RU2610461C1

RU2610461C1 - Recovery method of high-viscosity oil field

Info

Publication number: RU2610461C1
Application number: RU2016111687A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2016-03-29
Filing date: 2016-03-29
Publication date: 2017-02-13

Abstract

FIELD: petroleum industry.

SUBSTANCE: invention refers to the petroleum industry and may be used during recovery of a high-viscosity oil field. The method of recovery of the high-viscosity oil field contains the arrangement of horizontal shafts of recovery and discharge wells simultaneously and successively, the pumping of steam via the top discharge wells and product extraction via the bottom recovery wells. Whereupon, the areas with the same thicknesses are allocated for the oil field. The line of the same thickness is draw on the oil field diagram; the pair of wells of the horizontal top discharge one and the bottom production one are drawn with the curved lines according to the lines of the same thickness and allocated successively in the oil fields with the same thickness. In the crestal part of the oil field, the pair of wells of the horizontal wells is performed with the straight lines with the direction along the direction of the long axis of the oil field.

EFFECT: increasing of field oil recovery.

1 dwg, 1 ex

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 или битума, включающий строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину (патент РФ №2555713, опубл. 10.07.2015).A known method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen, including the construction of an upper injection well and a lower producing well with horizontal sections located one above the other, which are equipped with filters, pumping coolant through a horizontal injection well with formation heating, creating a steam chamber and selecting products through a horizontal producing well (RF patent No. 2555713, publ. 07/10/2015).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт, который включает строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной. Причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м. При этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м. Закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод (патент РФ №2496979, опубл. 27.10.2013 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a highly viscous oil and / or bitumen deposit by steam injection into a formation, which includes the construction of a horizontal main production well and an upstream horizontal injection well, steam injection into horizontal wells, and after creating a permeable zone between wells injecting steam into the injection well and taking products from the producing well. At the same time, additional horizontal production wells are built, located in series and parallel to the main one. Moreover, horizontal production wells are located above the oil-water contact, but 5-8 m below the injection well. The distance between the bottom of one horizontal production well and the other entrance to the roof in horizontal projection should be at least 5 m. Steam injection into production wells before starting sampling is carried out in a volume of 2-10 t / m of the total length of horizontal sections, after which regulated production is selected from production wells so that the bottomhole pressure in each production well is not m lower than the reservoir pressure of the bottom water (RF patent No. 2496979, publ. 10.27.2013 - prototype).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача залежи.A common disadvantage of the known technical solutions is the low 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 расположение горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин параллельно и последовательно, закачку пара через верхние нагнетательные скважины и отбор продукции через нижние добывающие скважины, согласно изобретению на залежи выделяют зоны с одинаковыми толщинами, на плане залежи наносят линии одинаковых толщин, пары скважин из горизонтальной верхней нагнетательной и горизонтальной нижней добывающей выполняют искривленными в соответствии с линиями одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи, а в купольной части залежи выполняют пару скважин горизонтальных скважин прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи.The problem is solved in that in a method for developing a highly viscous oil deposit, including arranging horizontal shafts of production and injection wells in parallel and sequentially, injecting steam through the upper injection wells and taking products through the lower production wells, according to the invention, zones with the same thickness are distinguished into deposits, on a plan deposits cause lines of equal thicknesses, pairs of wells from the horizontal upper injection and horizontal lower production are curved in accordance and with lines of the same thickness and are arranged sequentially in the same thickness zones deposits, and in the dome of the reservoir wells operate a pair of horizontal lines of wells with the direction along the long axis of the reservoir.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Существующие способы разработки залежи высоковязкой нефти позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти. Однако неравномерность распределения скважин по залежи предопределяет неравномерность выработки запасов. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти за счет равномерности выработки запасов. Задача решается следующим образом.Existing methods for developing a highly viscous oil deposit allow one to select the main oil reserves from the deposit. However, the uneven distribution of wells in the reservoir determines the uneven development of reserves. As a result, the oil recovery of the reservoir remains at a low level. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits of highly viscous oil due to the uniformity of reserves. The problem is solved as follows.

При разработке залежи высоковязкой нефти на залежи выделяют зоны с одинаковыми толщинами. На плане залежи наносят линии одинаковых толщин. Пары скважин из горизонтальной верхней нагнетательной и горизонтальной нижней добывающей выполняют искривленными в соответствии с линиями одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи, а в купольной части залежи выполняют пару горизонтальных скважин прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи. Закачивают пар через верхние нагнетательные скважины и отбирают продукцию через нижние добывающие скважины.When developing a highly viscous oil deposit, zones with the same thickness are distinguished into deposits. On the plan of the deposit, lines of equal thicknesses are applied. Pairs of wells from the horizontal upper injection and horizontal lower production wells are made curved in accordance with lines of the same thickness and are arranged sequentially in the same thickness zones of the reservoir, and in the domed part of the reservoir a pair of horizontal wells are made straight with a direction along the direction of the long axis of the reservoir. Steam is pumped through the upper injection wells and products are withdrawn through the lower production wells.

На фиг. 1 представлена схема расположения скважин в залежи высоковязкой нефти. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - пара горизонтальных скважин, состоящая из 2 - верхней нагнетательной скважины и 3 - нижней добывающей скважины, 4 - купольная часть залежи, 5 - пара горизонтальных скважин в купольной части залежи, состоящая из 6 - верхней нагнетательной скважины и 7 - нижней добывающей скважины, 8 - линии одинаковых толщин, 9 - значения толщин, 10 - длинная ось залежи.In FIG. Figure 1 shows the layout of wells in high-viscosity oil deposits. In FIG. 1, the following designations are adopted: 1 - a pair of horizontal wells, consisting of 2 - the upper injection well and 3 - the lower production well, 4 - the domed part of the reservoir, 5 - a pair of horizontal wells in the domed part of the reservoir, consisting of 6 - the upper injection well and 7 - lower producing well, 8 - lines of equal thicknesses, 9 - thickness values, 10 - long axis of the deposit.

В соответствии с фиг. 1 на залежи выделяют зоны с одинаковыми толщинами, обозначенными линиями 8. Пары скважин 1 выполняют искривленными в соответствии с линиями 8 одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи, т.е. в промежутках между одинаковыми линиями 1, а в купольной части залежи выполняют пару скважин 5 прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи 10. Закачивают пар через верхние нагнетательные скважины и отбирают продукцию через нижние добывающие скважины. В результате удается повысить охват залежи воздействием и повысить нефтеотдачу залежи.In accordance with FIG. 1, zones with equal thicknesses are indicated on the deposits, indicated by lines 8. The pairs of wells 1 are made curved in accordance with lines 8 of the same thicknesses and are placed sequentially in the same thickness zones of the deposits, i.e. in the intervals between the same lines 1, and in the domed part of the reservoir, a pair of wells 5 are made straight with a direction along the direction of the long axis of the reservoir 10. Steam is pumped through the upper injection wells and products are taken through the lower production wells. As a result, it is possible to increase the coverage of the reservoir by exposure and increase the oil recovery of the reservoir.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 75 м, пластовая температура 8°C, пластовое давление 0,8 МПа, пористость 34%, проницаемость 1,3 мкм², нефтенасыщенность 70%. Коллектор терригенный. Вязкость нефти 18260 мПа⋅с, плотность нефти 0,960 г/см³.A highly viscous oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 75 m, reservoir temperature 8 ° C, reservoir pressure 0.8 MPa, porosity 34%, permeability 1.3 μm ² , oil saturation 70%. The reservoir is terrigenous. The viscosity of the oil is 18260 mPa⋅s, the density of oil is 0.960 g / cm ³ .

Схема размещения скважин представлена на фиг. 1. На залежи выделяют 4 зоны с одинаковыми толщинами, на плане залежи наносят линии одинаковых толщин, разделяющих зоны с толщинами от 0 до 5 м, от 5 до 10 м, от 10 до 20 м, от 20 до 30 м и купольную часть свыше 30 м. Соответственно проводят линии одинаковых толщин 5, 10, 20, 30 м. Пары скважин 1 из горизонтальной верхней нагнетательной 2 и горизонтальной нижней добывающей 3 выполняют искривленными в соответствии с линиями 8 одинаковых толщин и располагают последовательно в одинаковых по толщине зонах залежи, т.е. в зонах между толщинами 5 и 10 м, 10 и 20 м, 20 и 30 м. В купольной части 4 залежи выполняют пару горизонтальных скважин 5 прямыми с направлением вдоль направления длинной оси залежи.The layout of the wells is shown in FIG. 1. Four zones with equal thicknesses are distinguished in the deposits; lines of equal thicknesses are applied on the deposit plan, dividing zones with thicknesses from 0 to 5 m, 5 to 10 m, 10 to 20 m, 20 to 30 m and the dome part above 30 m. Correspondingly, lines of equal thicknesses of 5, 10, 20, 30 m are drawn. Pairs of wells 1 from horizontal upper injection 2 and horizontal lower production 3 are bent in accordance with lines 8 of equal thicknesses and are placed sequentially in the same thickness zones of the reservoir, t .e. in zones between the thicknesses of 5 and 10 m, 10 and 20 m, 20 and 30 m. In the domed part 4 of the deposit, a pair of horizontal wells 5 are made straight 5 with a direction along the direction of the long axis of the deposit.

Закачивают пар через верхние нагнетательные скважины и отбирают продукцию через нижние добывающие скважины.Steam is pumped through the upper injection wells and products are withdrawn through the lower production wells.

В результате удается прогреть продуктивный пласт на всю толщину и отобрать из залежи дополнительные запасы нефти. Нефтеотдача залежи увеличивается на 3% и составляет 40%.As a result, it is possible to warm the productive layer to its full thickness and to select additional oil reserves from the reservoir. Oil recovery increases by 3% and amounts to 40%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.

Claims

A method of developing a highly viscous oil deposit, including arranging horizontal shafts of production and injection wells in parallel and sequentially, injecting steam through the upper injection wells and selecting products through the lower production wells, characterized in that zones with the same thickness are distinguished on the deposits, lines of the same thickness are applied thicknesses, pairs of wells from the horizontal upper injection and horizontal lower production perform curved in accordance with the lines of the same thickness in and are arranged sequentially in the same thickness zones deposits, and in the dome of the reservoir wells operate a pair of horizontal lines of wells with the direction along the long axis of the reservoir.