима работы скважин. Для предотвращения возможных прорывов нагнетаемого в нефтеносный пласт теплоносителя скважины снабжаются двумя пакерами, один из которых (пакер 20) устанавливают у забоя скважин, а другой (пакер 21) по суще . ству в средней части скважины 18. Бурение скважин 18 осуществляют из рабочей галереи 8. Реализации этого может осуществляться аналогично описанному. В этом случае остаются справедливыми приведенные на фиг. 5 7-9 временные диаграммы работы нагнетательных и эксплуатационных скаажин. Под нагнетательными скважинами в данном случав понимают участки скважин от их забоя до первого пакера 20, а под эксплуатационными - участки скважин от их устья до второго пакера 21. Подачу теплоносителя и отбор нефт осуществляют с помощью сисГемы парал лельных горизонтальных скважин, разделенных на группы, например через одну. Закачку пара (фиг. lid) осуществля ют через забои скважин 1, Ш и V, а отбор нефти - через перфорированные отверстия в обсадной колонне скважин II и 1Y. Закачку пара (фиг. 116) продолжают осуществлять через скважины 1, П| и V, а нефть отбирают через перфорированные отверстия тех же самых сква жин. За счет этого происходит смена направления фильтрационных потоков, показанная на фиг. 1.1аи 11 6 стрелками. Охват пласта вытеснением у устьев скважин увеличивается. Пар (фиг. 11-6) закачивают через скважины II и 1У, а нефть отбирают из скважин 1, Ш и У. При такой смене направления фильтрационных потоков увеличивается охват пласта вытеснением у забоев скважин. 7 Закачку пара (фиг. Пг) и отбор нефти осуществляют через одни и те же скважины II и IY, что также приводит к смене направления потоков нефти в пласте, к увеличению охвата и, как следствие., к увеличению нефтеотдачи. Как видно из указанных фигур, в нефтеносном пласте при реализации этих вариантов создаются фильтрационные потоки с изменяющимися направлениями течения нефти. При KpaTt.OM отношении времен циклов закачки теплоносителя и отбора нефти создаются благоприятные условия для дополнительного сокращения застойных зон в нефтеносном пласте. Подача теплоносителя в трубы 19 позволяет поддерживать температуру призабойной зоны на заданном уровне, а следовательно, поддерживать высокую текучесть нефти. Все это позволяет интенсифицировать процесс прогрева нефтеносного пласта, увеличить охват пласта вытеснением, повысить нефтеотдачу и темпы разработки. При осуществлении предлагаемого способа, когда нефтеносный пласт представлен слабосцементированными породами, кольцевое пространство между стенками скважин и помещенными в скважины трубами на участке между пакерами 20 и. 21 заполняют быстротвердеющими непроницаемыми для теплоносителя составами (например цементным раствором). В этом случае не тpeбyetcЯ обсаживать скважину обсадной колонной на всю ее длину и устанавливать два пакера. Достаточно установить только один пакер по существу в средней части скважин, а обсадную колонну 22 опускать до места его установки. Хорошая герметизация 33трубного пространства позволяет избежать прорывов пара в рабочую галерею. Это, в свою очередь, повышает эффективность процесса термошахтной добычи нефти. Формлуа изобретения Способ шахтиой разработки нефтяной залежи, заключающийся в разбгреее пласта до температуры текучести нефти закачкой теплоносителя через нагнетательные скважины с последующим поддержанием пластовой : температуры путем циклической закачки пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти через эксплуатационные скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи пласта за счет повышения эффективности его прогреса и охвата вытеснением, для разогрева пласта производят дополнительную закачку теплоносителя через эксплуатационные скважины, а подачу пара осуществляют через нагнетательные скважины с интервалами времени ,где-С- теплоемкость нефтеносного пласта, Дж/град; б - температуропроводность нефтеносного пласта, У- удельный вес нефтеносного пласта, tr - линейный масштаб, м, : Г- безразмерное время (), а отбор нефти из эксплуатационных скважин производят с интервалами времени, определяемыми из соотношения , - (р1-рг)В akup где А- расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, м; при те жи отб ск пр не ра ки 19 № др - перепад давления в нефтеносном пласте между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, Н/к(; - вязкость нефти, нс/м ; 1- пористость нефтеносного пласта; К- проницаемость нефтеносного пласта, D; р.р- изменение насыщенности нефтеносного пласта теплоносителем за цикл; B- безразмерный параметр, зависящий от характера фазовых проницаемостей по нефти и теплоносителю, мем интервал времени t подачи лоносителя в нагнетательные скваны кратен интервалу времени t ора нефти из эксплуатационных важин, а кратность Е Источники информации, инятые во внимание при экспертизе 1.Мишаков В.Н. и др. Опыт примения тепловых методов при шахтной зработке месторождений высоковязх нефтей. Нефтяное хозяйство, 7, № 10, с. 31-35. 2.Авторское свидетельство СССР it68529, кл. Е 21 В 43/2, 13.03.72.

.

//////////////XX

.. ч

г х -г/-г -г -г тч. TV. Т т т- -г т ут- г/-Г -г т- т т тЧ.т Г NT

XX///////3

//////////:

.- - - | .«/

,

« ;.. -,1 . . о /

is

Фиъ,2

Фо(г..З

фиг 6

, t .L tz

% : $$$$$;Ва : :%$$$$$

Фиъ.7

/ . f-2

($$

S t.

фиг. ff

,.

«I fifr l7fHl/V

y v /

J/TTv n v.rrp

II