Способ разработки залежи нефти

СОЮЗ СОВЕТСКИСОЦИАЛИСТИЧЕРЕСОУБЛИН 11 Е 21 В 43/24 ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТН Г 1 АТЕНТУ ии осу.пествляют соваемой по форму,02174 А/1 Екргорячей воды илиси ф 1, = 5,04ТЕ),ть нагнетания паводы/дн;ть нагнетания воды,(21) 2821 (22) 02. (31) 9483 (32) 03. 10 (33) США (46) 23.0 (72) Джек В. Брайтт и Хэрри А (71) Конт (53) 622. (56) 1. П кл. 166-1 97 22 в раскрытом состоян скоростью, рассчить.7 лам для пар (0,02739 ТЕ водно-паров 10 А 1 ергде Ч л ои,; с (О, 02711 Микаэль Мартин- скоро ра, м ско мпани ( 33967911968,1813,1965 блик. А 1" 3 рототип) ЖИ овым 4. Способ щ и й с я тем няющего агент вают пар или с кислородом, дой, или пар или воду. ичаюе вытесп. 1, отчто в качесчерез пласт окач с водои,и иар с г еи воодой,каустическо 5. Способ ио и. 1,о и й с я тем, что при ии гидрораэрыва пласт ельных скважинах в эк кважинах поддерживают ича существле в нагнета луата авле прот ние. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ 2. Патент СШ 22кл, 166-11, опублик, (и54)(57) 1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕНЕФТИ, включающий бурение нагнетательных и эксплуатационных скважин, создание в пласте зоны повышенной проницаемости путем осуществления гидравлического разрыва пласта между нагнетательными и взаимодействующими с ними эксплуатационными скважинами с поддержанием трещины в раскрытом состоянии закачкой в нее теплоносителя, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности вытеснения нефти за счет повышения термического КПД, нагнетательные и эксплуатационные скважины вскрывают нефтенссный пласт на всю толщину, гидроразрыв создают посредством нагнетательных скважин, а после формирования зоны текучести осуществляют прокачку вытесняющего агента через пласт для вытеснения нефти и извлечения ее на поверхность через эксплуатационные скважины, причем закачкутеплоносителя для поддержания трещин Дж/дн.,Д - площадь нагрева междускважинами, м;толщина нагреваемогопласта, м;ТЕ 1, - термический КПД,2. Способ по п. 1 о т л и ч а ю/щ и й с ь тем, что гидроразрыв осуществляют в эксплуатационных скважинах поочередно.3, Способ ио п. 1 о т л и ч а ю)щ и й с я тем, что перед проведениепосредством нагнетательных скважингидравлического горизонтального разрыва пласта давление в эксплуатационных скважинах выравнивают с плас 1082332Это стимулирование паром осуществляется использованием одного генератора на скважину. По окончании нагнетания пара в четыре скважины их подвергают перфорированию в количестве 13 отверстий на 1 м. Затем все четыре скважины прокачивают нагнетанием пара одновременно во все четыре скважины в течение непродолжительного времени и после этого пе 50 В эксплуатационных скважинах пятискважиннай системы проделывают бреши вблизи вертикального центра залежи посредством вращающегося инструмента, вь 1 брасывающего с высокой скоростью струю воды с песком, которая прорывает обсадную колонну и цемент и проделывает бреши в породе. Повторными проходами брешь расширяют до достаточной ширины с тем, чтобы 10 при нагреве скважин .окно в породеЪне сузилось или не закрылось. Инструмент имеет смещенные па фазе на 1200 С сопла диаметром 0,95 см. Он работает под давлением 210 кг/см 15 со скоростью 0,56 м /мин при 120 кг/см песка с крупностью чаг:тиц 20-40 меш. На один разрыв требуется 30 мин при скорости вращения 6- 10 об./мин. 20После этого каждую из эксплуатационных скважин подвергают гидравлическому горизонтальному разрыву водой в количестве, достаточном для раскрыва гидравлического разрыва примерно на одну треть расстояния между эксплуатационными скважинами и центральной нагнетательной скважиной, Свежую воду в количестве 208 м нагнетают са скоростью 4,8-6,4 м /минз 0 ,Поскольку среду нагнетают по.,трубам диаметром 8,9 см, добавляют редуктор давления, Непосредственно после разрыва каждой скважины в каждую из эксплуатационных скважин по ачере 35 ди нагнетают пар пад высоким давлением со скоростью 254 м воды в день при 316 С и давлении 120 кг/смадля отдачи 3,7 млрд ккал энергии в каждую эксплуатационную скважину. Это выражается в поддержании гидравлического разрыва в открытом состоянии и образовании радиусов нагрева около 44 м вокруг каждой эксплуатационной скважины и нагреве породы до температуры выше 93 С на расО стоянии около 3 м сверху и снизу гариэонтальнога разрыва. рекачивают скважины для рассасывания пара и обеспечения нагрева пласта.После пропитки паром эксплуатационных скважин и последующего снятия давления с них подвергают горизонтальному гидравлическому разрыву центральную нагнетательную скважину через брешь, проходящую вблизи вертикального центра нефтеносного пласта для обеспечения сообщения с зоной разрыва и стимулирования паром, окружаюшую каждую эксплуатацианнук 1 скважину, На эксплуатационных скважинах используют обратное давление для распределения разрыва па системе. Сохраняя обратное давление на пласт через все скважины, требуемое для поддержания разрыва в раскрытом состоянии, сразу же нагнетают пар в эксплуатационную скважину со скоростью около 509 м воды в день пад давлением 120 кг/см и при 324 С, чем обеспечивается раскрыворазрыва пласта между скважинами вдоль системы разрыва и проход чеФрез нее по каналу потока жидкостей, а также обеспечение нагрева проводимостью значительного объема пласта перпендикулярно потоку в канале, Обратное давление на эксплуатационнььх скважинах по необходимости регу- лируют для распределения в радиальном направлении тепла па пласту. Для прорыва тепла к угловым скважинам требуется около 102 цней. График распредсления тепла во времени приведен на фиг. 3. На оси Х или горизонтальной аси представлена системагоризонтального разрява, Тепловое распределение внутри системы разрыва в момент, показанный на графике, составляет около 324 С, чта примернаоравно температуре почвы пласта у нагнетательной скважины. Температурное распределение над и юд системой разрыва примерно одинаково, поэтому показаны только контуры над системой разрыва, На графике показаны изотермы 93, 149, 204 и 260 С. Ва время прорыва около 157 объема системы была нагрета до температур, превышающихо , о260 С, ЗОБ - выше 205 С и 477 - выаше 149 С. Вблизи нагнетательнай скважины изатерма 93 С проходит вертикально на 5,64 м над и пад разрывом1 а в 707 системы эта температура превьппается в результатс нагнетания пара из нагнетательнгй скважины.191082Ц составляет 509 м воды в день, 11 равно 13,7 м, А - 2025 м. ТЕ 11, рассчитывают так, чтобы он превышал 90% при относительно небольшой потере тепла снаружи пласта. Пар, закачанный в эксплуатационные скважины, несколько изменяет названные контуры около эксплуатационных скважин, как это показано,на фиг. 1 и 2.П ар продолжают нагнетать при указанных скорости и давлении для поддержания разделения пласта вдоль системы разрыва и для образования канала для расплавленной текучей смолы в пласте вблизи системы разры 15 ва между скважинами в течение определенного времени для обеспечения оптимального нагрева пласта в системе Среды, включающие в себя очень значительное количество тяжелой нефтиф 20 получают из эксплуатационных скважин. Горячие среды, получаемые из эксплуатационных скважин, направляют через теплообменник для нагрева во-. ды,используемой для образования параф 25 что создает значительную экономию. Охлаждение получаемых сред тепло- обменом способствует также эффективной работе оборудования на поверх 332 20ности, используемого для выделения нефти из пара и горячей воды.По истечении значительного промежутка времени и добычи нефти, осуществляемой нагнетанием пара с высокими скоростями, достигается опт;пчапьный нагрев пласта. После этого скорость нагнетания пара в нагнетательной скважине снижают, эксплуатационные скважины заставляют работать с максимальной производительностью до ее снижения, в результате чего система разрыва около эксплуатационных скважин закрывается.После этого нагнетательную скважину перфорируют и пар нагнетают примаксимальных скоростях вытесненияматеринской породы из центральнойнагнетательной скважины для обеспечения быстрого потока пара с прокачкой материнской породы в системе,нагретой до описанной технологии.Также процесс осуществляют с использованием воды, нагретой полученнымисредами и содержащей каустик, которую нагнетают в нагнетательную скважину, или используют холодную воду,воздух, воздух с холодной водойи/или другие газы.систему разрыва между скважинами сдостаточными скоростью и давлениеми в течение достаточного времеыи дляустановления термического КПД длянагрева пласта ТЕк выше 402 и, впредпочтительном варианте, выше 707.,В соответствии с одним аспектомпар нагнетают со скоростью 0, выражаемой в баррелях (159 дм ) воды/день, что равно, по крайней мере,1812 А/Ьехр 0,02739 х ТЕ, где А -горизонтальная площадь, нагреваемаямежду скважинами, вырзженная в акрах(0,4 га); 6 - толщина нагреваемогопласта в футах (30,48 см); причемТЕя выше 403 и, предпочтительно,707 фи выше.В других метрических единицах иэмеренияЦ 2 0,02174 А/Ьехр 0,0239 хх ТЕ,Д; ТЕ 7 403, предпочтительноне менее 703, где О м Н О/день,Ч1А, м 2, И, м. Если нагнетается другаяводная среда, а не пар (например горячая вода или смесь горячей водыи пара), аналогичная скорость нагнетания среды для водной среды, т.е.может быть легко определена изследующей формулыОз - 10001130где подстрочное 1 - нагнетаемая среда; Н- энтальпия на забое скважинысреды, выраженная в Британских тепловых единицах на фунт; б б 1 - удельныйвес среды при средней температуре;35баррель пара имеет энтальпию на забоескважины, равную 1000 Британскихтепловых единиц на фунт (2323 Дж/г)или 350000 Британских тепловых единиц на баррель (5,86 х 10 1 /мз).40Таким образом, поскольку Оы = Яб хх 350 х Н, Н 5 = 1000 в выраженияхэквивалентной скорости нагнетания, а( - ежедневная скорость нагнетания,приведенные уравнения для ежедневной45скорости выражены следующим образом:011=6,342 х 10 А/Ь Ехр 0,02739 хТЕ 1в Американских единицах измеренияили Цн = 5,05 х 10 А/1 ехр 0,02739 хх ТЕы в метрических единицах, причем(выражается в Дж/день (О, 239 кал) ..Ф 50Зона текучести нагретой тяжелой нефти, горизонтально пересекающая нефтеносный пласт, последовательно прокачивается вытесняющим паром, сти мулированием с водой, паром с водой, горячей водой с каустиком или горячей водой. Зону текучести нагретой тяжелой нефти, горизонтально пересекающую залежь тяжелой нефти, устанавливают в пласте с плотностью в градусах Американского нефтяного института, равной 10, который непроницаем для сред при температуре нефтеносного рласта.На фиг. 1 показана пятискважинная система, момент осуществления процесса заводнения через систему разрыва под давлением, достаточным для поддержания разрыва в раскрытом состоянии, поперечное сечение; на фиг. 2 - то же, момент последующего установления зоны текучести среды и повышенной температуры, а также рас- . пространение нагретой эоны повышенной текучести заполнением паром материнской породы, распространяющимся от нагнетательной скважины к удаленным от центра эксплуатационным скважинам; на фиг. 3 - график распределения тепла во времени.Грунт 1, содержащий покрывающую породу 2, показанную с линией разрыва 3, и перекрывающую породу 4, располагается поверх нефтеносного пласта 5, который подстилается формацией 6.Перекрывающая порода и нефтеносный пласт 5 вертикально пересекаются пя" тискважинной системой, состоящей из центральчой нагнетательной 7 и удаленных от центра эксплуатационных 8-11 скважин. Каждая скважина, пересекающая нефтеносный пласт, содержит обсадную колонну 12, закрепленную в пласте цементом 13, и имеет колонну труб, сообщающуюся с наружным оборудованием через выпускное отверстие 14 на устье скважины 5 и образующую кольцевое пространство 16 между колонной труб и обсадной колонной, которая сообщается с наружным оборудованием через выпускное отверстие 17. Скважины проходят через нефтеносный пласт и скреплены с подстилающей породой цементом 18.В каждой эксплуатационной скважине сначала проделывают брешь вращающимся гидравлическим режущим инструментом, а затем проводят гидравлический разрыв до образования горизонтального разрыва 19Разрыв пласта можно обеспечить либо нагнетанием водной среды в образованную брешь через отверстие 14 или колонну труб20, либо через отверстие 17 и через кольцевое пространство 16. В следующий момент нагнетают пар под давлением разделения, т.е, под давлением, достаточным для поддержания разделения гидравлического разрыва. Операции проводятся поочередно во всех эксплуатационных скважинах, после чего эксплуатационные скважины пер 10 фарнруют по всей толщине пласта. После этого в центральной нагнетательной скважине проделывают брешь и подвергают гидравлическому разрыву для установления сообщения эксплуатационным скважинам через горизонтальный разрыв 21, В эксплуатационных скважинах устанавливают обратное нагление необходимое для распределения гидравлического горизонтального разрыва по пятипозиционной 20 схеме.После этого немедленно нагнетают пар либо через отверстие 1 ч, либо через отверстие 12, либо через оба отверстия нагнетательнай скважины и через систему разрыва с достаточно высокой скоростью, при достаточном давлении и на протяжении достаточного времени для разъема пласта вдоль, по крайней мере, основной части сис темы разрыва между скважинами, обеспечивая направленный поток жидкостей через пласт с разобщенным разрывом и нагрев проводимостью значительного объема нефтеносного пласта перпендикулярно потоку го каналу, В эксплуатационных скважинах поддерживают протнводавление неаахадимое для рас - прсделения патака равномерно по системе по мере того, как среды выходят 40гловых эксплуаапионных На фиг,показан процесс в момент нагнетания пара с высокой скоростью, Срець проходят (показано45 стрелками) через канал разрыва и смежно с ним, обеспечивая нагрев проводимостью пласта, ограниченного зоной 22 и 23, с выходом как горячей смолы, так и горячей воцы из эксплуатационных скважин путем взаимообмена 50 сред от канала разрыва в более сильно нагретой зоне 23 и до меньшей степени -. в менее нагретой зоне 22, На эксплуатационных скважинах удерживается обратное давление, достаточное для поддержания снстемь 1 разрыва в разделенном состоянии по крайней мере до тех пор, пока смола около канала разрыва достаточно не нагр.:я. с обеспечением свободного сообщ .ния сред между нагнетательной и эксплуатационными скважинами.При последующем нагреве проводимостью смолы в зоне между скважинами скорость нагнетания пара и давление нефтеносного пласта снижаются, в результате чего происходит сжатие системы разрыва (фиг, 2, позиция 2 ч). В нагнетательной скважине проделываются перфорации и пар нагнетают с пониженными скоростью и давлением для направления потока заводнения паром с прокачкой материнской породы через нагретую зону 22, как это показано фронтом 25 проходящим между нагнетательной и эксплуатационными скважинами, Поток сред показан стрелками в нефтеносном ппасте.Затем проводят заводнение паром с пракачкой материнской породы привысоких и экономически выгодных скоростях до получения значительного количества смолы, при этом теряется необходимость в непрерывном нагнетании среды, В системе выхода обеспечивается добыча высокого процента смолы. Изобретение включает установление зоны повьппенного тепла и текучести жидкости в нагнетательной и эксплуатационных скважинах, вертикально проходящих нефтеносный пласт, путем последавательньгх: гидравлического разрыва между скважинами, нагнетания пара в нагнетательную скважину и получения сред усовершенствованным способом. Причем пар нагнетают с достаточно высокой скоростью при достаточном давлении и в течение достаточного времени, чем поддерживается разделение пласта вдоль системы разрыва между скважинами с обеспечением потока жидкостей по каналу через систему разделенного разрыва и нагрева проводимостью значительного объема пласта перпендикулярно направлению потока по каналу. Образуемые гидравлические разрыва являются горизонтальными, а пар нагнетают так, чтобы поддержать разделение пласта вдоль системы разрыва и нагреть значительный обьем пласта вертикально и перпендикулярно направлению потока. Установление зоны повьппеннаготепла и текучести среды между нагнетательной и эксплуатационной сква 1082332аннами, когда пар нагнетают с достаточной скоростью, при достаточномдавлении и в течение достаточного,времени, приводит к установлениютермического КПД (ТЕ) для нагрева 5пласта выше 407 и, предпочтительно,70-903 и выше.Для оьеспечения этого термического КПД согласно изобретению скоростьнагнетания пара Ц не менее 1 О0,02174 А/Ь ехр (0,02739 х ТЕщ ),где Я м Н,О/день; А, м; 11,Предлагаемый способ может бытьиспользован для добычи тяжелой нефтииз любых типов известных подземных 15месторождений тяжелой нефти, крометого, имеет практическое использование в двух классах нефтеносных пород,которые в настоящее время экономически невыгодно разрабатывать известными 20способами.К первому классу нефтеносных пород относятся породы, залегающиена относительно небольшой глубинетак, что при обычном эаводнении паром 5окружающих пород теряется слишкоммного тепла при любом практическомрасстоянии между скважинами, особенно в породах с тяжелой нефтью с плотностью в градусах Американского нефтяного института порядка 10-20. Нефтеносные породы первого тИпа имеют обычно глубину 20-600 м и содержат тяжелую нефть с плотностью в градусах Американского нефтяного института 20-2 и, обычно, 20 - 10. Такие нефтеносные пласты как правило имеют толщину 3-10 м,К второму классу нефтеносных пород относятся пласты с тяжелой нефтью40 или смолой, залегающие на небольших глубинах. Особенно эффективное использование предлагаемый способ находит тогда, когда пласт имеет глубину менее 1500 м и когда плотность тяжелой нефти составляет 10 и менее градусов.Предлагаемый способ используется даже с большей эффективностью, когда нефтеносный пласт имеет глубину менее 50 чем 600 м, когда содержит тяаелую нефть и породу, неуплотненную при температурах, при которых тяжелая нефть течет, и который непроницаем для движения сред при естественных температурах пласта.При практической реализации предлагаемого способа предпочтительным является бурение скважин через залежь тяаелой нефти до подстилающей породы и закрепление обсадной колонны на месте в предварительно напряженном состоянии с использованием цементов при высокой температуре и обсадных колонн высокой прочности.Проделывание бреши в пласте предпочтительно осуществляется использованием развертывающего инструмента и водо- и пескоструйного инструмента. Инструментом проделывается достаточное количество переходов для вскрытия в пласте окна или бреши с обеспечением хорошей начальной горизонтальной ориентации разрыва и его достаточной ширины так, чтобы расширение обсадной колонны при нагреве скважины нагнетанием пара и образованием горячих сред существенно не ограничивало поток сред в скважину и из скважины,Хотя и не имеется ограничений в, отношении размеров разрывов, которые проделываются из эксплуатационных скважин или из нагнетательных скважин при использовании замкнутой сис" темы из пяти, семи, девяти и т,д, скважин, обычно чаще производят сна" чала разрыв эксплуатационных скважин и дозируют количество среды, нагнетаемой дчя обеспечения разрыва от 1/4 до 1/3 расстояния от эксплуатационной скважины до нагнетательиой, Согласно предлагаемому способу эксплуатационные скважины также можно подвергнуть взрывному разрыву, а .можно вообще не подвергать. Так, длЯ нефтеносных пород, залеганнцих на не- большой глубине, может оказаться более эффективным с экономической точки зрения разрыв только из нагнетательных скважин. В других случаях, например в уплотненных нефтеносных пластах особенно с низкой проницаемостью, может оказаться более эффек" тивным проведение сначала гидравли" ческого разрыва из эксплуатационных скважин, введение суспензий в систему разрыва и последующий разрыв детонированием взрывчатых суспензий. Разрыв должен проходить горизонтально по середине пласта. Однако существуют особые обстоятельства, при которых разрыв лучше провести около проаилка сланца, у почвы пласта смолы и в других местах.Фазу нагнетания процесса, в которой воду и/или пар нагнетают в нагнетательную скважину, а среды получают иэ эксплуатационной скважины, проводят предлагаемым способом, от личающимся от известных весьма высокими скоростями нагнетания, давлением и временем, достаточными для обеспечения следующих эффектов, Достаточно высокое давление используют для того, чтобы значительная часть системы разрыва по длине между нагнетательной и эксплуатационной скважинами поддерживалась в разделенном положении, Этим достигается поток 15 сред по каналу через значительную часть системы разрыва, а также такой нагрев проводимостью значительной части объема нефтеносного пласта, что ТЕг, превышает 407, а тепловые по терн у смежных непродуктивных слоев сводятся к минимуму.Пар нагнетается в этой фазе со скоростью 4, выраженной в баррелях воды в день, что составляет, по25 крайней мерЬ, 1812 А/гг ех 0,02739 х х ТЕд, где А - горизонтальный участок, подвергаемый значительному нагреву между скважинами, акр, г 1 - толщина пласта, подвергаемого нагреву, 30 фут ТЕгг более 407 и, предпочтительно, равно или более 70%, В метрических единицах измерения 4 , м воды/день, составляет по крайней мере 0,02174 Ай еггр 0, 02739 х ТЕ В , Э 5 где А - горизонтальный участок, подвергаемый значительному нагреву между скважинами, м 1; г - толщина пласта, подвергаемого нагреву, мф ТЕ более 40% и, предпочтительно, равна или превышает 70%, Скорости нагнетания пара, выражающиеся в ТЕН, приближающимся к 1007., являются показа,тельными, хотя целевая скорость обычно такая, при которой ТЕгн 80-907., 45Описайные скорости нагнетания приемлемы только в процессе Фазы нагнетания с высокой скоростью, Эта Фаза продолжается, пока через направленный поток в разрыве имеет место преобла 50 дающее нагнетание среды и явления переноса. В момент, ксгда нагнетание пара в материнскую породу и вытеснение нефти становятся значительными либо по естественным причинам, либо55 вследствие уменьшения скорости нагнетания и давления, оптимальную скорость нагнетания пара определяют эмпирически для каждого проекта,В некоторых нефтеносных пластах такие характеристики как величина и расположение прожилков сланца и распределение вертикальной и горизонтальной проницаемости требуют снижения скорости нагнетания пара и давления для обеспечения переходов от преобладающего направленного потока в разрыве к потоку в материнской породе, В других случаях между нагнетательными и эксплуатационными скважинами образуются каналы для прорыва пара. Это приводит к неэффективному вытеснению нефти, что выражается в высоких соотношениях воды к нефти и плохом термическом КПД, как это видно по высоким соотношениям пара к нефти.В некоторых нефтеносных пластах, в частности отличающихся значительной вертикальной проницаемостью и характеристиками целостности и вязкости, при которых нефть становится текучей только при средней температуре нагрева, конвекционный механизм становится значительным. По мере того, как все более и более текучая нефть вьщывается, конвектируется или вытесняется из материнской породы у канала разрыва., все большее количество пара и/или горячей воды выходит из канала. разрыва, обеспечивая дальнейшее вытеснение, В таких нефтеносных пластах происходит постепенный переход от потока в канале разрыва, где передача тепла осуществляется в основном проводимостью, в комбинации гготока в разрыве и материнской породе, которая начинается от нагнетательной скважины и распространяется к эксплуатационной скважине. В такой комбинации потока в разрыве и материнской породе как проводящей, так и конвекционный механизмы передачи тепла становятся значительными. В такглх ситуациях процесс циркуляции потока по каналу с нагревом проводимостью постепенно и естественно переходит в процесс циркуляции в материнской породе, поскольку среды продолжают проходить от нагнетательной к эксплуатационным скважинам. В других залежах, например в типичных залежах смолы или битума, переход от преобладающей циркуляции в канале разрыва к комбинации циркуляции в канале разрыва и в материнской породе происходит не всегда легко. В таких нефтеносных пластах во времядостаточного нагрева пласта в зоне, проходящей радиально каналу разрыва в результате нагрева проводимостью от потока сред в канале разрыва, становится необходимым откачка или от сос эксплуатационных скважин для создания эффективных сбросов давления и для снижения скорости нагнетания пара и/или горячей воды с тем, чтобы раскрытая система разрыва закрылась и установилась циркуляция в материнской породе с вытеснением тяжелой нефти.По окончании фазы предварительного нагрева в разрыве эффективным является проведение повторного разрыва из нагнетательной скважины, например, паром. Можно также образовывать и поддерживать небольшие разрывы из эксплуатационных скважин. Такой вариант обеспечивает повышенную продуктивность в фазе вытеснения паром и предотвращение закупорки скважины в результате отверждения вязкой тяжелой нефти или смолы, особенно если разрывы образуются паром. Для поддержания достаточного количества сред в процессе заводнения паром с прокачкой через материнскую породу эффективно использовать циклы "хаф энд паф" на 30 эксплуатационных скважинах.Перфорирование эксплуатационных скважин обычно является эффективным. В уплотненных нефтеносных пластах можно использовать открытые .отверстия.Для работы в промьппленном масштабе экономически выгодно использование нескольких нагнетательных и эксплуатационных скважин. Предпочти тельным является использование двух эксплуатационных скважин на каждую нагнетательную скважину, хотя можно использовать одну или несколько эксплуатационных скважин на каждую 4 нагнетательную. При использовании развернутой системы, например обращенной пятискважинной и т,д., лучше, чтобы расстояние между ними составляло не более 607 х 10 м . В предпоч тительном варианте это расстояние составляет 5,06 х 10 - 4,5 х 10 м. Системы могут обрабатываться по одиночке или группами, а операции можно проводить в соответствии с различными фазами процесса.Для возможности реализации предлагаемого способа в определенном нефтеносном пласте у тяжелой нефти или смолы необходимо уменьшить вязкость путем нагрева до степени, достаточной для обеспечения ее подвижности при приложении гидравлического давления. Месторождения тяжелой нефти и смолы обычно относятся к этому типу, а текучесть обычно устанавливается при температурах 66- 11 СПримером относительно мелкого залегания тяжелой нефти является место" рождение, которое содержит нефтеносные отложения на глубине 61 и 152 м. Зоны имеют толщину 5,5 и 3,7 м соответственно. Каждый нефтеносный пласт насыщен нефтью на 743 и имеет пренебрежимо небольшое насыщение газом. В пластовых условиях вязкость нефти превьппает 700 сП на глубине 61 м и 200 сП на глубине 152 м. Тяжелая нефть имеет плотность 20 в градусах Американского нефтяного института и очень низкую текучесть в естественных пластовых условиях. Предпринимаемые ранее попытки использования стимулированных процессов добычи, включая сюда заводнение водой, горячей водой, стимулирование паром типа "хаф энд паф" и вытеснение. прокачкой, усиленное водой, при добыче нефти того же типа не оказались ус;:ешными. Обращенные пятискважинные системы пробуривают и подвергают каротажу, Каждая схема охватывает прмерно 10, 1 х 10 м . Проводят индукционные и гамма-каротажи, из двух скважин отбирают керн для определения толщины формации, качества нефтеносного пласта, пористости и насыще-, ния. На всю длину скважины устанавливают обсадную колонну класса 3 -55 диаметром 14,0 см и весом 23,1 кг/м, скрепляют с поверхностью цементом класса Н, содержащим 40% двуокиси кремния в порошке и 2 хлорида кальция. В подготовке для стимуляции в обсадной колонне гидравлическими средствами проделывают брешь в центральной части с использованием соленой воды месторождения, содержащей 120 кг/м песка крупностью 20-40 меш. Смесь прокачивают по колонне труб диаметром 6,4 см и через сопло со скоростью 0,59 мз/мин. Трубы вращаются, образуя брешь. В нагнетательных скважинах проделывают брешивторично на высоте 1,27 см от первой бреши, чем обеспечивается очень высокие скорости нагнетания пара и предотвращается расширение обсадной колонны при нагнетании пара в результате прерывания или блокирования потока пара в породу. Образование брешей способствует также образованию горизонтального разрыва при проведении. этой операции.10 Каждую скважину обращенной пяти-скважинной системы, в свою очередь,подвергают разрыву соленой водойместорождения, не содержащей добавокили песка, со скоростью 6,36 м /мин.Из-за относительно мягкого и неуплотненного нефтеносного пласта расклини, вающий агент не используют. Никакихзагустителей не используют, поскольку затормаживание прохода пара иутечка горячей воды из разрыва нежелательны. Горизонтальные разрывы изэксплуатационных скважин рассчитываются так, чтобы радиус горизонтально го гидравлического разрыва равнялсяполовине расстояния до нагнетательной скважины, т.е, около 35 м, Из-заотносительного небольшого расстояниямежду скважинами и при вязкости нефти в пласте от средней до высокойстимуляции эксплуатационных скважинне представляется необходимой.По завершении гидравлическогоразрыва из каждой наружной скважиныв пятискважинной системе эксплуатаци 35онные скважинь 1 перфорируют по всейтолщине породы с интервалом 6,6 отверстий на 1 м.После этого в центральной нагнета 40тельной скважине пятискважинной системы аналогичным образом проделывают брешь, Из этой бреши проводятотносительно массивный горизонтальный гидравлический разрыв в направ 45ленин наружу на расстояние около70 м до достижения каждой эксплуатационной скважины, Каждая скважинаконтролируется манометром и эхолотом,фиксирующим уровень сред, для регистрации реакции на нагнетателе. Нагне 50тательную скважину не перфорируют.Эксплуатационные скважины снабжены колонной труб диаметром 7,3 см,вставными штанговыми насосами диаметром 5,4 см и насосными установкамимощностью в 922 кг м,Нагнетательные скважины снабженыколонной труб диаметром 6 см с компенсатором теплового расширения ипакером. Пакер устанавливают в обсадной колонне на 6 м вьпде бреши.Соединения на устье скважины включают в себя термопару, манометр и пробоотборник с охлаждающим змеевикомдля измерений качества, Кольцевоепространство между обсадной колоннойи колонной труб снабжено отводнымканалом для предотвращения созданияизбыточного давления и перегрева в1 обсадной колонне,Пар обеспечивается обычным генерагором мощностью 6,3 мин ккал/ч.Эта установка способна нагревать238 м воды в день до образованияпара 80%-ного качества.и имеет выходное манометрическое давление порядка 176 кг/см . Для обработки и подачи воды в парогенератор предусматривают два антрацитовых фильтра, однуустановку для умягчения воды, содержащую четыре очистителя с натриевымцеолитом,резервуар для профильтрованной воды и резервуар для рассола.В одном примере реализации предЮлагаемого способа пятискважинную систему реализуют проходкой пласта -коллектора на глубину около 61 м.Эксплуатационные скважины обрабатывают составом для обеспечения разрыва в количестве 13,2 м, а нагнетательные скважины - в количестве681 м. О сообщении с эксплуатационными скважинами при разрыве нагнетательной скважины свидетельствуетзаполнение скважин средой и манометрическое давление на поверхности,превышающее 2,5 кг/см к концу гйдравлического разрыва центральной нагнетательной скважины пятискважиннойсистемы.Непосредственно после проведения разрыва центральной нагнетательной скважины начинают нагнетать пар со скоростьюподачей около 143 м воды в день в виде пара 707.-ного качества с обеспечением 85 млн ккал/день. Манометрическое давление на устье скважины около 25 кг/см, а температура - около 190 С. А составляет 1 га, г - 5,5 м. Таким образом, ТЕн рассчитывается из уравнения ТЕ,=а,ь- 36,5 Ь --- , что составляет при 1812 Амерно 507. В метрических единицах при данных величинах Я,6 и А,ТЕ ,6,1 г36,51 1 п 46 . О том, что парнагнетается с достаточно высокой скоростью при достаточном давлении и/или в течение достаточного времени для поддержания разъединения пласта в системе разрыва между скважинами 5 и обеспечением направленного потока сред через систему разрыва для нагреваЬ Ф проводимостью значительного объема пласта перпендикулярно потоку, свидетельствует производительность на1 О следующий день одной из эксплуатацио- е нных скважин и добыча 32 м нефти в день из системы в течение не менее 7 дней.В эксплуатационных скважинах после 15 1 дву недель работы с производительностью 32 м нефти в день отмечается скорость повышения температуры на устье скважины от 27 до 43 С. Такое повышение температуры наблюдается 20 после нагнетания в нагнетательную скважину около 1907 м воды (в виде пара), что эквивалентно 1,18 млрд ккал. После 39 дней в эксплуатационных скважинах отмечается повышение температуры до 107 С. Ежедневная прооизводительность пятискважинной системы составляет в среднем более 32 м в течение нескольких месяцев.После этого нагнетание пара пре кращают и в нагнетательную скважину нагнетают воду для устранения.нагрева и обеспечения вытеснительного заводняющего потока горячей воды с прокачкой материнской породы пласта. При этом получают значительные дополнительные количества нефти.Этим примером иллюстрируется использование изобретения для экономичности эффективной добычи тяжелой нефти из нефтеносных пород, .залегающих на относительно небольшой глубине, из которых добыча нефти по известным способам была экономически непродуктивна. 45Реализация предлагаемого способа на примере месторождения очень тяжелой нефти.Месторождение содержит 1,6 х х 101 м очень тяжелой нефти или50 смолы, имеющей плотность в градусах Американского нефтяного института (-2) - (+2), Толщина пласта около 15 м, проницаемость 0,5 - 1 м и пористость около 307. Начальное насыщение нефтью составляет около 55 об,%, а глубина залегания - около 457 и, Предпринимались попытки разрабатывать эти месторождения в течениенескольких лет и, хотя по некоторым проектам было добыто некотороеколичество тяжелой нефти, ни одиниэ них не оказался экономически успешным. Более того, ни один иэ добытых продуктов не был даже проданвследствие трудностей, связанных сдегидратацией. Тяжелая нефть из этойзалежи имеет температуру текучестио,82 С, а пласт - твердый и непроницаемый для прохода сред при естественной его температуре. При нагревании смола становится текучей и, поскольку частицы песка в пласте на"ходятся в контакте друг с другом 1они не связаны друг с другом, т.е.является неустойчивой при температурах, при которых смола текуча,Нефтеносный пласт вертикально пробуривают пятискважинной системой, содержащей четыре эксплуатационные скважины и одну нагнетательную сква. жину в центре. Сетка расстановки скважин площадью 20234 м занимает на поверхности месторождения ква- рат, в котором нагнетательные скважины находятся друг от друга на расстоянии 142 м, а расстояние между нагнетательной и эксплуатационными скважинами составляет 00 м. В такой пятискважинной системе толщина пласта 13,7 м при глубине 457 м. Температура пласта 37,8 С, давление 47,4 кг/см, насыщенность нефтью 0,181 мТемпература текучестиЩсмолы 82 С. Все скважины имеют обосадные трубы диаметром 17,8 см и ве сом 34,3 кг/м, которые проходят на . глубину 533 м и закрепляются на месте вь: - сокотемпературными материалами пригодными для использования в термических способах добычи. Все скважины снабжены предварительно напряженными обсадными колоннами для предотвращения аварий в результате термического расширения при нагреве паром до 315,5 С. Скважины обычно располагают но системе, изображенной на фиг, 1 и 2.На месте устанавливают два спаренных парогенератора, работающих на масле, производительностью6,3 млн ккал/ч. Их возможная стабильная производительность 508 м водяного пара в день прн 324 оС, давлении 120 кг/см и 757-ного качества.