Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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

Известен способ разработки залежей высоковязкой нефти, в соответствии с которым на залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные и вертикальные скважины. Теплоноситель закачивают через нагнетательные скважины и одновременно периодически через горизонтальные скважины до прорыва теплоносителя к вертикальным добывающим скважинам. После прорыва теплоносителя через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка или пластового флюида (Патент РФ №2062865, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.1996 г.).

Недостатком способа является недостаточная эффективность теплового воздействия и низкая нефтеотдача пластов.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом (Патент РФ №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008 г.).

Недостатком данного способа является недостаточная равномерность охвата продуктивного пласта тепловым воздействием, вследствие чего нефтеотдача не достигает высокого уровня, а также возможность преждевременного прорыва конденсата и подошвенной пластовой воды к добывающей скважине.

Технической задачей предложения является повышение эффективности вытеснения высоковязкой нефти и битума в пластах малой мощности, увеличение объема добычи, повышение темпа прогрева пласта, увеличение темпа отбора высоковязкой нефти и битума за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади и вертикали и равномерного теплового воздействия на пласт.

Задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим бурение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Новым является то, что ствол добывающей горизонтальной скважины размещают вблизи подошвы продуктивного пласта так, чтобы расстояние от точки входа ствола нагнетальной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины составляло 0,8 толщины пласта, а нижнюю часть ствола нагнетальной скважины располагают на одном уровне с горизонтальной добывающей скважиной на расстоянии 5-10 м друг от друга, причем нагнетательные скважины бурят наклонно-направленно под углом 45° к подошве пласта.

Совокупность отличительных признаков позволяет обеспечить высокий темп нагнетания теплоносителя в пласт, снизить вязкость нефти или битума, увеличить зоны, ранее неохваченные воздействием, равномерно распределить теплоноситель, тем самым увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.

Сущность изобретения.

На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума, где:

1 - ствол нагнетательной наклонно-направленной скважины; 2 - ствол горизонтальной добывающей скважины; L - длина горизонтального участка ствола добывающей скважины;

На фиг.2 представлен разрез продуктивного пласта по вертикали с расположением скважин (вид справа), где:

а - расстояние от нижней части ствола нагнетательной скважины до горизонтального участка ствола добывающей скважины; b - расстояние от точки входа ствола нагнетательной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины; h - толщина продуктивного пласта.

При разработке залежи высоковязкой нефти и битума бурят наклонно-направленные нагнетательные скважины под углом 45° к подошве продуктивного пласта и ствол добывающей горизонтальной скважины. Наклонно-направленные нагнетательные скважины располагают по обе стороны от ствола добывающей горизонтальной скважины, что позволяет добиться наилучшего эффекта от применения предлагаемого способа (см. фиг.1). Количество нагнетательных скважин и расстояние между ними выбирают в зависимости от длины горизонтального ствола добывающей скважины и размещают равномерно. Ствол горизонтальной добывающей скважины 2 длиной L проводят вблизи подошвы продуктивного пласта так, чтобы расстояние b от точки входа ствола нагнетальной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины соответствовало 0,8·h, а нижнюю часть ствола нагнетательной скважины располагают на одном уровне с горизонтальной добывающей скважиной на расстоянии 5-10 м друг от друга. Закачивают теплоноситель в нагнетательные скважины 1, производят отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину 2. В качестве теплоносителя применяют горячую воду, пар и т.д. После закачки в нагнетательные скважины 1 теплоноситель поднимается и занимает верхнюю часть пласта, вытесняя нефть. Непрерывное тепловое воздействие способствует равномерному распределению теплоносителя по площади и по разрезу пласта, в результате чего прогретая нефть поступает вниз к добывающей скважине 2.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти и битума с вязкостью 500 мПа·с и плотностью добываемой продукции 956 кг/м³, находящуюся на глубине 90 м с толщиной продуктивного пласта (h) 7 м, с пористостью 30%, с нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., проницаемостью 0,26 мкм².

При разработке залежи высоковязкой нефти и битума бурят три наклонно-направленные нагнетательные скважины 1 под углом 45 к подошве продуктивного пласта и добывающую горизонтальную скважину 2 длиной 300 м. Расстояние между нагнетальными скважинами выбирают в зависимости от длины горизонтального ствола добывающей скважины. В данном случае через каждые 100 м равномерно. Горизонтальный ствол добывающей скважины 2 длиной 300 м бурят вблизи подошвы продуктивного пласта на расстоянии 5,6 м (равном 0,8·h) от точки входа нагнетальной скважины 1 в продуктивный пласт до ствола добывающей скважины 2, а нижнюю часть ствола нагнетательной скважины располагают на расстоянии 7 м от ствола добывающей скважины 2 на одном уровне. Закачивают пар в нагнетательные скважины 1, производят отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину 2. После закачки в нагнетательную скважину 1 пар поднимается и занимает верхнюю часть пласта, вытесняя нефть. Непрерывное тепловое воздействие способствует равномерному распределению теплоносителя по площади и по разрезу пласта, в результате чего прогретая нефть поступает вниз к добывающей скважине 2.

В результате предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума коэффициент охвата пласта воздействием увеличился с 0,43 д.ед. до 0,72 д.ед. по сравнению с прототипом, коэффициент вытеснения составил 0,78 д.ед. вместо 0,48 д.ед. по прототипу; коэффициент охвата пласта заводнением составил 0,75 д.ед. вместо 0,45 д.ед. Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума позволяет дополнительно добыть 91,65 тыс. тонн продукции пласта.

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума позволяет повысить эффективность вытеснения высоковязкой нефти и битума в пластах малой мощности, увеличить объем добычи, повысить охват пласта тепловым воздействием по площади и вертикали.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающий бурение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что ствол добывающей горизонтальной скважины размещают вблизи подошвы продуктивного пласта так, чтобы расстояние от точки входа ствола нагнетальной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины составляло 0,8 толщины пласта, а нижнюю часть ствола нагнетальной скважины располагают на одном уровне с горизонтальной добывающей скважиной на расстоянии 5-10 м друг от друга, причем нагнетательные скважины бурят наклонно-направленно под углом 45° к подошве пласта.