RU2675114C1

RU2675114C1 - Method of super-viscous oil field development

Info

Publication number: RU2675114C1
Application number: RU2018104658A
Authority: RU
Inventors: Марат Инкилапович Амерханов; Нияз Анисович Аслямов; Муктасим Сабирзянович Ахметзянов; Андрей Иванович Куринов; Марат Зуфарович Гарифуллин
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2018-02-05
Filing date: 2018-02-05
Publication date: 2018-12-17

Abstract

FIELD: oil industry.SUBSTANCE: invention relates to oil-producing industry. Method of developing deposits of super-viscous oil at a late stage involves the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, equipped with appropriate tail filters in the horizontal part, heating of the reservoir by pumping heat-carrying medium (steam) into both wells while heating the reservoir and creating a steam chamber, steam injection through injection wells, product selection due to steam and gravity drainage through production wells and monitoring of the state of the steam chamber. After development of the deposit site, the injection of steam and the selection of fluid in one of the pairs of wells are stopped. After decreasing the temperature in the production well below 80 °C, the tail filter is removed from the cooled production wells. A new horizontal wellbore is drilled from the production well, which is later equipped with a tail filter in the direction of the non-developed areas. Steam is pumped into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the holes and maintain the required temperature. Steam is pumped through the injection well and product selection is carried out due to steam and gravity drainage through a new production wellbore with monitoring of the state of the steam chamber.EFFECT: technical result is an increase in the selection of the reservoir production and the oil recovery rate at the field without high costs due to the introduction of deposit areas that are not covered by warm-up and production.1 cl, 2 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличение добычи высоковязких нефтей или битумов на месторождении за счет расширения областей прогреваемых паром, для добычи из нее продукции.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing the production of highly viscous oils or bitumen in the field by expanding the areas heated by steam, for the extraction of products from it.

Известен «Способ увеличения добычи высоковязкой нефти или битума» (патент RU №2477785, МПК Е21В 43/24, Е21В 33/138, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2013), включающий бурение и подготовку залежи к эксплуатации по меньшей мере двумя смежными парами горизонтальных параллельных скважин, включающими нагнетательную скважину и расположенную в залежи ниже добывающую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара по нагнетательным скважинам и одновременное извлечение углеводородов по добывающим скважинам, давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй смежной пары скважин, при этом при критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину первой пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине второй пары скважин давление нагнетания водяного пара поднимают, при повторных критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину второй пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине первой пары давление нагнетания водяного пара поднимают, при этом чередующиеся циклы снижения и подъема давления нагнетания водяного пара в нагнетательные скважины смежных пар скважин с предварительной закачкой изолирующего состава в нагнетательную скважину каждой пары скважин, в которой запланировано снижение давления закачиваемого водяного пара, повторяют не менее одного раза.The well-known "Method of increasing the production of highly viscous oil or bitumen" (patent RU No. 2477785, IPC ЕВВ 43/24, ЕВВ 33/138, publ. Bull. No. 8 of 03/20/2013), including drilling and preparation of deposits for operation by at least two adjacent pairs of horizontal parallel wells, including an injection well and a producing well located in the reservoir below, creating a permeable zone between the injection well and producing well of each pair of wells, injecting water vapor through the injection wells and simultaneously extracting hydrocarbon in production wells, the injection pressure of water vapor in the injection well of the first pair of wells exceeds the injection pressure in the injection well of the second adjacent pair of wells, while with critical decreases in the rate of high-viscosity oil and watering the production of production wells, the insulating composition is pumped into the injection well of the first pair of wells and reduce water vapor injection pressure, and in the injection well of the second pair of wells, the water vapor injection pressure is raised, at repeated critical the lower flow rate of high-viscosity oil and watering the production of production wells into the injection well of the second pair of wells, the insulating composition is pumped and the injection pressure of the water vapor is reduced, and the injection pressure of the steam is raised in the injection well of the first pair, while the alternating cycles of lowering and raising the pressure of the injection of water vapor are injected into the injection wells wells of adjacent pairs of wells with preliminary injection of an insulating composition into the injection well of each pair of wells, in which it is planned to lower the pressure of the injected water vapor is repeated at least once.

Недостатками данного способа являются необходимость постоянного контроля за обводненностью продукции, требующего привлечения высококвалифицированных специалистов, а также высокие требования к качеству и рецептуре изолирующих составов, так как несвоевременная обработка или обработка изолирующим составом не в нужной пропорции может привести к кольматации и продуктивных участков залежи, что приведет к значительному снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) из залежи или к высоким затратам введения в эксплуатацию закольматированных продуктивных участков залежи.The disadvantages of this method are the need for constant monitoring of water cut of the product, requiring the involvement of highly qualified specialists, as well as high requirements for the quality and formulation of insulating compositions, since untimely processing or treatment with an insulating composition in the wrong proportion can lead to mudding and productive sections of the reservoir, which will lead to to a significant reduction in the oil recovery factor (ORF) from the reservoir or to the high costs of commissioning s productive sections of the reservoir.

Известен «Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов» (патент RU №2439305, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2012), включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, при этом на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.The well-known "Method for the development of deposits of highly viscous oils and bitumen" (patent RU No. 2439305, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 1 from 01/10/2012), including the construction of a producing well with an open horizontal section in the reservoir and an injection well with a profile parallel and similar to the profile of the producing well, but located above it in the same producing formation, pumping coolant into the injection well and selecting production of the formation from the producing well, while at a distance of 180-200 m in the producing formation, a similar and a parallel pair of horizontal wells, with two lower production wells with horizontal sections parallel to the horizontal sections of production wells between the horizontal horizontal wells and one upper production well with a horizontal section parallel to the horizontal sections of the injection wells, after which all wells are used under coolant injection in the form of superheated steam to create a gas-vapor chamber above the injection wells, last why the producing lower and upper wells are transferred under the selection of heated products.

Недостатком данного способа являются высокие материальные затраты на освоение месторождения высоковязкой нефти или битума, так как требуется строительство большого количества дополнительных горизонтальных скважин между основными и на одном уровне с ними, без изучения свойств паровой камеры и условий добычи. Также затруднено получение термогидродинамической связи между дополнительными добывающими скважинами. Близкое расположение нижних горизонтальных добывающих скважин уменьшает начальные извлекаемые запасы на одну скважину.The disadvantage of this method is the high material costs for the development of deposits of highly viscous oil or bitumen, since it requires the construction of a large number of additional horizontal wells between the main and at the same level with them, without studying the properties of the steam chamber and production conditions. It is also difficult to obtain a thermo-hydrodynamic connection between additional producing wells. The proximity of the lower horizontal production wells reduces the initial recoverable reserves per well.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2531963, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2014), включающий бурение парных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационногодренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта ВНК на 0,5-1 м. Дополнительно строят скважину между ближайшими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины, как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем через дополнительные скважины до создания термогидродинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.The closest is a method of developing a highly viscous oil reservoir (patent RU No. 2531963, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 30 of 10.27.2014), including drilling of paired horizontal wells located one above the other producing and injection, as well as vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam-gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while developing a field Super viscous oil flows are controlled by adjusting the current size of the steam chamber by changing the volume of coolant pumped into injection wells and by taking fluid from production wells with control of the volume of the steam chamber. Observation wells are opened below the lower horizontal production line by at least 0.5 m, but 0.5–1 m above the level of water-oil contact of the oil and gas complex. Additionally, a well is constructed between the nearest pairs of horizontal wells. If the area of the steam chamber propagation in the reservoir is less than the distance between the pairs of production and injection wells, then an additional horizontal well is built, if it is larger, then a vertical well is constructed, while additional wells are opened at least 0.5 m below the lower horizontal production well, but not lower than the level of the oil-water supply by more than 0.5 m. The heating medium is heated through additional wells to create a thermo-hydrodynamic connection with the nearest pairs of horizontal wells with subsequent translation the selection of the product to provide a symmetrical and uniform propagation of the steam chamber around pairs of horizontal wells. Superheated steam or steam with a hydrocarbon solvent or steam with an inert gas is used as a heat carrier.

Недостатками способа являются снижение эффективности извлечения нефти, так как на поздней стадии разработки залежей сверхвязкой нефти происходит снижение добычи нефти, остаются невыработанными участки пласта в ряду между парными горизонтальными скважинами, высокие материальные затраты на бурение дополнительных скважин и их наземное обустройство.The disadvantages of the method are the decrease in the efficiency of oil recovery, since at a late stage in the development of deposits of extra-viscous oil, oil production decreases, sections of the reservoir remain undeveloped in the row between paired horizontal wells, high material costs for drilling additional wells and their surface arrangement.

Технической задачей изобретения является создание способа разработки месторождения сверхвязкой нефти на поздней стадии со значительным увеличением отбора продукции пласта и КИН по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей.An object of the invention is to provide a method for developing a super-viscous oil field at a late stage with a significant increase in the selection of production of the formation and oil recovery factor for the field without large costs by introducing sections of the reservoir that are not covered by heating and production.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры.The technical problem is solved by the method of developing a super-viscous oil deposit, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, equipped in the horizontal part with appropriate filter shanks, heating the reservoir by pumping coolant - steam into both wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, injection steam through injection wells, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of steam th camera.

Новым является то, что после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающейскважинениже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого в последствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем за состоянием паровой камеры.What is new is that after the development of the deposit section in one of the pairs of wells, steam injection and liquid withdrawal are stopped, after the temperature in the production well drops below 80 ° C, a filter shank is removed from the cooled production well, and a new horizontal well is drilled from the production well, which is subsequently equipped with a filter-liner, in the direction of areas not covered by the development, steam is injected into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the trunks and maintain the required temperature ry, inject steam through the injection well and carry out the selection of products due to steam-gravity drainage through the new trunk of the producing well with monitoring the state of the steam chamber.

На Фиг. 1 изображена схема реализации способа (вид сверху)In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method (top view)

На Фиг. 2 изображена схема реализации способа в поперечном разрезе.In FIG. 2 shows a diagram of the implementation of the method in cross section.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Способ разработки залежи 1 (фиг. 2) высоковязкой нефти, включает строительство горизонтальных добывающей 2 и расположенной выше нагнетательной 3 скважин с установкой фильтров-хвостовиков 4 (фиг. 1 и 2), располагаемых в горизонтальном участке соответствующей скважины 2 и 3. Прогрев залежи 1 (фиг. 2) производят закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана). После чего закачку пара осуществляют через нагнетательную скважину 3, отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через добывающую скважину 2 и контроль за состоянием паровой камеры (например, не показанными на фигурах датчиками температурыи/или давления, спускаемыми в добывающую скважину 2 и/или нагнетательную скважину 3 при строительстве).The method for developing reservoir 1 (Fig. 2) of high-viscosity oil involves the construction of horizontal oil 2 and upstream 3 injection wells with the installation of filter shanks 4 (Figs. 1 and 2) located in the horizontal section of the corresponding well 2 and 3. Heating of reservoir 1 (Fig. 2) is produced by pumping a coolant (steam) into both wells 2 and 3 with heating the reservoir 1 and creating a steam chamber (not shown). After that, steam injection is carried out through injection well 3, products are selected due to steam gravity drainage through production well 2 and the state of the steam chamber is monitored (for example, temperature and / or pressure sensors not shown in the figures and discharged into production well 2 and / or injection well 3 during construction).

После выработки участка залежи 1 в скважинах 3 и 2 останавливают соответственно закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине 2 ниже 80°С из нее извлекают фильтр-хвостовик 4. Из остывшей добывающей скважины 2 производят бурение нового горизонтального ствола 5 (фиг. 1), оснащаемого в последствии фильтром-хвостовиком 4, в направлении не охваченных разработкой участков залежи 1. Далее производят закачку пара в обе скважины 2 и 3 со стволами 5 для получения гидродинамической связи между стволом4нагнетательной скважины 3 и стволом 5 добывающей скважины 2 и поддержания необходимой температуры. После чего закачивают пар через нагнетательную скважину 2 и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новую добывающую скважину 3 с участком 5, осуществляя контроль за состоянием паровой камеры (например, не показанными на фигурах датчиками температуры и/или давления, спускаемыми в стволы 5 соответствующих скважин 2 и 3 при строительстве).After developing the site of reservoir 1 in wells 3 and 2, the injection of steam and liquid withdrawal are stopped respectively, after the temperature in production well 2 is lower than 80 ° C, the filter liner 4 is removed from it. From the cooled producing well 2, a new horizontal well 5 is drilled (Fig. . 1), which is subsequently equipped with a filter-liner 4, in the direction of the areas of reservoir 1 not covered by the development. Next, steam is injected into both wells 2 and 3 with trunks 5 to obtain a hydrodynamic connection between the wellbore 4 and the well 3 and the barrel 5 of the producing well 2 and maintaining the required temperature. After that, steam is pumped through injection well 2 and products are selected due to steam gravity drainage through a new production well 3 with section 5, monitoring the state of the steam chamber (for example, temperature and / or pressure sensors not shown in the figures that are lowered into the trunks 5 of the corresponding wells 2 and 3 during construction).

На Ашальчинской залежи 1 битума (фиг. 2), находящемся на глубине 90 м, залежь 1 представлена неоднородными пластами толщиной 20-30 м пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин верхнюю нагнетательную скважину 3 на абсолютной отметке 12 метров и нижнюю добывающую скважину 2 на абсолютной отметке 8 метров с горизонтальными участками, снабженными соответствующими фильтрами-хвостовиками 4 (фиг. 1 и 2) длинной 500 метров, которые расположены друг над другом. Прогрев залежи 1 (фиг. 2) произвели закачкой пара в объеме 7500 т и при температуре 220°С в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры через 2 мес. Далее производили закачку пара в объеме 70 т/сут через нагнетательную скважину 3 с отбором продукции через добывающую скважину 2 в объеме 120 т/сут. После выработки запасов с участка залежи 1 закачку пара и отбор продукции прекратили. После снижения температуры в нагнетательной скважине 3 до 90°С, а в добывающей - до 70°С, из скважины 2 извлекли фильтр-хвостовик 4. Потом пробурили из существующей эксплуатационной колонны скважины 2 (фиг. 1) новый горизонтальный ствол 5 в направлении не введенного в разработку участка залежи 1, который оснастили фильтром-хвостовиком (не показан) длиной 500 м. Горизонтальный ствол 5 скважины 2 расположили на расстоянии 5 м выше. Далее осуществили закачку пара в суммарном объеме 3300 т в добывающую скважину 2 и начали постоянную закачку пара в нагнетательную скважину 3 в объеме 70 т/сут для получения гидродинамической связи между стволом 4 нагнетательной скважины 3 и стволом 5 добывающей скважины 2 и поддержания необходимой температуры. После чего производиться постоянная закачка пара в объеме 70 т/сут через нагнетательную скважину 3 и осуществляется отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новую добывающую скважину 2 со стволом 5 в объеме 120 т/сут. Контроль за состоянием паровой камеры осуществлялся датчиками температуры и давления на оптико-волоконном кабеле (не показан), спущенном в ствол 5 добывающей скважины 2.In the Ashalchinsky deposit 1 of bitumen (Fig. 2), located at a depth of 90 m, reservoir 1 is represented by heterogeneous formations 20-30 m thick with a reservoir temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, an oil saturation of 0.7 units, and a porosity of 30 %, permeability 2.65 μm ² , density of bitumen in reservoir conditions 960 kg / m3, viscosity 22000 MPa, drilled a pair of horizontal wells, the upper injection well 3 at an absolute elevation of 12 meters and the lower production well 2 at an absolute elevation of 8 meters with horizontal sections, equipped with appropriate hvos filters HOVIK 4 (FIGS. 1 and 2) 500 meters long, which are arranged one above the other. Heating of reservoir 1 (Fig. 2) was carried out by steam injection in a volume of 7500 t and at a temperature of 220 ° C in both wells 2 and 3 with heating of the productive formation of reservoir 1 and the creation of a steam chamber after 2 months. Next, steam was injected in a volume of 70 tons / day through an injection well 3 with production being taken through a production well 2 in a volume of 120 tons / day. After the development of reserves from the deposit site 1, the injection of steam and the selection of products were stopped. After lowering the temperature in the injection well 3 to 90 ° C, and in the producing well to 70 ° C, a filter liner 4 was removed from well 2. Then, a new horizontal shaft 5 was drilled from the existing production casing of well 2 (Fig. 1) in the direction not entered into the development of the plot of reservoir 1, which was equipped with a filter-shank (not shown) with a length of 500 m. The horizontal shaft 5 of well 2 was located at a distance of 5 m above. Next, steam was injected in a total volume of 3300 tons into production well 2 and a continuous injection of steam into injection well 3 in the amount of 70 tons per day was started to obtain a hydrodynamic connection between barrel 4 of injection well 3 and barrel 5 of production well 2 and maintain the required temperature. After that, steam is continuously injected in the amount of 70 tons / day through injection well 3 and production is selected due to steam-gravity drainage through the new production well 2 with barrel 5 in the amount of 120 tons / day. Monitoring the state of the steam chamber was carried out by temperature and pressure sensors on an optical fiber cable (not shown), lowered into the barrel 5 of the producing well 2.

В результате реализации получили 30 тыс.т дополнительно добытой продукции залежи, а КИН увеличился с 0,28 до 0,49.As a result of the sale, 30 thousand tons of additionally extracted reservoir products were obtained, and the recovery factor increased from 0.28 to 0.49.

Предполагаемый способ разработки сверхвязкой нефти позволяет значительно увеличить отбор продукции пласта и КИН по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей.The proposed method for the development of super-viscous oil can significantly increase the selection of production of the reservoir and oil recovery factor for the field without high costs by introducing sections of the reservoir that are not covered by heating and production.

Claims

A method for developing a super-viscous oil reservoir at a late stage, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, equipped in the horizontal part with appropriate filter shanks, heating the reservoir by pumping a heat carrier — steam into both wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, pumping steam through injection wells, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, I distinguish due to the fact that after the development of the deposit section in one of the pairs of wells, steam injection and liquid withdrawal are stopped, after the temperature in the production well drops below 80 ° C, the filter shank is removed from the cooled production well, and a new horizontal well is drilled from the production well, which is subsequently equipped with a filter-liner, in the direction of areas not covered by the development, steam is injected into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the shafts and maintain the required temperature, steam is pumped through the injection well and production is selected due to steam-gravity drainage through the new wellbore with monitoring the state of the steam chamber.