RU2334097C1 - Method of high-viscosity oil pool development - Google Patents
Method of high-viscosity oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2334097C1 RU2334097C1 RU2007135245/03A RU2007135245A RU2334097C1 RU 2334097 C1 RU2334097 C1 RU 2334097C1 RU 2007135245/03 A RU2007135245/03 A RU 2007135245/03A RU 2007135245 A RU2007135245 A RU 2007135245A RU 2334097 C1 RU2334097 C1 RU 2334097C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- distance
- oil
- production
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, в соответствии с которым на залежь 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 и пластового флюида (Патент РФ №2062865, опублик. 1996.06).A known method of developing a reservoir of high viscosity oil, according to which vertical injection and horizontal and vertical wells are drilled on a reservoir of high viscosity oil. The coolant is pumped through the injection wells and at the same time periodically through horizontal wells until the coolant breaks through to the vertical production wells. After the coolant breakthrough, a displacing agent is pumped through the injection wells, and sand and formation fluid are taken through horizontal wells (RF Patent No. 2062865, published. 1996.06).
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.The known method does not allow to develop an oil reservoir with the achievement of high oil recovery.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти, согласно которому бурят ряды вертикальных нагнетательных и добывающих скважин. Вдоль рядов вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины. В горизонтальные скважины периодически закачивают теплоноситель. 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 (Патент РФ №2199656, опублик. 2003.02.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing deposits of high viscosity oil, according to which rows of vertical injection and production wells are drilled. Horizontal rows are drilled along rows of vertical wells. The coolant is periodically pumped into horizontal wells. Oil is taken from vertical producing and vertical injection wells. During the termination of steam injection, oil is taken from horizontal wells, which are a source of steam breakthrough into vertical wells. After the development of the reservoir in the area of the bottom-hole zones of all the wells, they transfer to areal injection of a displacing agent, for example water, into vertical injection wells. At the same time, oil is taken from the remaining wells. Before areal injection of the displacing agent, horizontal wells located near vertical injection wells are filled with an insulating composition, for example, a gel-forming one (RF Patent No. 2199656, published. 2003.02.27 - prototype).
Известный способ позволяет выполнить охват воздействием на большой площади залежи, однако при этом в межскважинном пространстве остаются невыработанные зоны, что снижает нефтеотдачу залежи.The known method allows you to perform coverage by exposure to a large area of the reservoir, however, in this case, undeveloped zones remain in the interwell space, which reduces the oil recovery of the reservoir.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению нагнетательные скважины размещают между добывающими с расстоянием между скважинами 30-250 м, низ нагнетательных скважин размещают на расстоянии 5-7 м от подошвы продуктивного пласта, низ добывающих скважин размещают на расстоянии 0,5-1,5 м от подошвы продуктивного пласта, скважины перфорируют в интервале от низа, равном 0,6-1,0 м, а в качестве теплоносителя используют пар в чередовании с воздухом.The problem is solved in that in the method of developing a highly viscous oil deposit, including drilling vertical injection and production wells, pumping coolant through injection wells and oil extraction through production wells, according to the invention, injection wells are placed between production wells with a distance between wells of 30-250 m, the bottom of injection wells are placed at a distance of 5-7 m from the bottom of the reservoir, the bottom of production wells are placed at a distance of 0.5-1.5 m from the bottom of the reservoir, perforation wells ruyut ranging from bottom, equal to 0.6-1.0 m, and in use steam as a coolant in alternation with air.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин;1) drilling of vertical injection and production wells;
2) закачка теплоносителя через нагнетательные скважины;2) coolant injection through injection wells;
3) отбор нефти через добывающие скважины;3) oil extraction through production wells;
4) размещение нагнетательных скважин между добывающими с расстоянием между скважинами 30-250 м;4) placement of injection wells between producing wells with a distance between wells of 30-250 m;
5) размещение низа нагнетательных скважин на расстоянии 5-7 м от подошвы продуктивного пласта;5) the placement of the bottom of the injection wells at a distance of 5-7 m from the bottom of the reservoir;
6) размещение низа добывающих скважин на расстоянии 0,5-1,5 м от подошвы продуктивного пласта;6) placement of the bottom of production wells at a distance of 0.5-1.5 m from the bottom of the reservoir;
7) перфорирование скважин в интервале от низа, равном 0,6-1,0 м;7) perforation of wells in the interval from the bottom, equal to 0.6-1.0 m;
8) использование в качестве теплоносителя пара в чередовании с воздухом.8) the use of steam as a coolant in alternation with air.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-8 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке залежи высоковязкой нефти (с вязкостью более 300 мПа·с) особенно в карбонатных коллекторах малой (до 15 м) толщины, как правило, нефтеотдача залежи остается невысокой даже при применении самых совершенных технологий. Это связано с нерациональными расстояниями между скважинами и расположением самих скважин. При этом значительная часть запасов нефти оказывается захороненной в залежи. Нефтеотдача залежи остается невысокой. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing a reservoir of high-viscosity oil (with a viscosity of more than 300 mPa · s), especially in carbonate reservoirs of small (up to 15 m) thickness, as a rule, the oil recovery of the reservoir remains low even with the most advanced technologies. This is due to irrational distances between the wells and the location of the wells themselves. At the same time, a significant part of the oil reserves is buried in the reservoir. Oil recovery remains low. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.
При разработке залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины. На чертеже представлена схема расположения скважин. Закачивают пар в чередовании с воздухом через вертикальные нагнетательные скважины 1, отбирают нефть через вертикальные добывающие скважины 2. Нагнетательные скважины 1 размещают между добывающими скважинами 2 с расстоянием L между скважинами 30-250 м. Низ нагнетательных скважин 1 размещают на расстоянии h1 от подошвы 3 продуктивного пласта 4, равном 5-7 м. Низ добывающих скважин 2 размещают на расстоянии h2 от подошвы 3 продуктивного пласта 4, равном 0,5-1,5 м. Скважины перфорируют в интервале h3 от низа, равном 0,6-1,0 м. В качестве теплоносителя используют пар в чередовании с воздухом.When developing high-viscosity oil deposits, vertical injection and production wells are drilled. The drawing shows a layout of wells. Steam is pumped in alternation with air through vertical injection wells 1, oil is withdrawn through vertical production wells 2. Injection wells 1 are placed between production wells 2 with a distance L between wells of 30-250 m. The bottom of injection wells 1 is placed at a distance of h 1 from the bottom 3 productive formation 4, equal to 5-7 m. The bottom of production wells 2 is placed at a distance of h 2 from the bottom 3 of the productive formation 4, equal to 0.5-1.5 m. Wells are perforated in the interval h 3 from the bottom, equal to 0.6- 1,0 m. As the heat carrier using steam in alternation with air.
Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 1, о чем свидетельствует резкое снижение дебита добывающей скважины 2. После этого закачивают воздух, который занимает верхнюю часть пласта, вытесняя нефть вниз. Затем снова закачивают пар, который прогревает пласт. Прогретая нефть поступает вниз к добывающей скважине 2.Steam is injected until a deposit zone is developed near injection well 1, as evidenced by a sharp decrease in the production rate of production well 2. After that, air is pumped, which occupies the upper part of the formation, forcing oil down. Then steam is injected again, which heats the formation. Heated oil flows down to production well 2.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 90 м, толщина пласта 8-30 м, пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,5 МПа, нефтенасыщенность 0,70 д.ед., пористость 30%, проницаемостью 0,265 мкм2, плотность нефти 956 кг/м3, вязкость 500 мПа·с.A highly viscous oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 90 m, reservoir thickness 8-30 m, reservoir temperature 8 ° C, reservoir pressure 0.5 MPa, oil saturation 0.70 ged units, porosity 30%, permeability 0.265 μm 2 , oil density 956 kg / m 3 , viscosity 500 mPa · s.
При разработке залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и добывающие скважины согласно чертежу. Закачивают пар в чередовании с воздухом через вертикальные нагнетательные скважины 1, отбирают нефть через вертикальные добывающие скважины. Нагнетательные скважины 1 размещают между добывающими скважинами 2 с расстоянием L между скважинами 50 м. Низ нагнетательных скважин 1 размещают на расстоянии h1 от подошвы 3 продуктивного пласта 4, равном 6 м. Низ добывающих скважин 2 размещают на расстоянии h2 от подошвы 3 продуктивного пласта 4, равном 1 м. Скважины перфорируют в интервале h3 от низа, равном 0,8 м. В качестве теплоносителя используют пар в чередовании с воздухом.When developing high-viscosity oil deposits, vertical injection and production wells are drilled according to the drawing. Steam is pumped in alternation with air through vertical injection wells 1, oil is taken through vertical production wells. The injection wells 1 are placed between the production wells 2 with a distance L between the wells of 50 m. The bottom of the injection wells 1 is placed at a distance h 1 from the bottom 3 of the reservoir 4, equal to 6 m. The bottom of the production wells 2 is placed at a distance h 2 from the bottom 3 of the reservoir 3 4, equal to 1 m. Wells are perforated in the interval h 3 from the bottom, equal to 0.8 m. Steam is used as a heat carrier in alternation with air.
В результате удается достичь нефтеотдачи залежи 50%, тогда как известные способы позволяют достичь нефтеотдачи порядка 25-30%.As a result, it is possible to achieve oil recovery of a deposit of 50%, while known methods can achieve oil recovery of the order of 25-30%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007135245/03A RU2334097C1 (en) | 2007-09-24 | 2007-09-24 | Method of high-viscosity oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007135245/03A RU2334097C1 (en) | 2007-09-24 | 2007-09-24 | Method of high-viscosity oil pool development |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2334097C1 true RU2334097C1 (en) | 2008-09-20 |
Family
ID=39868012
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007135245/03A RU2334097C1 (en) | 2007-09-24 | 2007-09-24 | Method of high-viscosity oil pool development |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2334097C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113622885A (en) * | 2020-05-08 | 2021-11-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Layered injection-production method for improving recovery ratio through gas injection |
CN115405275A (en) * | 2021-05-27 | 2022-11-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | Gravity drainage oil production method between super heavy oil vertical wells |
-
2007
- 2007-09-24 RU RU2007135245/03A patent/RU2334097C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113622885A (en) * | 2020-05-08 | 2021-11-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Layered injection-production method for improving recovery ratio through gas injection |
CN113622885B (en) * | 2020-05-08 | 2023-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Layered injection-production method for improving recovery ratio through gas injection |
CN115405275A (en) * | 2021-05-27 | 2022-11-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | Gravity drainage oil production method between super heavy oil vertical wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2334095C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
RU2274742C1 (en) | Method for high-viscous oil or bitumen field development | |
RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
RU2289685C1 (en) | Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen | |
RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
RU2455473C2 (en) | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit | |
RU2334097C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
CA2898065A1 (en) | Pressure cycling with mobilizing fluid circulation for heavy hydrocarbon recovery | |
RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2387820C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
RU2159324C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
CA2888892C (en) | Non condensing gas management in sagd | |
RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
RU2506418C1 (en) | Method for oil deposit development at late stage |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130925 |