RU2582251C1 - Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen - Google Patents

Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen Download PDF

Info

Publication number
RU2582251C1
RU2582251C1 RU2015110308/03A RU2015110308A RU2582251C1 RU 2582251 C1 RU2582251 C1 RU 2582251C1 RU 2015110308/03 A RU2015110308/03 A RU 2015110308/03A RU 2015110308 A RU2015110308 A RU 2015110308A RU 2582251 C1 RU2582251 C1 RU 2582251C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
additional
shafts
formations
oil
Prior art date
Application number
RU2015110308/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Андрей Иванович Куринов
Фарит Фоатович Ахмадишин
Азат Тимерьянович Зарипов
Илфат Нагимович Файзуллин
Рустам Хисамович Илалов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2015110308/03A priority Critical patent/RU2582251C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2582251C1 publication Critical patent/RU2582251C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in developing layer by layer-zonal non-uniform high-viscosity oil or bitumen accumulation. Development method for layer-by-zonal non-uniform high-viscosity oil or bitumen accumulation involves determination of two productive formations separated by aquitard interlayer. Horizontal production well is constructed in the lower formation above water-oil contact. In the upper productive formation, injection well is built with additional down shafts, from which additional plotted by shafts through sections of beds with low permeability with opening of the low permeable interlayer and additional by shafts through sections of formations with high permeability to hydrodynamic message or connection to the production well. Distance between additional down shafts is determined considering technological capabilities of drilling equipment for wiring, as well as with possibility to place between them filters with adjustable transmission lowered into injection well on pipe string located opposite additional shafts not linked with production well and packers insulating annular space of injection well between additional shafts and above filters. Number of pumped heat carrier and extracted product is determined from the properties of enter formations in each additional shaft due to controlled filters.
EFFECT: proposed development method for layer-by-zonal non-uniform high-viscosity oil or bitumen accumulation allows involvement of low-productive formations with thickness less than 10 m, increasing efficiency of oil recovery due to more even heating of productive formations, as well as reducing material costs, since it is possible to disconnect mined-out areas of productive formations, herewith volume of pumped heat carrier is getting reduced.
1 cl, 2 dwg

Description

Предложение относится к нефтяной промышленности, и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума.The proposal relates to the oil industry, and may find application in the development of a layer-zone-heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen.

Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (патент RU №2067168, МПК 6E21B 43/24, опубл. 27.09.1996 г.), включающий бурение скважины с горизонтальным стволом, установку обсадной колонны и цементирование затрубного пространства выше горизонтального ствола, перфорацию обсадной колонны по кольцевым образующим в оконечной части и в начале горизонтального участка непосредственно перед цементировочной пробкой, после этого спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), центрирование их в обсадной колонне с помощью пакера, который устанавливают за первой группой перфораций, производят подачу теплоносителя через НКТ, а продукт отбирают через вторую группу перфораций и транспортируют по кольцевому межтрубному пространству.A known method of thermal displacement of oil from a horizontal well (patent RU No. 2067168, IPC 6 E21B 43/24, publ. 09/27/1996), including drilling a well with a horizontal well, installing a casing and cementing the annulus above a horizontal well, perforating the casing the columns along the annular generators in the terminal part and at the beginning of the horizontal section directly in front of the cement plug, after which the tubing string is lowered, the casing is centered in the casing with the help of a packer, which th is installed behind the first group of perforations, the coolant is supplied through the tubing, and the product is taken through the second group of perforations and transported along the annular annular space.

Недостатком данного способа является незначительная эффективность нефтеизвлечения, так как в условиях послойно-зонально-неоднородного пласта охват его воздействием по вертикали и по площади чрезвычайно мал, что приводит к большой продолжительности охвата всего объема пласта воздействием и низким темпам отбора.The disadvantage of this method is the low efficiency of oil recovery, since in the conditions of a layered-zonal-heterogeneous formation, its exposure vertically and in area is extremely small, which leads to a long duration of coverage of the entire volume of the formation by exposure and low rates of selection.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2295030, МПК E21B 43/24, опубл. 10.03.2007 г.), включающий строительство добывающей многоустьевой горизонтальной скважины с дополнительными боковыми стволами, проходящими под глинистым пропластком, и выше нее параллельно добывающей многоустьевой горизонтальной скважине нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины с дополнительными восходящими ответвленными стволами, которые проводят через глинистый пропласток, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного теплоносителя в обе скважины, причем вначале закачивают пар малой степени сухости (с большей жирностью газа) до увеличения приемистости нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины и доли попутной воды в отбираемой продукции, а затем закачивают пар высокой степени сухости (газа малой жирности), объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, после создания проницаемой зоны подачу теплоносителя производят только в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине производят отбор продукции, продукцию отбирают по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта, кроме этого дополнительно бурят вертикальные скважины, проходящие через глинистый пропласток, причем их используют как в качестве транспортного канала для фильтрации пара (газа) выше залегания глинистого пропластка и создания паро(газо)нефтяной ванны, так и для подачи отбираемой продукции вниз.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a layer-zone-heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2295030, IPC E21B 43/24, published March 10, 2007), including the construction of a producing multi-well horizontal well with additional lateral shafts passing under a clay interlayer and above it parallel to the producing multi-mouth horizontal well of an injection two-mouth horizontal well with additional ascending branched shafts and, which are passed through a clay interlayer, creating a permeable zone between the wells by injecting the water coolant into both wells, and at first steam of a low degree of dryness (with a higher gas content) is pumped to increase the injectivity of the injection multi-well horizontal well and the proportion of associated water in the selected product, and then steam with a high degree of dryness (low fat gas) is pumped, the volume of which is determined by increasing the discharge pressure, which is maintained not exceeding the opening pressure of vertical fractures, after creating a permeable zone, the coolant is supplied only to the injection multi-mouth horizontal well, and production is selected from the horizontal multi-mouth well, the products are taken from the horizontal multi-mouth well until the full formation is produced, in addition, vertical wells passing through clay are additionally drilled interlayers, moreover, they are used both as a transport channel for filtering steam (gas) above the bed I have clay interlayers and create a steam (gas) oil bath, and for supplying selected products down.

Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:

- невозможность вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, так как в них сложно провести пару скважин;- the inability to engage in the development of low-power productive formations with a thickness of less than 10 m, since it is difficult to conduct a couple of wells in them;

- недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как высока вероятность прорыва теплоносителя через один или несколько дополнительных восходящих ответвлений, проходящих через наиболее проницаемые участки пласта, в то время как другие участки недостаточно прогреты;- insufficient oil recovery efficiency, since the probability of a coolant breakthrough through one or more additional ascending branches passing through the most permeable sections of the reservoir is high, while other sections are not sufficiently warmed up;

- невозможность отключения выработанных участков продуктивных пластов, что ведет к дополнительным материальным затратам, так как в них продолжают закачивать теплоноситель.- the inability to turn off the developed sections of productive formations, which leads to additional material costs, as they continue to pump coolant.

Техническими задачами предлагаемого способа являются вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивных пластов, а также снижение материальных затрат, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя.The technical objectives of the proposed method are the involvement in the development of low-power productive formations with a thickness of less than 10 m, an increase in oil recovery efficiency due to more uniform heating of the productive formations, as well as a reduction in material costs, since it is possible to turn off the developed sections of the productive formations, while the volume of pumped coolant is reduced.

Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающим определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемый пропласток, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.Technical problems are solved by the method of developing a layer-zonal inhomogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen, including determining two productive formations in the reservoir separated by a low-permeable layer, constructing a horizontal production well in the lower layer above the oil-water contact, above which an injection well is constructed with additional shafts that open the low-permeable interlayers, coolant injection into both wells before heating of the interwell space of productive formations, injections from the coolant to the injection well and the selection of products from the producing well.

Новым является то, что в верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину, из которой строят дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с низкой проницаемостью с вскрытием слабопроницаемого пропластка и дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной, при этом расстояние между дополнительными нисходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения между ними фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в нагнетательную скважину на колонне труб, располагаемых напротив дополнительных стволов, не сообщенных с добывающей скважиной, и пакеров, изолирующих межтрубное пространство нагнетательной скважины между дополнительными стволами и выше фильтров, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам.What is new is that an injection well is built in the upper producing formation, from which additional descending trunks are built through sections of low-permeability formations with opening of a low-permeable layer and additional descending trunks through sections of reservoirs with high permeability to hydrodynamic communication or connection with the producing well, while the distance between additional descending shafts is determined taking into account the technological capabilities of drilling equipment for their wiring, as well as with the possibility of placing between them filters with controlled transmission, lowered into the injection well on a string of pipes located opposite additional shafts not connected to the producing well, and packers that isolate the annular space of the injection well between the additional shafts and above the filters, the amount of coolant being pumped and taken products are determined from the properties of the exposed formations in each additional wellbore due to adjustable filters.

На фиг. 1 показана закачка теплоносителя в пласт через нагнетательную горизонтальную скважину с дополнительными нисходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток и добывающую горизонтальную скважину.In FIG. 1 shows the injection of coolant into the formation through a horizontal injection well with additional descending shafts revealing a poorly productive interlayer and producing a horizontal well.

На фиг. 2 показаны закачка теплоносителя в пласт через нагнетательную горизонтальную скважину с дополнительными нисходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины и дополнительных нисходящих стволов, пробуренных до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной.In FIG. Figure 2 shows the injection of coolant into the formation through a horizontal injection well with additional descending shafts revealing a poorly productive interlayer and product selection from the producing horizontal well and additional descending shafts drilled before hydrodynamic communication or connection with the producing well.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума выделяют верхний 1 (фиг. 1, 2) и нижний 2 продуктивные пласты. Верхний 1 и нижний 2 продуктивные пласты разделены слабопродуктивным пропластком 3. В верхнем 1 продуктивном пласте бурят нагнетательную горизонтальную скважину 4. В нижнем продуктивном пласте 2 бурят добывающую горизонтальную скважину 5 выше водонефтяного контакта (на фиг. не показан).On the layer-zonal inhomogeneous deposits of highly viscous oil or bitumen, the upper 1 (Fig. 1, 2) and lower 2 productive formations are distinguished. The upper 1 and lower 2 productive formations are separated by a poorly productive layer 3. In the upper 1 productive stratum, an injection horizontal well 4 is drilled. In the lower productive stratum 2, a horizontal production well 5 is drilled above the oil-water contact (not shown in Fig.).

В связи с тем, что в пределах любого пласта приемистость отдельных участков может значительно отличаться друг от друга, происходит неравномерное развитие паровой камеры, что приводит к снижению эффективности воздействия на пласт. С использованием гидродинамической модели производят расчет приемистости отдельных участков и определение формы паровой камеры по результатам замеров температуры и давления в соседних скважинах. После этого с целью увеличения приемистости участков с низкой проницаемостью и выравнивания формы паровой камеры производят строительство дополнительных нисходящих стволов 6 из нагнетательной горизонтальной скважины 4 через участки пластов 1, 2 с низкой приемистостью, вскрывающих слабопроницаемый пропласток 3, и дополнительных нисходящих стволов 7 через участки пластов 1, 2 с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей горизонтальной скважиной 5. При выборе расстояния между дополнительными нисходящими стволами 6 и 7 учитывают технологические возможности бурового оборудования (на фиг. не показано) для их проводки, например, необходимо исключить вероятность попадания в соседний ствол при забуривании следующего ствола забойным двигателем с углом перекоса, исключить вероятность слома бурильных труб при бурении дополнительных восходящих стволов, обеспечить вымывание бурового шлама при бурении дополнительных восходящих стволов и так далее. Кроме этого учитывают возможность размещения между ними фильтров 8 с регулируемым пропусканием, например, патент РФ №2485290, спускаемых на колонне труб 9 и располагаемых напротив дополнительных стволов 6, а также пакеров 10, которые изолируют межтрубное пространство 11 нагнетательной скважины 4 между дополнительными стволами 6 и выше фильтров 8.Due to the fact that within any formation the injectivity of individual sections can significantly differ from each other, there is an uneven development of the steam chamber, which leads to a decrease in the effectiveness of the impact on the formation. Using the hydrodynamic model, the injectivity of individual sections is calculated and the shape of the steam chamber is determined based on the results of temperature and pressure measurements in neighboring wells. After that, in order to increase the injectivity of areas with low permeability and align the shape of the steam chamber, additional downward shafts 6 are constructed from an injection horizontal well 4 through sections of formations 1, 2 with low injectivity, revealing a poorly permeable layer 3, and additional downward shafts 7 through sections of formations 1 , 2 with high permeability to hydrodynamic communication or connection with the producing horizontal well 5. When choosing the distance between the additional downstream The drawer shafts 6 and 7 take into account the technological capabilities of the drilling equipment (not shown in Fig.) for their wiring, for example, it is necessary to exclude the likelihood of getting into the neighboring well when drilling the next well with a downhole motor with a skew angle, to exclude the possibility of breakage of drill pipes when drilling additional ascending shafts to ensure leaching of drill cuttings while drilling additional ascending trunks and so on. In addition, consider the possibility of placing between them filters 8 with adjustable transmission, for example, RF patent No. 2485290, launched on the pipe string 9 and located opposite the additional shafts 6, as well as packers 10, which isolate the annular space 11 of the injection well 4 between the additional shafts 6 and above filters 8.

Осуществляют закачку теплоносителя 12 (фиг. 1) в скважины 4 и 5. При этом количество закачиваемого теплоносителя 12 в нагнетательную скважину 4 осуществляют в зависимости от приемистости участков пластов 1, 2 (чем ниже приемистость, тем больше закачивают пара, и наоборот) благодаря регулируемым фильтрам 8. После прогрева продуктивных пластов 1, 2 прекращают подачу теплоносителя 12 в добывающую горизонтальную скважину 5 и производят из нее отбор продукции 13 (фиг. 2). Кроме этого продукция 13 стекает из верхнего пласта 1 в добывающую скважину 5 по дополнительным нисходящим стволам 7, пробуренным до гидродинамического сообщения или соединения с ней. При этом в нагнетательную горизонтальную скважину 4 продолжают закачивать теплоноситель 12, что позволяет продолжать прогревать верхний 1 и нижний 2 пласты. Таким образом, последовательно производят закачку теплоносителя 12 (фиг. 1) в скважины 4, 5 и отбор продукции 13 (фиг. 2) из скважины 5 до полной выработки верхнего 1 (фиг. 1, 2) и нижнего 2 пластов. При этом в случае выработки запасов отдельных участков верхнего 1 и нижнего 2 пластов, вскрытых дополнительными нисходящими стволами 6, или прорыва через них теплоносителя 12 (фиг. 1), соответствующие им регулируемые фильтры 8 закрывают, а через другие продолжают закачку теплоносителя 12.The coolant 12 (Fig. 1) is injected into wells 4 and 5. The amount of coolant 12 injected into the injection well 4 is carried out depending on the injectivity of the formation sections 1, 2 (the lower the injectivity, the more steam is injected, and vice versa) due to the adjustable filters 8. After warming up the productive formations 1, 2, the flow of coolant 12 is stopped in the producing horizontal well 5 and production 13 is taken from it (Fig. 2). In addition, the product 13 flows from the upper layer 1 into the producing well 5 along additional descending shafts 7 drilled before hydrodynamic communication or connection with it. In this case, the coolant 12 continues to be pumped into the horizontal injection well 4, which allows the upper 1 and lower 2 layers to continue to be heated. Thus, the coolant 12 (Fig. 1) is sequentially injected into wells 4, 5 and production 13 (Fig. 2) is taken from well 5 until the full production of upper 1 (Fig. 1, 2) and lower 2 layers. In this case, in the case of developing reserves of certain sections of the upper 1 and lower 2 layers, opened by additional descending shafts 6, or breaking through them coolant 12 (Fig. 1), the corresponding adjustable filters 8 are closed, and through others they continue to pump coolant 12.

С использованием гидродинамической модели проведена сравнительная оценка эффективности предлагаемого способа и способа, взятого за прототип. Для модели заданы следующие параметры: верхний 1 пласт имеет температуру 20°C, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,77 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм2 и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м3 и вязкостью 30000 мПа·с, а нижний 2 пласт - температуру 20°C, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм2 и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м3 и вязкостью 30000 мПа·с. Верхний 1 и нижний 2 продуктивные пласты разделены слабопродуктивным пропластком 3 толщиной 3-5 м, имеющим температуру 20°C, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 17%, проницаемость - 0,1 мкм2. Подошва нижнего 2 продуктивного пласта расположена на глубине 90-95 м. В верхнем 1 продуктивном пласте бурят нагнетательную горизонтальную скважину 4 длиной 450-500 м. В нижнем продуктивном пласте 2 бурят добывающую горизонтальную скважину 5 длиной 450-500 м выше водонефтяного контакта (на фиг. не показан) не менее чем на 2 м. В пластах 1 и 2 по результатам расчета заданы слабопроницаемые участки, через которые пробурены нисходящие дополнительные стволы 6, вскрывающие слабопроницаемый пропласток 3. Между каждой парой нисходящих дополнительных стволов 6 пробурены дополнительные стволы 7 до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей горизонтальной скважиной 5 через участки с высокой проницаемостью. Расстояние между дополнительными стволами 6 и 7 - 40-45 м. В результате использования предлагаемого способа удается достичь относительного прироста коэффициента нефтеизвлечения на 16% и уменьшения расхода пара - на 12%.Using a hydrodynamic model, a comparative assessment of the effectiveness of the proposed method and the method taken as a prototype. The following parameters are set for the model: the top 1 layer has a temperature of 20 ° C, pressure is 0.5 MPa, oil saturation is 0.77 units, porosity is 30%, permeability is 1.5 μm 2 and is saturated with highly viscous oil or bitumen with a density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 30,000 mPa · s, and the lower 2 layer - temperature 20 ° C, pressure - 0.5 MPa, oil saturation - 0.6 units, porosity - 30%, permeability - 1.5 μm 2 and is saturated with high viscosity oil or bitumen with a density of 956 kg / m 3 and a viscosity of 30,000 mPa · s. The upper 1 and lower 2 productive formations are separated by a poorly productive interlayer 3 of a thickness of 3-5 m, having a temperature of 20 ° C, pressure - 0.5 MPa, oil saturation - 0.6 units, porosity - 17%, permeability - 0.1 μm 2 . The sole of the bottom 2 of the reservoir is located at a depth of 90-95 m. In the top 1 of the reservoir, a horizontal injection well 4 is drilled 450-500 m long. In the bottom of the reservoir 2 a horizontal producer 5 is drilled 450-500 m long above the oil-water contact (in FIG. (not shown) not less than 2 m. In reservoirs 1 and 2, poorly permeable sections are defined according to the calculation results, through which additional descending trunks 6 are drilled, revealing a poorly permeable interlayer 3. Between each pair of descending additional trunks 6 additional shafts 7 were drilled before hydrodynamic communication or connection with the producing horizontal well 5 through sections with high permeability. The distance between the additional trunks 6 and 7 is 40-45 m. As a result of using the proposed method, it is possible to achieve a relative increase in the oil recovery coefficient by 16% and a decrease in steam consumption by 12%.

Предлагаемый способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума позволяет производить вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повысить эффективность нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивных пластов, а также снизить материальные затраты, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя.The proposed method for the development of a layer-zonal inhomogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen allows for the involvement of low-power productive formations with a thickness of less than 10 m, to increase the efficiency of oil recovery due to more uniform heating of the productive formations, and also to reduce material costs, since it is possible to turn off the developed sections of layers, while reducing the volume of injected coolant.

Claims (1)

Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающий определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемый пропласток, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину, из которой строят дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с низкой проницаемостью с вскрытием слабопроницаемого пропластка и дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной, при этом расстояние между дополнительными нисходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения между ними фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в нагнетательную скважину на колонне труб, располагаемых напротив дополнительных стволов, не сообщенных с добывающей скважиной, и пакеров, изолирующих межтрубное пространство нагнетательной скважины между дополнительными стволами и выше фильтров, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам. A method for developing a layer-zone-heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen, comprising determining two reservoirs in the reservoir separated by a low-permeable layer, constructing a horizontal production well in the lower layer above the oil-water contact, above which an injection well with additional bores is opened to open the low-permeable layer, coolant in both wells to heat up the inter-well space of the reservoir, injection of coolant into the injection well and selection of products from the producing well, characterized in that an injection well is built in the upper producing formation, from which additional descending trunks are built through sections of low-permeability formations with opening of a low-permeable interlayer and additional descending trunks through sections of formations with high permeability to hydrodynamic communication or connections with the producing well, while the distance between the additional descending shafts is determined taking into account technological possibilities drilling equipment for their wiring, as well as with the possibility of placing between them filters with adjustable transmission, lowered into the injection well on a string of pipes located opposite additional shafts not connected to the producing well, and packers that isolate the annular space of the injection well between additional shafts and above the filters, and the amount of pumped coolant and selected products is determined from the properties of the exposed formations in each additional wellbore thanks I have adjustable filters.
RU2015110308/03A 2015-03-23 2015-03-23 Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen RU2582251C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015110308/03A RU2582251C1 (en) 2015-03-23 2015-03-23 Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015110308/03A RU2582251C1 (en) 2015-03-23 2015-03-23 Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2582251C1 true RU2582251C1 (en) 2016-04-20

Family

ID=56195280

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015110308/03A RU2582251C1 (en) 2015-03-23 2015-03-23 Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2582251C1 (en)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107313756A (en) * 2017-07-04 2017-11-03 中国石油大学(北京) The jet connection of SAGD mudstone foundations is made to squeeze sour remodeling method
RU2657307C1 (en) * 2017-09-26 2018-06-13 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen
RU2663627C1 (en) * 2017-07-06 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of super-viscous oil field development
RU2681796C1 (en) * 2018-05-18 2019-03-12 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2691234C2 (en) * 2017-10-12 2019-06-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit
RU2706154C1 (en) * 2019-01-10 2019-11-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high viscous oil or bitumen deposit

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4653583A (en) * 1985-11-01 1987-03-31 Texaco Inc. Optimum production rate for horizontal wells
RU2295030C1 (en) * 2006-05-26 2007-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2334087C1 (en) * 2007-01-26 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of development of oil pools obstructed by erosion trench
RU2368767C1 (en) * 2008-03-31 2009-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина High-viscous and heavy oil field development method with thermal action
RU2382183C1 (en) * 2008-11-11 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4653583A (en) * 1985-11-01 1987-03-31 Texaco Inc. Optimum production rate for horizontal wells
RU2295030C1 (en) * 2006-05-26 2007-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2334087C1 (en) * 2007-01-26 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of development of oil pools obstructed by erosion trench
RU2368767C1 (en) * 2008-03-31 2009-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина High-viscous and heavy oil field development method with thermal action
RU2382183C1 (en) * 2008-11-11 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107313756A (en) * 2017-07-04 2017-11-03 中国石油大学(北京) The jet connection of SAGD mudstone foundations is made to squeeze sour remodeling method
RU2663627C1 (en) * 2017-07-06 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of super-viscous oil field development
RU2657307C1 (en) * 2017-09-26 2018-06-13 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen
RU2691234C2 (en) * 2017-10-12 2019-06-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit
RU2681796C1 (en) * 2018-05-18 2019-03-12 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2706154C1 (en) * 2019-01-10 2019-11-14 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high viscous oil or bitumen deposit

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2295030C1 (en) Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
US5131471A (en) Single well injection and production system
RU2522369C1 (en) Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
RU2582529C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2527051C1 (en) Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2663532C1 (en) Method for developing high-viscosity oil
RU2436943C1 (en) Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir
CA2744749C (en) Basal planer gravity drainage
CN109356560B (en) In-situ mining method and in-situ mining well pattern
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2567918C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
RU2434127C1 (en) Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit
RU2343276C1 (en) Method of development of high viscous oil deposit
RU2468194C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections
RU2289685C1 (en) Method for extracting reservoirs of highly viscous oil or bitumen
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2274741C1 (en) Oil field development method
RU2433254C1 (en) Method of oil filed development
RU2439298C1 (en) Method of development of massive oil field with laminar irregularities
RU2413068C1 (en) Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction
RU2395676C1 (en) Method of bitumen deposit development
RU2657307C1 (en) Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field