RU2199656C2

RU2199656C2 - Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти

Info

Publication number: RU2199656C2
Application number: RU2001110537A
Authority: RU
Inventors: Л.М. Рузин
Original assignee: ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
Priority date: 2001-04-17
Filing date: 2001-04-17
Publication date: 2003-02-27

Abstract

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. Обеспечивает повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи залежи на поздней стадии разработки месторождения. Сущность изобретения: бурят ряды вертикальных нагнетательных и добывающих скважин. Вдоль рядов вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины. В горизонтальные скважины периодически закачивают теплоноситель, например пар. Отбирают нефть из вертикальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин. В период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим. 1 з. п. ф-лы, 2 ил.

Description

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

Известны способы добычи нефти (см. патент США 4637461, Е 21 В 43/24, опубл. 1986 г. и патент США 4662441, Е 21 В 43/24, опубл. 1987 г.), в которых для нагнетания теплоносителя (пара) используют вертикальные скважины, а для отбора нефти - вертикальные и горизонтальные скважины.

При применении этих способов на месторождениях с высоковязкой нефтью очень сложно добиться гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, что исключает положительную реакцию добывающих скважин на закачку пара. Это обусловлено большими фильтрационными сопротивлениями пласта, насыщенного высоковязкой нефтью.

Наиболее близким по технической сущности, принятым автором за прототип, является способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (а.с. СССР 1830411, Е 21 В 43/24 от 29.01.91 г.), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин.

Однако известный способ приемлем в основном для разработки залежи на стадии, когда основные запасы нефти еще не выработаны.

Кроме того, при закачке вытесняющего агента в пласт возможны прорывы его в трещины через горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, что приводит к неравномерному распределению вытесняющего агента в пласте. В результате этого снижается охват и нефтеотдача пласта.

Задачей настоящего изобретения является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи залежи на поздней стадии разработки месторождения.

Поставленная задача решается тем, что при осуществлении способа бурят ряды вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, вдоль рядов вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины, ведут периодическую закачку теплоносителя в горизонтальные скважины, а отбор нефти ведут из всех вертикальных скважин, включая нагнетательные, при этом в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.

Поставленная задача решается также тем, что перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- в период закачки теплоносителя в горизонтальные скважины отбор нефти ведут из всех вертикальных скважин, включая нагнетательные;
- в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины;
- после выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин;
- перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом.

Указанная совокупность существенных признаков позволит за счет изменения движения фильтрационных потоков жидкости в пласте вовлечь в разработку участки пласта, ранее не охваченные тепловым воздействием, и, как результат, увеличить коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи, и увеличить темп отбора нефти из пласта. Заполнение горизонтальных скважин изолирующим составом позволит создать условия для выравнивания фронта продвижения воды по пласту и предотвратить прорыв воды в законтурную область, что также способствует увеличению коэффициента охвата и нефтеотдачи залежи.

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в нашей области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 показана схема разбуривания нефтяной залежи.

На фиг.2 показан тот же участок залежи в разрезе.

В центре элемента разработки нефтяной залежи 1 расположен ряд вертикальных нагнетательных скважин 2. Вдоль рядов нагнетательных скважин 2 на расстоянии 3-20 м бурят горизонтальные скважины 3. Параллельно ряду нагнетательных скважин располагают ряды вертикальных добывающих скважин 4. Вдоль рядов добывающих скважин 4 на расстоянии 3-20 м бурят горизонтальные скважины 5.

Затем начинают закачку теплоносителя в горизонтальные скважины 3 и 5, одновременно отбирают нефть из вертикальных скважин 2 и 4. После прорыва закачиваемого теплоносителя в вертикальные скважины прекращают закачку теплоносителя в соответствующую горизонтальную скважину, являющуюся источником прорыва. Затем горизонтальную скважину оборудуют насосом и вводят в эксплуатацию.

Отбор нефти из вертикальных и горизонтальных скважин ведут до тех пор, пока дебиты скважин по нефти не снизятся до первоначального уровня. После этого возобновляют закачку теплоносителя в горизонтальные скважины. Периодическую закачку теплоносителя в горизонтальные скважины ведут до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.

После выработки призабойных зон скважин горизонтальные скважины 3, расположенные вдоль рядов нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразным, и начинают закачку вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины 2, одновременно отбирая нефть из вертикальных и горизонтальных добывающих скважин 4 и 5. Процесс ведут до достижения проектной нефтеотдачи залежи.

Пример. В настоящее время подготовлена схема разработки участка для испытания предлагаемого способа. На пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, содержащего высоковязкую нефть, пробурили ряд вертикальных нагнетательных скважин 2 на расстоянии 125 м друг от друга и два ряда вертикальных добывающих скважин 4 по сетке 125х125 м (см. фиг.1). Вдоль рядов вертикальных скважин на расстоянии 20 м от их забоев пробурили три горизонтальные скважины 3 и 5 с длиной горизонтального ствола 400 м. Закачку пара намечено осуществлять при давлении 12,0 МПа и с температурой 320^oС в горизонтальные скважины 3 и 5. Одновременно все вертикальные скважины оборудуются штанговыми насосами НСН-68 и вводятся в эксплуатацию. Постепенно температура добываемой жидкости по скважинам 2 и 4 начнет расти и после прорыва пара (примерно через 3 месяца) в большую часть вертикальных добывающих скважин закачку пара в горизонтальные скважины прекращают и после конденсации в них пара скважины оборудуют насосами ШГН или ЭВНТ и вводят в эксплуатацию. При снижении температуры добываемой жидкости по скважинам до 30^oС, а дебитов скважин по нефти до 5 т/сут закачку пара в горизонтальные скважины необходимо возобновить. В дальнейшем продолжают чередовать циклы закачки пара в горизонтальные скважины с отбором из них нефти. При этом эксплуатацию всех вертикальных скважин необходимо продолжалась непрерывно.

После выработки призабойных зон скважин (признаком этого является резкое снижение средних дебитов скважин по нефти - менее 1 т/сут и рост обводненности продукции до 95%) закачку пара в горизонтальные скважины прекращают. Затем горизонтальные скважины 3, расположенные вдоль рядов вертикальных нагнетательных скважин 2, заполняют гелеобразующим изолирующим составом, например составом "Галка", приготовленным на основе карбамида и хлористого алюминия, и начинают закачку попутно добываемой воды с температурой 100^oС в нагнетательные скважины 2, одновременно отбирая нефть из остальных скважин 4 и 5. Эксплуатация участка рассчитана примерно на 10 лет до достижения проектной нефтеотдачи пласта 36%.

Claims

1. Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти, включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, отличающийся тем, что отбор нефти ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, при этом в период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим.