RU2678738C1 - Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method - Google Patents

Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method Download PDF

Info

Publication number
RU2678738C1
RU2678738C1 RU2018110151A RU2018110151A RU2678738C1 RU 2678738 C1 RU2678738 C1 RU 2678738C1 RU 2018110151 A RU2018110151 A RU 2018110151A RU 2018110151 A RU2018110151 A RU 2018110151A RU 2678738 C1 RU2678738 C1 RU 2678738C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
wells
horizontal
injection
tubing
Prior art date
Application number
RU2018110151A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Роберт Рафаэлович Ахмадуллин
Фаниль Муктасимович Ахметзянов
Наиль Мунирович Ахметшин
Антон Николаевич Береговой
Original Assignee
Публичное 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 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2018110151A priority Critical patent/RU2678738C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2678738C1 publication Critical patent/RU2678738C1/en

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil-producing industry. Heterogeneous super viscous oil reservoir development method includes the super-viscous oil reservoir area drilling by the evaluation vertical wells array, conducting the GWL complex geophysical surveys, according to the obtained materials and the core laboratory studies generalization results, obtaining of the high-viscosity oil reservoir preliminary geometric and geological and physical parameters, updating of the oil-bearing contours, compacted and clay interlayers presence detection, design of the single-hole horizontal wells pairs placement, the lower production and upper injection, which horizontal sections are placed in parallel one above the other in the reservoir vertical plane in the formation areas with the least amount of interlayers. In the horizontal wells performing the GWL for the compacted and clay interlayers updated determination, as well as oil saturation along the paired wells horizontal shafts. Lowering the corresponding tubing strings into the wells, wherein the two tubing strings ends in the injection well are located in the horizontal well bore first and second halves in the highest oil saturation areas, and one tubing string ends or two steam injection tubing strings in the production well are placed with horizontal offset from the injection well tubing string ends by at least 15 m. To ensure uniform heating, in the production well using one tubing string or two tubing strings. Into the injection well the hydrochloric acid and clay acid are pumped in such parts, where between the injection and production wells the most extensive compacted and clay interlayers are found. After sufficient to dissolve seals and clay interlayers technological exposure, into both wells the steam is injected through the tubing strings to create the hydrodynamic connection between the wells, stopping the injection for holding to thermal capillary impregnation and the production well bore cooling. In the production well performing the thermobarometric measurements by means of GWL, based on the results of which, in the production well horizontal well bore, identifying the transitional zones with a temperature between larger and smaller heating, and among the identified zones, determining the zone with a change in the angle of curvature development of not more than 2 degrees per 10 m, in which lowered onto the tubing string pump is arranged. To control the steam chamber uniform heating process, performing the adjustable steam pumping through the injection well tubing strings and controlled products pumping with taking of the thermogram along the production well wellbore through the fiber optic cable and the temperature measurement at the pump intake in the presence of a sensor.EFFECT: increase in the extra-viscous oil heterogeneous reservoir development efficiency in compacted and clay-bound reservoirs, elimination of uneven heating and the coolant breakthrough into the production well.1 cl, 4 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №34 от 10.12.2008), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).A known method of developing a field of heavy oil or bitumen using double-well horizontal wells (patent RU No. 2340768, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 34 of 12/10/2008), including pumping coolant through a double-mouth horizontal injection well, heating the reservoir with the creation of a steam chamber and the selection of products through a two-well horizontal production well, while the heating of the productive formation begins with steam injection into both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity of oil or sludge bitumen, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of punching the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the production process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating for uniform heating and the presence of temperature peaks is analyzed, and taking into account the obtained thermograms carry out uniform heating of the steam chamber by changing the direction of filtration and / or the modes of coolant injection and product selection, while the volume of injection is warm ositelya through the mouth of the injection well and / or selection of products through the mouth of the production well at a ratio change,%: (10-90) :( 90-10).

Недостаткомэтого способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительстводвухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья; низкая эффективность способа при неоднородном пласте сверхвязкой нефти с наличие уплотненных и глинистых пропластков.The disadvantage of this method is the high material and energy costs for the construction of two-well horizontal wells associated with the need for drilling, casing, cementing and arrangement of the second wellhead; low efficiency of the method in an inhomogeneous formation of super-viscous oil with the presence of compacted and clay layers.

Известен такжеспособ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №29 от 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, при этом прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.There is also known a method of developing a reservoir of super-viscous oil (patent RU No. 2531412, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 29 of 10/20/2014), which includes drilling a pair of horizontal upper injection and lower producing wells, the horizontal sections of which are placed parallel to one another in vertical plane, heating the formation by injecting steam into both wells with the formation of a steam chamber, heating the inter-well zone of the formation, reducing the viscosity of super-viscous oil, injecting steam into the upper horizontal injection well and taking products from the lower mountains horizontal production wells, while the formation is heated by injecting steam into both wells until the steam-oil ratio is stabilized, after which three development modes of the super-viscous oil reservoir are used alternately, the first mode involves injecting steam into the injection well and holding it in the formation for 48-72 hours, a second mode comprises injection into the extractive propylene based wellbore 5 m 3 per 100 m horizontal section of the production well with the content of the basic substance is not less than 98% of the delay in the formation for 12-24 ca s and simultaneous circulation of steam into an injection well, the third mode includes a high-viscosity oil production from the production well to increase the magnitude relationship paroneftyanogo 1.5.

Недостатками способа являются отсутствие контроля равномерности прогрева межскважинного пространства на всех этапах эксплуатации пары скважин, что может привести к прорывам пара и выходу из строя насосного оборудования. Также после начала отбора продукции добывающей скважиной и достижения паронефтяного отношения 2,2-3,8 м3/т, то есть фактического получения растущего дебита по нефти, нецелесообразно останавливать отбор, переводить пару скважин на циклический режим работы, включающий период 48-72 суток без закачки пара, что приведет к остыванию паровой камеры и необходимости повторного освоения паром обеих скважин и создания паровой камеры; также низкая эффективность способа при неоднородном пласте сверхвязкой нефти с наличием уплотненных и глинистых пропластков.The disadvantages of the method are the lack of control of the uniformity of heating the interwell space at all stages of the operation of a pair of wells, which can lead to breakthroughs of steam and failure of the pumping equipment. Also, after the start of production selection by a production well and the achievement of a steam-oil ratio of 2.2-3.8 m 3 / t, that is, the actual receipt of a growing oil production rate, it is impractical to stop production, transfer a couple of wells to a cyclic mode of operation, including a period of 48-72 days without steam injection, which will lead to cooling of the steam chamber and the need for re-development of the steam of both wells and the creation of a steam chamber; also low efficiency of the method in an inhomogeneous formation of super-viscous oil with the presence of compacted and clay layers.

Известен такжеспособ разработки нефтебитумной залежи (патент RU №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции, при этом выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.There is also known a method of developing an oil bitumen deposit (patent RU No. 2287677, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 32 of 11/20/2006), including the construction of a producing double-well horizontal well and selection of products, while an injection is being built parallel to it above the producing horizontal double-well two-well horizontal well, create a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, after creating the permeable zone, steam is supplied only to the two-well horizontal injection well, and production is taken to the producing dual-mouth horizontal well, while the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, first steam of a high degree of dryness is pumped up to increase the injectivity of the injection double-mouth horizontal well and the proportion of steam in the selected product, and then the steam of small dryness is pumped, the volume of which is determined by increasing pressure injection, which is maintained not exceeding the pressure of the opening of vertical cracks, and the products are selected by the mining double mouth horizontal ntal well to the full development of the reservoir.

Недостаткамиданного способа являются высокие материальные и энергетические затраты на строительство двухустьевых горизонтальных скважин, связанные с необходимостью добуривания, обсаживания, цементирования и обустройства второго устья, отсутствие контроля состояния прогрева горизонтального ствола добывающей скважины, что может привести к прорывам пара к насосу и к неравномерному прогреву, и использование свабного насоса, который имеет ряд недостатков (низкая производительность, высокий износ сваба и резиновых уплотнителей, необходимость нахождения подъемника и бригады подземного ремонта на устье добывающей скважины), также низкая эффективность способа при неоднородном пласте сверхвязкой нефти с наличие уплотненных и глинистых пропластков.The disadvantages of this method are the high material and energy costs for the construction of double-mouth horizontal wells associated with the need for drilling, casing, cementing and equipping the second wellhead, the lack of monitoring of the state of heating of the horizontal well of the producing well, which can lead to breakthroughs of steam to the pump and to uneven heating, and the use of a swab pump, which has several disadvantages (low productivity, high wear of the swab and rubber seals, it is necessary imost finding elevator and a brigade workover at the wellhead production well) are also low efficiency of the process at a nonuniform layer of highly viscous oil and the presence of compacted clay interlayers.

Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2010), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.Closest to the claimed method for the combination of essential features is a method of developing a highly viscous oil reservoir (patent RU No. 2379494, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 2 from 01/20/2010), including the use of a pair of horizontal injection and production wells, horizontal sections which are placed parallel to one another in the vertical plane of the reservoir, equipped with a string of tubing, allowing simultaneous injection of coolant and product selection, injection of coolant, heating formation reservoir with the creation of a steam chamber, selection of products through the production well through tubing and control of the technological parameters of the reservoir and the well, while the ends of the tubing strings are located at opposite ends of the conventionally horizontal section of the wells, heating of the reservoir begins with steam injection into both wells, heat up the inter-well zone of the reservoir, reduce the viscosity of high-viscosity oil, and create a steam chamber by pumping a coolant that extends to the upper part the productivity of the reservoir with an increase in the size of the steam chamber, during the selection process, periodically, 2-3 times a week, determine the mineralization of the water taken along the way, analyze the effect of changes in the mineralization of the water taken along on the uniformity of heating of the steam chamber, and taking into account the changes in the mineralization of the water taken along uniform heating of the steam chamber by adjusting the coolant injection mode or selecting production wells to achieve a stable mineralization value th water.

Недостатками известного способа являютсянизкая эффективность при неоднородном пласте сверхвязкой нефти с наличием уплотненных и глинистых пропластков, так как термогидродинамическая связь между нагнетательной и добывающей скважиной может не создаваться или создаватьсядостаточно долго, а также отсутствие контроля температуры в горизонтальной добывающей скважине, что приводит или к перегреву скважины в результате прорыва теплоносителя и выходу из строя глубинно-насосного оборудования, или к недогреву и потерям дебита нефти.The disadvantages of this method are the low efficiency in an inhomogeneous formation of super-viscous oil with the presence of compacted and clay layers, since the thermo-hydrodynamic connection between the injection and production wells may not be created or will be created for a sufficiently long time, as well as the lack of temperature control in the horizontal production well, which leads to overheating of the well in as a result of breakthrough of the coolant and failure of the downhole pumping equipment, or to underheating and loss of oil production.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки неоднородногопласта сверхвязкой нефти с наличием уплотненных и глинистых пропластков, исключение неравномерности прогрева паровой камеры и прорыва теплоносителя в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева.The technical objectives of the proposed method are to increase the efficiency of developing a heterogeneous layer of super-viscous oil with the presence of compacted and clay layers, eliminating the uneven heating of the steam chamber and the breakthrough of the coolant in the producing well through the use of heating control.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающим использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ, закачку теплоносителя в разные интервалы горизонтальных стволов скважин, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колоннам НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин.Technical problems are solved by the method of developing an inhomogeneous super-viscous oil formation, including the use of a pair of horizontal injection and production wells, the horizontal sections of which are placed parallel to one another in the vertical plane of the reservoir, equipped with tubing strings - tubing, pumping coolant at different intervals of horizontal wellbores , warming up the productive formation with the creation of a steam chamber, selection of products through the production well through tubing strings and con the role of the technological parameters of the reservoir and the well, they evenly heat the steam chamber by adjusting the coolant injection mode or selecting production wells.

Новым является то, что что до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин, проводят комплексные геофизические исследования скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, выявляют наличие уплотненных и глинистых пропластков, и проектируют размещение пар одноустьевых горизонтальных скважин в участках пласта с наименьшим количеством таких пропластков, после строительства горизонтальных скважин в них также проводят ГИС по определения уплотненных и глинистых пропластков, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин, причем концы колонн двух НКТ в нагнетательной скважине располагают в первой и второй половинах горизонтального ствола в зонах с наибольшей нефтенасыщенностью, а концы одной или двух колонн НКТ для закачки пара в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 15 м, в нагнетательной скважине производят обработку призабойной зоны соляной кислотой и глинокислотой в тех частях, где между нагнетательной и добывающей скважинами выявлены наиболее обширные уплотненные и глинистые пропластки, после технологической выдержки, достаточной для растворения уплотнений и глинистых пропластков в обе скважины через колонны НКТ закачивают пар до создания гидродинамической связи между скважинами, останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещаютспускаемый на колонне НКТ насос, для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ нагнетательной скважины и регулируемый отбор продукции насосом со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насосапри наличии датчика.What is new is that prior to the construction of horizontal wells, the site is drilled with a grid of estimated vertical wells, complex geophysical surveys of wells are carried out - well logging, according to the results of a generalization of the obtained materials and laboratory core tests, preliminary geometrical and geological and physical parameters of the super-viscous oil reservoir are obtained, the oil contours are specified, identify the presence of compacted and clay interlayers, and design the placement of pairs of single-well horizontal wells in the areas of the reservoir After the construction of horizontal wells, those with the smallest number of such interlayers also conduct GIS to determine compacted and clay interlayers, as well as oil saturation along the horizontal boreholes of paired wells, and the ends of the two tubing strings in the injection well are located in the first and second half of the horizontal well in the zones with the highest oil saturation, and the ends of one or two tubing columns for steam injection in the production well are placed with a horizontal offset relative to the ends of the tubing at least 15 m in the injection well, in the injection well, the bottom-hole zone is treated with hydrochloric acid and clay clay in those parts where the most extensive compacted and clay interlayers are revealed between the injection and production wells, after technological exposure sufficient to dissolve the seals and clay interlayers in both wells through the tubing string inject steam to create a hydrodynamic connection between the wells, stop the injection for holding for thermocapillary impregnation and cooling with the trunk of the producing well, in which thermobarometric measurements are carried out by means of well logging, according to the results of which transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected in the horizontal well of the producing well, and among the identified zones, a zone with a change in the angle of curvature gain of not more than 2 degrees by 10 m is determined, in which the pump, which is launched on the tubing string, is placed, to control the process of uniform heating of the steam chamber, adjustable steam injection through the tubing columns of the injection well and walkable selection of products by the pump with the removal of the thermogram along the wellbore by means of a fiber optic cable and measuring the temperature at the pump inlet with a sensor.

На фиг. 1 показан профиль пары горизонтальных скважин, эксплуатирующих продуктивный пласт с плотными и глинистыми пропластками.In FIG. 1 shows the profile of a pair of horizontal wells operating a reservoir with dense and clay interlayers.

На фиг. 2 показан профиль пары горизонтальных скважин с размещением НКТ в обеих скважинах для закачки пара, причем в добывающей скважине размещена одна колонна НКТ.In FIG. 2 shows a profile of a pair of horizontal wells with tubing in both wells for steam injection, and one tubing string is placed in the producing well.

На фиг. 3 показан профиль пары горизонтальных скважин с размещением НКТ в обеих скважинах для закачки пара, причем в добывающей скважине размещены две колонны НКТ.In FIG. Figure 3 shows the profile of a pair of horizontal wells with tubing in both wells for steam injection, and two tubing columns are placed in the producing well.

На фиг. 4 показан профиль пары горизонтальных скважин, эксплуатирующих продуктивный пласт, с размещением насоса в добывающей скважине.In FIG. 4 shows a profile of a pair of horizontal wells operating a producing formation, with a pump placed in a producing well.

Способ разработки неоднородного пласта 1 сверхвязкой нефти включает разбуривание участка залежи сверхвязкой нефти сеткой оценочных вертикальных скважин (не показан), проведение комплексных ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получение предварительных геометрических и геолого-физических параметров пласта 1 высоковязкой нефти, уточнение контуров нефтеносности (не показаны), выявление наличия уплотненных и глинистых пропластков 2, и проектирование размещения пар одноустьевых горизонтальных нижней - добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта 1 в участках пласта 1 с наименьшим количеством пропластков 2. В горизонтальных скважинах 3 и 4 проводят ГИС для уточненного определения уплотненных и глинистых пропластков 2, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин 3 и 4. В скважины 3 и 4 спускают соответствующие колонны НКТ 5 (фиг. 2 и 3) и 6, 7 и 8 (фиг. 3), причем концы колонн двух колонн НКТ 5 (фиг. 2 и 3) и 6 в нагнетательной скважине 4 располагают в первой и второй половинах горизонтального ствола скважины 4 в зонах с наибольшей нефтенасыщенностью, а концы одной (фиг. 2) колонны НКТ7 или двух (фиг. 3) колонн НКТ 7 и 8 для закачки пара в добывающей скважине 3 размещают со смещением по горизонтали относительно концов колон НКТ 5 (фиг. 2 и 3) и 6 нагнетательной скважины 4 не менее чем на 15 м. Для обеспечения равномерности прогрева используют в добывающей скважине: одну (фиг. 2) колонну НКТ 7 или две (фиг. 3) колонны НКТ 7 и 8: если протяженность горизонтальной части добывающей скважины 3 менее 700 м, то используют одну колонну НКТ 7 (фиг. 2) в добывающей скважине 3, если больше - то две колонны НКТ 7 (фиг. 3) и 8. В нагнетательную скважину 4 (фиг. 2 и 3) закачивают соляную кислоту и глинокислоту (смесь соляной и плавиковой кислот) в тех частях, где между нагнетательной 4 и добывающей 3 скважинами выявлены наиболее обширные уплотненные и глинистые пропластки 2. После технологической выдержки, достаточной для растворения уплотнений и глинистых пропластков 2, в обе скважины 3 и 4 через колонны НКТ 5 и 6, 7 и 8 (фиг. 3) соответственно закачивают теплоноситель - пар до создания гидродинамической связи между скважинами 3 и 4 (фиг. 2 и 3), останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 3. В добывающей скважине 3 проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 3 (фиг. 4) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 9 насос 10. Для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры (не показана) производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ 5 и 6 нагнетательной скважины 4 и регулируемый отбор продукции насосом 10 со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины 3 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насосапри наличии датчика.A method for developing an inhomogeneous reservoir of extra-viscous oil 1 involves drilling a site of a deposit of extra-viscous oil with a grid of estimated vertical wells (not shown), conducting complex well logs, based on the results of summarizing the materials and laboratory tests of the core, obtaining preliminary geometric and geological and physical parameters of formation 1 of highly viscous oil, clarifying the contours oil content (not shown), the identification of the presence of compacted and clay layers 2, and the design of the placement of pairs of single mouth horizons of the lower - producing 3 and injection 4 wells, the horizontal sections of which are parallel to each other in the vertical plane of the reservoir 1 in the sections of the reservoir 1 with the least number of interlayers 2. In horizontal wells 3 and 4, a well logging is carried out for a more accurate determination of compacted and clay interlayers 2 as well as oil saturation along the horizontal shafts of paired wells 3 and 4. The corresponding tubing strings 5 are lowered into wells 3 and 4 (FIG. 2 and 3) and 6, 7 and 8 (Fig. 3), and the ends of the columns of two tubing strings 5 (Figs. 2 and 3) and 6 in the injection well 4 are located in the first and second halves of the horizontal wellbore 4 in the zones with the greatest oil saturation, and the ends of one (Fig. 2) tubing string 7 or two (Fig. 3) tubing strings 7 and 8 for injection of steam in the production well 3 are placed with a horizontal offset relative to the ends of the tubing strings 5 (Fig. 2 and 3) and 6 injection well 4 not less than 15 m. To ensure uniform heating use in the producing well: one (Fig. 2) tubing string 7 or two (Fig. 3) tubing strings 7 and 8: if the length of the horizontal part of the producing well 3 is less than 700 m, then one tubing string 7 (Fig. 2) is used in the producing well 3, if more, then two tubing strings 7 (Fig. 3) and 8. Hydrochloric acid and clay acid (a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids) are pumped into injection well 4 (FIGS. 2 and 3) in those parts where the most extensive compacted and clay interlayers 2 were identified between injection 4 and production 3 wells. After sufficient processing time to dissolve seals and clay proplas Cove 2 in both wells 3 and 4 through the tubing 5 and 6, 7 and 8 (FIG. 3) respectively, coolant is injected - steam until a hydrodynamic connection between wells 3 and 4 is created (Figs. 2 and 3), the shutdown is stopped for soaking for thermocapillary impregnation and cooling of the well of production well 3. Thermobarometric measurements are carried out in production well 3 by means of GIS, according to the results which in the horizontal well of the producing well 3 (Fig. 4) identify transition zones with a temperature between greater and lesser heating, and among the identified zones define a zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees 10 meters of gas, in which the pump 10, which is launched on the tubing string 9, is placed. To control the process of uniform heating of the steam chamber (not shown), steam is controlled through the tubing string 5 and 6 of injection well 4 and the product is controlled by pump 10 with thermogram taken along the wellbore 3 using a fiber optic cable and measuring the temperature at the pump in the presence of a sensor.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

В пласте 1 (фиг. 1) Ашальчинского месторождения Больше-Каменского поднятия по результатам анализа ГИС и керна ранее пробуренных поисковых и оценочных скважин, обнаружен участок продуктивного пласта с высокой битумонасыщенностью (большим содержанием сверхвязкой нефти), но с плотным заглинизированными пропластками 2, в данном участке запроектирована две пары горизонтальных скважин 3 и 4. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 27351*10-6 м2/с (при 8°С). На месторождении производят строительство двух пар одноустьевых горизонтальных скважин 3 и 4. Первая пара: добывающая скважина 3 глубиной 1081 м и нагнетательная скважина 4 глубиной 1077 м. Добывающая скважина 3 с горизонтальным стволом длиной 600 м на глубине 188 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм и обсажена колонной с щелями - щелевым фильтром-хвостовиком (не показано). Нагнетательная скважина 4 с горизонтальным стволом длиной 605 м на глубине 183 м пробурена долотом диаметром 244,5 мм, горизонтальный ствол скважины 4 обсажен колонной с щелями - щелевым фильтром (не показано). В горизонтальных стволах обеих нагнетательной 4 и добывающей 3 скважин проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола скважины 4, после чего размещают по две колонны НКТ 5 (фиг. 3) и 6, 7 и 8. В нагнетательной скважине 4 (фиг. 2) производят размещение колонн НКТ 5 и 6, конец первой колонны НКТ 5 диаметром 60 мм устанавливают в зону с нефтенасыщенностью 64% на глубину 461 м, конец второй колонны НКТ 6 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 68% на глубину 881 м. По колоннам НКТ 5 и 6 закачивают 8% ингибированную соляную кислоту в объеме 6 м3 при открытой затрубной задвижке, при этом ведут мониторинг давления на устье нагнетательной 4 и добывающей 3 скважин, далее по колоннам НКТ 5 и 6 закачивают глинокислотный состав (ГКС) в объеме 9 м3 при открытой затрубной задвижке, при мониторинге давления на устье нагнетательной 4 и добывающей 3 скважин, повторяют закачку 8% ингибированной соляной кислоты по колоннам НКТ 5 и 6 в объеме 3 м3 при открытой затрубной задвижке и еще 2 м3 при закрытой затрубной задвижке. Далее продавливают композицию водой (уд. вес. 1,0-1,09 г/см3) через НКТ 5 и 6 в объеме 4,8 м3, не превышая допустимое давление разрыва покрышки пласта 1. После ожидания реагирования в течение 4 часов проводят промывку скважины 4 до значений рН используемой технологической жидкости для промывки по результатам отбора проб. В добывающей скважине 3 конец первой колонны НКТ 7 диаметром 60 мм спускают на глубину 428 м, конец второй колонны НКТ 8 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола на глубину 829 м, причем концы колонн 7 и 8 разнесены по горизонтали на 33 м и 52 м от колонн 4 и 5 соответственно.In reservoir 1 (Fig. 1) of the Ashalchinsky field of the Bolshe-Kamensky uplift according to the results of well logging and core drilling of previously drilled prospecting and appraisal wells, a section of the productive reservoir with high bitumen saturation (high content of superviscous oil), but with dense clayey interlayers 2, in this Two pairs of horizontal wells 3 and 4 were designed in the area. The viscosity of oil under reservoir conditions is 27351 * 10 -6 m 2 / s (at 8 ° C). Two pairs of single-mouth horizontal wells 3 and 4 are being constructed at the field. The first pair: production well 3 with a depth of 1081 m and injection well 4 with a depth of 1077 m. Production well 3 with a horizontal well 600 m long at a depth of 188 m was drilled with a bit with a diameter of 244.5 mm and cased with a column with slots - slotted filter-shank (not shown). An injection well 4 with a horizontal wellbore 605 m long at a depth of 183 m was drilled with a bit with a diameter of 244.5 mm, the horizontal wellbore 4 was cased with a column with slots - a slotted filter (not shown). In the horizontal shafts of both injection 4 and production 3 wells, geophysical studies are carried out to determine the oil saturation along the horizontal wellbore 4, after which two tubing strings 5 (Fig. 3) and 6, 7 and 8 are placed. In the injection well 4 (Fig. 2 ) the tubing strings 5 and 6 are placed, the end of the first tubing string 5 with a diameter of 60 mm is installed in a zone with oil saturation of 64% to a depth of 461 m, the end of the second tubing string 6 with a diameter of 89 mm is lowered into the second half of the horizontal wellbore into a zone with oil saturation of 68% deep down at 881 m. the tubing string 5 and 6 is injected 8% inhibited hydrochloric acid in a volume of 6 m 3, with open the annular gate valve, thus leading the pressure monitored at the mouth of the discharge 4 and extractive 3 wells, then the tubing string 5 and 6 pumped glinokislotny composition (GCF) in a volume of 9 m 3 with an open annular valve, while monitoring pressure at the mouth of the injection 4 and producing 3 wells, repeat the injection of 8% inhibited hydrochloric acid through tubing strings 5 and 6 in a volume of 3 m 3 with an open annular valve and 2 more m 3 with a closed annular valve. Next, the composition is pressed through with water (specific gravity. 1.0-1.09 g / cm 3 ) through tubing 5 and 6 in a volume of 4.8 m 3 without exceeding the allowable burst pressure of the formation 1. After waiting for a response for 4 hours washing the well 4 to the pH of the used process fluid for washing according to the results of sampling. In the production well 3, the end of the first tubing string 7 with a diameter of 60 mm is lowered to a depth of 428 m, the end of the second tubing string 8 with a diameter of 89 mm is lowered into the second half of the horizontal well to a depth of 829 m, with the ends of columns 7 and 8 being spaced horizontally 33 m and 52 m from columns 4 and 5, respectively.

В обе скважины 3 и 4 через соответствующие колонны НКТ 5 и 6, 7 и 8 закачивают пар суммарным объемом 5500 т, и останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 3 на 15 суток, далее проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины 3 (фиг. 4) выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ 9 насос 10 на глубине 681 м, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра горизонтального участка скважины 3. Закачку пара через нагнетательную скважину 4 через колонны НКТ 5 и 6 возобновляют в режиме 80 т/сут, а отбор продукции насосом 10 в режиме 75 т/сут проводят со съемом термограммы вдоль горизонтального участка добывающей скважины 3 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 10 для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины 3 и паровой камеры. Постепенно изменяя режим закачки - 60 т/сут и отбора - 55 т/сут достигают постоянного режима работы пары скважин 3 и 4 при стабилизации температуры на приеме насоса на уровне 105°С.Steam with a total volume of 5500 tons is pumped into both wells 3 and 4 through the corresponding tubing strings 5 and 6, 7 and 8 and stopped for soaking for thermocapillary impregnation and cooling of the well of production well 3 for 15 days, then thermobarometric measurements are carried out by means of GIS, according to the results which in the horizontal wellbore of the producing well 3 (Fig. 4) identify transition zones with a temperature between greater and lesser heating, and among the identified zones define a zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, in which pump 10 running at the tubing string 9 at a depth of 681 m, equipped with temperature and pressure sensors and a fiber optic cable along the entire length of the filter of the horizontal section of the borehole 3. steam injection through the borehole 4 through the tubing strings 5 and 6 is resumed in the mode of 80 t / days, and the selection of products by pump 10 in the 75 t / day mode is carried out with the removal of the thermogram along the horizontal section of the producing well 3 by means of a fiber optic cable and measuring the temperature at the intake of pump 10 to control the uniform heating process producing well 3 and a steam chamber. Gradually changing the injection mode - 60 tons / day and selection - 55 tons / day, they reach a constant mode of operation for a pair of wells 3 and 4 with stabilization of the temperature at the pump intake at 105 ° C.

На второй паре скважин рассматриваемого участка при прочих равнозначных условиях не проводили обработку межскважинного пространства закачкой кислот. В результате после закачки пара с низкой приемистостью около 15-20 т/сут в обе скважины общим объемом 750 т, в результате отбора жидкости с добывающей скважины дебит по жидкости в течении 10 дней снизился со 90 т/сут до 12 т/сут, дебит по нефти не получен, насос был остановлен ввиду отсутствия подачи жидкости.In the second pair of wells of the considered area, with other equivalent conditions, the treatment of the interwell space was not carried out by injection of acids. As a result, after steam injection with a low injection rate of about 15-20 tons / day into both wells with a total volume of 750 tons, as a result of the selection of liquid from the producing well, the liquid production rate over the course of 10 days decreased from 90 tons / day to 12 tons / day, the production rate no oil was received, the pump was stopped due to lack of fluid supply.

Предлагаемый способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти с наличием уплотненных и глинистых пропластков позволяет повысить эффективность разработки неоднородногопласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключить неравномерность прогрева паровой камеры и прорыв теплоносителя в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева.The proposed method for developing an inhomogeneous super-viscous oil formation with the presence of compacted and clay layers allows to increase the efficiency of developing an inhomogeneous super-viscous oil formation in compacted and clayed reservoirs, to exclude uneven heating of the steam chamber and breakthrough of the coolant into the producing well through the use of heating control.

Claims (1)

Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающий использование пары горизонтальных - нагнетательной и добывающей - скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ, закачку теплоносителя в разные интервалы горизонтальных стволов скважин, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колоннам НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин, отличающийся тем, что до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин, проводят комплексные геофизические исследования скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, выявляют наличие уплотненных и глинистых пропластков и проектируют размещение пар одноустьевых горизонтальных скважин в участках пласта с наименьшим количеством таких пропластков, после строительства горизонтальных скважин в них также проводят ГИС по определению уплотненных и глинистых пропластков, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин, причем концы колонн двух НКТ в нагнетательной скважине располагают в первой и второй половинах горизонтального ствола в зонах с наибольшей нефтенасыщенностью, а концы одной или двух колонн НКТ для закачки пара в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 15 м, в нагнетательной скважине производят обработку призабойной зоны соляной кислотой и глинокислотой в тех частях, где между нагнетательной и добывающей скважинами выявлены наиболее обширные уплотненные и глинистые пропластки, после технологической выдержки, достаточной для растворения уплотнений и глинистых пропластков, в обе скважины через колонны НКТ закачивают пар до создания гидродинамической связи между скважинами, останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ насос, для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ нагнетательной скважины и регулируемый отбор продукции насосом со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса при наличии датчика.A method for developing an inhomogeneous super-viscous oil formation, including the use of a pair of horizontal — injection and production — wells, horizontal sections of which are placed parallel to one another in the vertical plane of the reservoir, equipped with tubing strings — tubing, pumping coolant at different intervals of horizontal wellbores, warming up the productive formation with the creation of a steam chamber, selection of products through the production well through tubing strings and monitoring process steam the reservoir and wells, they uniformly heat the steam chamber by adjusting the coolant injection mode or selecting well products, characterized in that prior to the construction of horizontal wells, the site is drilled with a grid of estimated vertical wells, comprehensive geophysical studies of the wells — well logging — are carried out according to the results of summarizing the obtained materials and laboratory core studies receive preliminary geometric and geological and physical parameters of a super-viscous oil deposit, do not specify the contours tenosities, detect the presence of compacted and clay interlayers and design the placement of pairs of single mouth horizontal wells in sections of the formation with the smallest number of such interlayers, after the construction of horizontal wells they also conduct GIS to determine compacted and clay interlayers, as well as oil saturation along horizontal trunks of paired wells, and the ends of the columns of two tubing in the injection well are located in the first and second halves of the horizontal well in the zones with the highest oil saturation and the ends of one or two tubing columns for steam injection in the production well are placed with a horizontal offset of at least 15 m relative to the ends of the tubing of the injection well, in the injection well, the bottom-hole zone is treated with hydrochloric acid and clay in those parts where between the injection and producing wells revealed the most extensive compacted and clay interlayers, after technological exposure sufficient to dissolve seals and clay interlayers, into both wells through tubing strings steam is injected until a hydrodynamic connection between the wells is created, the shutdown is stopped for soaking for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out by well logging, according to the results of which transition zones with a temperature between greater and lesser heating are detected in the horizontal well of the producing well, and among the identified zones, determine the zone with a change in the angle of set of curvature of not more than 2 degrees per 10 m, in which a pump is launched on the tubing string, for controlling the uniform heating of process steam chamber produces a controlled steam injection through an injection well tubing and adjustable pump with product selection thermogram readout along the barrel of the production well via optical fiber and by measuring the temperature at the pump intake when the presence sensor.
RU2018110151A 2018-03-21 2018-03-21 Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method RU2678738C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018110151A RU2678738C1 (en) 2018-03-21 2018-03-21 Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018110151A RU2678738C1 (en) 2018-03-21 2018-03-21 Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2678738C1 true RU2678738C1 (en) 2019-01-31

Family

ID=65273779

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018110151A RU2678738C1 (en) 2018-03-21 2018-03-21 Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2678738C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114112829A (en) * 2020-08-27 2022-03-01 中国石油化工股份有限公司 Correction method for carbonate reservoir porosity calculation
CN115247551A (en) * 2021-04-26 2022-10-28 中国石油天然气股份有限公司 Method and device for improving recovery ratio of super heavy oil reservoir
CN115247551B (en) * 2021-04-26 2024-06-04 中国石油天然气股份有限公司 Method and device for improving recovery ratio of super heavy oil reservoir

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4787449A (en) * 1987-04-30 1988-11-29 Mobil Oil Corporation Oil recovery process in subterranean formations
RU2098613C1 (en) * 1991-11-14 1997-12-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit
RU2379494C1 (en) * 2008-08-15 2010-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Highly viscous oil fields production method
RU2387821C1 (en) * 2008-12-23 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method to produce high-viscosity oil and bitumen
RU2531412C1 (en) * 2013-07-16 2014-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of superviscous oil field development

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4787449A (en) * 1987-04-30 1988-11-29 Mobil Oil Corporation Oil recovery process in subterranean formations
RU2098613C1 (en) * 1991-11-14 1997-12-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit
RU2379494C1 (en) * 2008-08-15 2010-01-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Highly viscous oil fields production method
RU2387821C1 (en) * 2008-12-23 2010-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method to produce high-viscosity oil and bitumen
RU2531412C1 (en) * 2013-07-16 2014-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of superviscous oil field development

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114112829A (en) * 2020-08-27 2022-03-01 中国石油化工股份有限公司 Correction method for carbonate reservoir porosity calculation
CN114112829B (en) * 2020-08-27 2024-02-13 中国石油化工股份有限公司 Correction method for carbonate reservoir porosity calculation
CN115247551A (en) * 2021-04-26 2022-10-28 中国石油天然气股份有限公司 Method and device for improving recovery ratio of super heavy oil reservoir
CN115247551B (en) * 2021-04-26 2024-06-04 中国石油天然气股份有限公司 Method and device for improving recovery ratio of super heavy oil reservoir

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2379494C1 (en) Highly viscous oil fields production method
US10570729B2 (en) Thermally induced low flow rate fracturing
RU2663526C1 (en) Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2663527C1 (en) Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil
RU2527051C1 (en) Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2663528C1 (en) Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2694317C1 (en) Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2527984C1 (en) Development method of ultraviscous oil deposit
RU2678738C1 (en) Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method
RU2724707C1 (en) Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil
RU2431745C1 (en) Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2693055C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2690586C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2543848C1 (en) Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells
RU2673825C1 (en) Method for developing of reservoir of super-viscous oil or bitumen under thermal exposure
RU2690588C2 (en) Method of super-viscous oil field development
RU2652245C1 (en) Method for developing the bituminous oil deposit
RU2663530C1 (en) Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2760746C1 (en) Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir
RU2760747C1 (en) Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir
GB2539002A (en) Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale
RU2623407C1 (en) Method of bitumen field development
RU2695478C1 (en) Method of operating a pair of wells producing high-viscosity oil

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200322

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20210219