Спосіб розробки пласта з запасами високов`язкої нафти або бітуму

1. Спосіб розробки пласта з запасами високов'язкої нафти або бітум у, який включає буріння вертикальної свердловини, буріння горизонтального ствола свердловини з розміщенням його вздовж простягання продуктивного пласта, закачування робочих агентів, відбір нафти, який відрізняється тим, що бурять щонайменше один додатковий горизонтальний ствол та щонайменше одну додаткову вертикальну свердловину, при цьому додаткові горизонтальні стволи розміщують нижче по вертикалі і умовно паралельно горизонтальному стволу, а додаткові вертикальні свердловини U 2 (19) 1 3 26561 періодичністю режиму підйому видобувної продукції через використання природної енергії пластової системи, яка виснажується, а також через наявність обсадної колони, яка створює додаткові перешкоди при фільтрації флюїду в стволі свердловини, крім того, присутність полімерних матеріалів в обсадній колоні потребує їх частого поновлення у зв'язку з проявленням явища деструкції у вуглеводневому середовищі. Найбільш близьким до запропонованого винаходу є спосіб видобутку високов'язкої нафти шляхом теплової дії на пласт, який включає буріння безперервної (двогирлової) свердловини з утворенням її вихідної ділянки вгору з нахилом від продуктивного пласта до денної поверхні, закачування теплоносія у вхідну та ви хідну ділянки свердловини до розтоплення нафти по всій ділянці горизонтального ствола, відбір продукції по вихідній ділянці при продовженні закачування теплоносія по вхідній ділянці [3]. Основним недоліком даного способу є недостатня ефективність нафто- та бітумовилучення, оскільки під час закачування теплоносія та одночасному відборі вуглеводневої продукції з однієї свердловини виникає досить швидке проривання пари, а при циклічній дії - повторне нагрівання колектора, що охолонув, призводить до великих енерговитрат через непродуктивні витрати енергоносія. В основу корисної моделі поставлена задача збільшення охоплення дією пласта з високов'язкою нафтою або бітумом по площі і товщині, зниження коефіцієнта в'язкості вуглеводнів шляхом теплового або фізико-хімічного впливу на пласт, що дасть можливість підвищити ефективність нафто- і бітумовилучення та скоротити енергетичні витрати під час розробки пласта. Поставлена задача вирішується тим, що в способі розробки пласта з запасами високов'язкої нафти або бітуму, що включає буріння вертикальної свердловини, буріння горизонтального ствола свердловини з розміщенням його вздовж простягання продуктивного пласта, закачування робочих агентів, відбір нафти, згідно з корисною моделлю в залежності від товщини та простягання продуктивного пласта визначають кількість та місце розміщення додаткових вертикальних свердловин та горизонтальних стволів, з вертикальної свердловини бурять щонайменше один горизонтальний ствол, який розміщують нижче по вертикалі і умовно паралельно горизонтальному стволу вздовж простягання продуктивного пласта, вздовж горизонтальних стволів і якнайближче до них з поверхні бурять щонайменше одну додаткову вертикальну свердловину і гідродинамічно пов'язують з горизонтальними стволами, при цьому останню додаткову вертикальну свердловину розміщують у торцях горизонтальних стволів. Горизонтальний ствол вводять в експлуатацію окремими ділянками, які розміщені між двома вертикальними свердловинами, при цьому для відокремлення експлуатаційних ділянок у вертикальних свердловинах і горизонтальних стволах встановлюють відокремлюючі елементи, напри 4 клад цементні мости або пакери, які потім видаляють. Першу вертикальну свердловину використовують як нагнітальну, другу як видобувну. Після виснаження ділянки переходять на наступну ділянку горизонтального ствола, при цьому першу вертикальну свердловину закривають, другу переводять режим нагнітання, а наступну вертикальну свердловину - у режим видобування, і так до кінця горизонтального ствола. Після виснаження всієї ділянки горизонтального ствола переходять на горизонтальний ствол, розміщений нижче, і всі дії повторюють. Таке розміщення додаткових горизонтальних стволів і вертикальних свердловин дозволить збільшити охоплення пласта по площі і товщині. Завдяки почерговій експлуатації окремих ділянок горизонтальних стволів, розміщених між вертикальними свердловинами, які гідродинамічно пов'язані з горизонтальними стволами, забезпечується можливість проведення ефективного теплового або фізико-хімічного впливу на окремі ділянки пласта, що дозволить понизити коефіцієнт в'язкості нерухомої нафти або бітуму, а при досягненні ними текучого стану - забезпечити максимальне нафто- і біту мови лучення. Суть корисної моделі пояснюється кресленням, де на фіг. 1 схематично зображено розміщення горизонтальних стволів та вертикальних свердловин у пласті. Заявлений спосіб реалізують наступним чином: В залежності від товщини та простягання продуктивного пласта визначають кількість та місце розміщення додаткових вертикальних свердловин та горизонтальних стволів. З вертикальної свердловини бурять додаткові горизонтальні стволи, які розміщують нижче по вертикалі і умовно паралельно горизонтальному стволу. В залежності від товщини пласта з високов'язкою нафтою або бітумом та його простягання із вертикальної свердловини почергово бурять щонайменше два умовно паралельних горизонтальних ствола, які проходять через товщу слабопродуктивної ділянки, не виходячи за межі водонафтового контакту або краще на відстані від нього. По простяганню горизонтальних свердловин бурять вертикальні свердловини, які проходять через горизонтальні стволи та гідродинамічно пов'язані з ними, останню вертикальну свердловину розміщують у торцях горизонтальних стволів для збільшення впливу теплової або фізико-хімічної дії на пласт. Горизонтальні стволи експлуатують почергово окремими ділянками, розміщеними між двома вертикальними свердловинами, починаючи з вищезалягаючого. При цьому інші ділянки відділяють одна від одної відокремлювальними елементами і не експлуатують. Робочі агенти (пара, кислоти, розчинники, розріджувачі тощо) нагнітають спочатку у першу вертикальну свердловину, а відбір нафти здійснюють з наступної вертикальної свердловини до моменту наближення фронту ви тіснення, після чого першу нагнітальну свердловину закривають, видобувну 5 26561 свердловину переводять у режим нагнітання, а відбір нафти здійснюють з наступної свердловини. Після вироблення всіх ділянок горизонтального ствола відокремлювальні елементи вилучають та переходять на нижчезалягаючий горизонтальний ствол, і повторюють усі вищезазначені дії, починаючи з першої вертикальної свердловини. Приклад конкретного виконання способу для нафтового родовища з такими геолого-технічними параметрами: пластова система представлена карбонатним колектором, інтервал - 2479-2512м, загальна товщина - 33м, проникність -10мкД, пористість - 0,18, пластовий тиск - 22Мпа, в'язкість нафти в пластових умовах -2500мПас, в'язкість нафти в поверхневих умовах - 3200мПа-с, пластова температура 48°С, температура флюїду на поверхні 18°С, густина нафти 0,956 г/см 3, нафтонасиченість 0,67 д. од. Здійснюють буріння першої вертикальної свердловини глибиною 2520 м. З неї бурять перший горизонтальний ствол, який включає буріння похило-спрямованої ділянки з набором зенітного кута і переходом її у горизонтальну ділянку на глибині 2490 м. Потім бурять другий горизонтальний ствол, паралельний першому, горизонтальна ділянка якого проходить на глибині 2500 м. Довжина горизонтальних стволів 450 м. На відстані 230 м від першої свердловини бурять другу вертикальну свердловину, яка проходить крізь горизонтальні стволи. Третю вертикальну свердловину бурять в торцях горизонтальних стволів. Вертикальні свердловини наводяться на горизонтальні стволи за допомогою спеціального устаткування, наприклад, телеметричної системи. Комп’ютерна в ерстка Д. Шев ерун 6 З метою підвищення продуктивності свердловин необхідно понизити в'язкість неньютонівської нафти, що можна досягти шляхом нагнітання через вертиальні свердловини понижувачів в'язкості до переходу флюїдів у ньютонівську нафту з в'язкістю 80-90 мПа-с. Для цього закачують, наприклад, перегріту пару в першу і др угу свердловини під тиском 30 МПа, який вище внутрішньопластового до розрідження високов'язкої нафти. Після чого в першу свердловину продовжують закачувати пар, а із другої свердловини здійснюють відбір нафти. В цей час третя свердловина закрита. Після наближення фронту витіснення до другої свердловини першу свердловину закривають, другу свердловину переводять у режим нагнітання, а видобуток ведуть із третьої свердловини. Після вироблення всього інтервалу горизонтального ствола переходять на нижчезалягаючий ствол. Усі інші стволи при цьому відділяють відокремлювальними елементами. Таким чином, спосіб, що пропонується, дозволяє збільшити охоплення дією пласта з в'язкою нафтою або бітумом по площі і вертикалі, знизити коефіцієнт в'язкості, що забезпечить підвищення кінцевого нафто- і бітумовилучення під час розробки пластів з запасами високов'язкої нафти або природного бітуму. Джерела інформації: 1. Патент Канади №1130201, МПК Е21В43/24, Е21В43/30.1982 2. Патент РФ № 2159317, МПК Е21В7/04, Е21В43/20, 2000 3. Патент РФ № 2211318, МПК Е21 В43/24.2000 Підписне Тираж 26 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601