RU2683458C1 - Highly viscous oil or bitumen deposit development method - Google Patents

Highly viscous oil or bitumen deposit development method Download PDF

Info

Publication number
RU2683458C1
RU2683458C1 RU2018114339A RU2018114339A RU2683458C1 RU 2683458 C1 RU2683458 C1 RU 2683458C1 RU 2018114339 A RU2018114339 A RU 2018114339A RU 2018114339 A RU2018114339 A RU 2018114339A RU 2683458 C1 RU2683458 C1 RU 2683458C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
horizontal
wells
well
production
injection
Prior art date
Application number
RU2018114339A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Раис Салихович Хисамов
Марат Инкилапович Амерханов
Азат Тимерьянович Зарипов
Дамир Камилевич Шайхутдинов
Айнура Амангельдыевна Бисенова
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 RU2018114339A priority Critical patent/RU2683458C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2683458C1 publication Critical patent/RU2683458C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil-producing industry. In the high-viscosity oil or bitumen deposits development method building the productive formation roof map and the effective oil-saturated thicknesses map, selecting a deposit plot with the productive formation thickness of more than 6.5 m. Drilling the horizontal and/or directional production wells grid. After horizontal and/or horizontal-horizontal production wells investigation determining, where is the hypsometric marks falling takes place perpendicular to the axis at the horizontal and/or inclined-horizontal production well bottom. Locating the vertical injection well on the productive formation falling roof side at the bottom of horizontal or inclined-horizontal production well with offset from the horizontal shaft axis down the structure at a distance of 5 to 20 m. Creating the vertical injection well communication with the productive formation with the opening total interval of not less than half of the productive formation thickness, located vertically at a distance of not more than 6 m from the production well bottom. Steam into the vertical injection well is injected with injection modes, precluding a breakthrough into the nearby production well due to the temperature control therein. In the initial period, into the production and injection wells performing the steam injection to develop a hydrodynamic connection between the wells and their bottom zones warming, after the bottomhole zones are heated up, the horizontal and/or horizontal-horizontal wells are transferred for production, and the vertical ones are for injection.EFFECT: technical result is increase in the steam and gravity drainage technology into deposits with the productive formation roof slope efficiency, elimination of the heat carrier breakthrough into the production well, increase in the steam-thermal effect coverage, reduction of the steam up the structure exit negative effects and the thermo-hydrodynamic communication achievement acceleration.1 cl, 2 dwg, 1 ex, 1 tbl

Description

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

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК Е21В 43/16, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2014), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.A known method of developing deposits of highly viscous oil (patent RU No. 2506417, IPC ЕВВ 43/16, published in Bulletin No. 4 of 02/10/2014), including drilling vertical injection wells and inclined horizontal production wells, injecting a working agent through injection wells and selection of oil through production wells. The level of water-oil contact is determined - the oil-and-gas complex, producing an inclined horizontal well from the mouth to the bottom, is drilled with a location at least 2–3 m above the level of the oil and gas wells, the vertical injection well is drilled with the bottom located above the bottom of the production well 5–8 m higher, the production is perforated the well along the entire length of the inclined section, the vertical injection well is perforated in the formation zone in the direction of the mouth of the producing well, in stages, as the working agent breaks out or the product is flooded above 95% the deviated horizontal well is cut off above the breakthrough or flooding zone, and the opening area of the injection well is cut off from the bottom by 1 / 3-1 / 2 of its entire length; when the entire developed zone is developed, the mouth of the producing inclined horizontal well is transferred to pump the working agent.

Недостатками способа являются вероятность быстрого прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую, неравномерный прогрев области дренирования добывающей скважины, что снижает его эффективность.The disadvantages of the method are the likelihood of a quick breakthrough of the coolant from the injection well into the producing, uneven heating of the drainage area of the producing well, which reduces its effectiveness.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2578137, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №8 от 20.03.2016), включающий бурение вертикальных нагнетательных и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно-горизонтальной скважины, перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше ВНК, для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м, в скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины. Наклонно-горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, по показаниям определяют интервал прорыва пара, при прорыве пара в интервале ближе к забою наклонно-горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара в интервале ближе к точке входа в пласт наклонно-горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины, после выравнивания температурных показаний в наклонно-горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil reservoir (patent RU No. 2578137, IPC ЕВВ 43/24, published in Bulletin No. 8 of 03/20/2016), including the drilling of vertical injection and inclined horizontal production wells, the injection of the working agent through injection wells and the selection of oil through production wells. A vertical well is drilled at a distance of 1-10 m from the bottom of an inclined horizontal well, perforated from the top of the formation to a mark 1-2 meters above the oil hole, to separate the interval of perforation of a vertical well into two intervals in a vertical well, a packer is installed in the interval below the top of the formation at 4 m and above VNK by 5 m, equipment is installed in the well, which allows to regulate the injection of steam in each interval of the vertical well. An inclined horizontal well is equipped with temperature sensors, according to indications, the interval of steam breakthrough is determined, when steam breaks in the interval closer to the bottom of the horizontal well, the injection is stopped at the lower interval of the vertical well, when steam breaks in the interval closer to the entry point of the horizontal well they stop pumping into the upper interval of a vertical well; after leveling the temperature readings in an inclined horizontal well, they resume pumping into the intervals of a vertical well yut.

Недостатками способа являются негативные последствия за счет ухода пара вверх в соседний элемент разработки, недостаточное нефтеизвлечение из пласта вследствие низкого охвата паротепловым воздействием.The disadvantages of the method are the negative consequences due to the steam leaving upward in the adjacent development element, insufficient oil recovery from the reservoir due to the low coverage of the heat and steam exposure.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, повышение охвата паротепловым воздействием за счет расположения вертикальных скважин со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре и миграции пара вверх по структуре, ускорение достижения термогидродинамической связи, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of the steam-gravity drainage technology in the reservoir with a slope of the top of the reservoir, to increase the coverage with steam and heat due to the location of vertical wells with a shift from the axis of the horizontal wellbore downward along the structure and migration of steam upward in the structure, acceleration of thermohydrodynamic coupling, elimination of breakthrough into the producing well.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину, при этом горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную и вертикальную скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную - под нагнетание.Technical problems are solved by the method of developing a highly viscous oil or bitumen deposit, including drilling a vertical injection and horizontal and / or inclined-horizontal production well, pumping a working agent through the injection well and taking oil through the producing well, and the horizontal and / or inclined-horizontal well is equipped temperature sensors, during the initial period, steam is injected into the horizontal and / or inclined horizontal and vertical wells to create between the wells s flow connection and warming their bottom zones, after warming bottom zones horizontal and / or deviated wellbore horizontal translation under production, and vertical - by injection.

Новым является то, что строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с толщиной продуктивного пласта более 6,5 м, бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин, после исследований горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины, располагают вертикальную нагнетательную скважину со стороны падения кровли продуктивного пласта у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстояние от 5 до 20 м, создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины с продуктивным пластом общим интервалом вскрытия не менее половины толщины продуктивного пласта, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины, причем пар в вертикальную нагнетательную скважину нагнетают с режимами закачки, исключающими прорыв в близлежащую добывающую скважину, благодаря контролю в ней температуры.What's new is that they build a map of the top of the reservoir and a map of effective oil-saturated thicknesses, choose a reservoir with a thickness of more than 6.5 m, drill a grid of horizontal and / or inclined horizontal production wells, after examining horizontal and / or inclined horizontal production wells determine where the drop in the hypsometric marks occurs perpendicular to the axis at the bottom of the horizontal and / or inclined horizontal production wells; a vertical injection well is located Inu from the side of the falling roof of the productive formation at the bottom of the horizontal and / or inclined horizontal production well with a displacement from the axis of the horizontal wellbore down the structure by a distance of 5 to 20 m, create a message of the vertical injection well with the productive formation with a total opening interval of at least half the thickness productive formation, located vertically at a distance of not more than 6 m from the bottom of the producing well, and steam is injected into a vertical injection well with injection modes that exclude and a break in a nearby production well, by controlling the temperature in it.

На фиг. 1 показана схема размещения горизонтальной добывающей скважины и вертикальной нагнетательной скважины (в поперечном разрезе). На фиг. 2 - разрез А-А (см. фиг. 1).In FIG. 1 shows a layout of a horizontal production well and a vertical injection well (in cross section). In FIG. 2 - section aa (see Fig. 1).

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

Для уточнения геологического строения пласта 1 строят карту кровли 2 продуктивного пласта 1 (фиг. 1 и 2) и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют участки залежи с толщиной h1 продуктивного пласта 1 более 6,5 м - как минимум 1 м выше подошвы 3 продуктивного пласта 1 и 5 м ниже кровли 2 продуктивного пласта 1 для возможности бурения вертикальной скважины 4. Бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин 5, исследуют их и определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя добывающей скважины 5 (фиг. 1). Далее располагают вертикальную нагнетательную скважину 4 со стороны падения кровли 2 продуктивного пласта 1 у забоя добывающей скважины 5 со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстоянии h2 от 5 до 20 м, что способствует увеличению охвата паротепловым воздействием за счет миграции пара вверх по структуре (при наклоне продуктивного пласта 1 расстояние менее 5 м способствует миграции пара вверх по структуре и неизбежной потере теплоносителя при его закачке, расстояние более 20 м от оси горизонтальной скважины 5 ведет к ухудшению эффективности технологии по причине увеличения времени достижения термогидродинамической связи между скважинами 4 и 5). Миграция пара вверх по пласту 1 способствует дополнительному охвату запасов нефти и их вытеснению в направлении горизонтальной добывающей скважины 5. Создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины 4 с продуктивным пластом 1 общим интервалом вскрытия h3 (фиг. 2) не менее половины толщины продуктивного пласта 1 для большего охвата пласта 1, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины 5 (расстояние более 6 м значительно увеличит время получения термогидродинамической связи).To clarify the geological structure of formation 1, a roof map 2 of productive formation 1 is constructed (Fig. 1 and 2) and a map of effective oil-saturated thicknesses are determined, areas of the deposit with a thickness h 1 of productive formation 1 are more than 6.5 m — at least 1 m above the sole 3 of the productive formation 1 and 5 m below the roof 2 of productive formation 1 for the possibility of drilling a vertical well 4. Drill a grid of horizontal and / or inclined horizontal production wells 5, examine them and determine where the drop of hypsometric marks occurs perpendicular to the axis at the bottom obyvayuschey well 5 (FIG. 1). Next, a vertical injection well 4 is located on the falling side of the roof 2 of the producing formation 1 at the bottom of the producing well 5 with a displacement from the axis of the horizontal wellbore down the structure at a distance of h 2 from 5 to 20 m, which contributes to an increase in the coverage of the thermal effect due to steam migration up structure (when the reservoir 1 tilts, a distance of less than 5 m promotes vapor migration up the structure and the inevitable loss of coolant when it is injected, a distance of more than 20 m from the axis of the horizontal well 5 leads to deterioration in the effectiveness of the technology due to the increase in the time to reach the thermo-hydrodynamic connection between wells 4 and 5) The migration of steam upstream 1 contributes to an additional coverage of oil reserves and their displacement in the direction of the horizontal producing well 5. A vertical injection well 4 is connected with the reservoir 1 with a total opening interval of h 3 (Fig. 2) of at least half the thickness of the reservoir 1 for a larger coverage of the formation 1, located vertically at a distance of not more than 6 m from the bottom of the producing well 5 (a distance of more than 6 m will significantly increase the time to obtain a thermo-hydrodynamic connection).

После обустройства скважин 4 и 5 (фиг. 1 и 2) в период освоения выполняют закачку пара в обе скважины 4 и 5 для создания между ними гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. В качестве рабочего агента используют пар. После прогрева призабойных зон горизонтальную и/или наклонно-горизонтальную скважину 5 переводят под добычу, а вертикальную скважину 4 - под нагнетание пара. По показаниям температурных датчиков 6 (фиг. 2) в горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважине 5 выполняют контроль за паровой камерой и регулируют режим закачки пара в вертикальную нагнетательную скважину 4, исключая прорыв в близлежащую добывающую скважину 5. Более удаленные горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные скважины на фиг. 1 и 2 не показаны.After the arrangement of wells 4 and 5 (Fig. 1 and 2) during the development period, steam is injected into both wells 4 and 5 to create a hydrodynamic connection between them and warm their bottom zones. Steam is used as the working agent. After heating the bottom-hole zones, the horizontal and / or inclined-horizontal well 5 is transferred for production, and the vertical well 4 is for steam injection. According to the temperature sensors 6 (Fig. 2), in a horizontal and / or inclined-horizontal production well 5, the steam chamber is controlled and the mode of steam injection into the vertical injection well 4 is regulated, except for a breakthrough into a nearby production well 5. More distant horizontal and / or deviated wells in FIG. 1 and 2 are not shown.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Предложенный способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума опробован на участке Ашальчинского месторождения со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for the development of a highly viscous oil or bitumen field was tested on the site of the Ashalchinskoye field with the following geological and physical characteristics:

- средняя общая толщина пласта - 24,0 м;- the average total thickness of the reservoir is 24.0 m;

- нефтенасыщенная толщина пласта -14 м;- oil saturated formation thickness of -14 m;

- глубина залегания пласта (до кровли) - 180 м;- the depth of the formation (to the roof) - 180 m;

- значение начального пластового давления - 0,44 МПа;- the value of the initial reservoir pressure is 0.44 MPa;

- начальная пластовая температура - 8°С;- initial reservoir temperature - 8 ° C;

- плотность нефти в пластовых условиях - 0,975 т/м3;- the density of oil in reservoir conditions - 0.975 t / m 3 ;

- коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях -14000 мПа⋅с;- coefficient of average dynamic viscosity of oil in reservoir conditions -14000 mPa⋅s;

- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,5 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions - 1.5 mPa⋅s;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,3 мкм2;- the value of the average core permeability in the reservoir is 2.3 μm 2 ;

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,33 доли ед.- the value of the average core porosity in the reservoir is 0.33 fractions of units.

Для уточнения геологического строения пласта 1 (фиг. 1 и 2) и последующего контроля построили карту кровли 2 продуктивного пласта 1 и карту эффективных нефтенасыщенных толщин. После этого выделили участок залежи с толщиной h1=14 м. На 2 м выше подошвы 3 продуктивного пласта 1 пробурили горизонтальный ствол горизонтальной добывающей скважины 5 длиной 600 м. Определили место падения гипсометрической отметки перпендикулярно оси у забоя добывающей скважины 5 (фиг. 1). Далее расположили вертикальную нагнетательную скважину 4 со стороны падения кровли 2 продуктивного пласта 1 на удалении h2=8 м от забоя добывающей скважины 5 вдоль оси ее горизонтального ствола. Вертикальная скважина 4 была проперфорирована с интервалом вскрытия h3=10 м от кровли 2 продуктивного пласта 1.To clarify the geological structure of formation 1 (Fig. 1 and 2) and subsequent control, a roof map 2 of productive formation 1 and a map of effective oil-saturated thicknesses were constructed. After that, a section of the reservoir with a thickness of h 1 = 14 m was identified. 2 m above the sole 3 of the reservoir 1 drilled a horizontal trunk of a horizontal producing well 5 with a length of 600 m. We determined the place where the hypsometric mark fell perpendicular to the axis at the bottom of the producing well 5 (Fig. 1) . Next, we placed a vertical injection well 4 from the falling side of the roof 2 of the productive formation 1 at a distance of h 2 = 8 m from the bottom of the producing well 5 along the axis of its horizontal trunk. Vertical well 4 was perforated with an opening interval of h 3 = 10 m from the roof 2 of the reservoir 1.

После обустройства вертикальной 4 (фиг. 1 и 2) и горизонтальной 5 скважин через них выполнили закачку пара в объеме 3,5 тыс.т в каждую для достижения необходимого уровня прогрева продуктивного пласта 1. В качестве рабочего агента использовали пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 доли ед. После прогрева призабойных зон обеих скважин 4 и 5 горизонтальная скважина 5 была переведена под добычу, а вертикальная скважина 4 - под нагнетание пара.After arranging a vertical 4 (Fig. 1 and 2) and 5 horizontal wells through them, steam was injected in the amount of 3.5 thousand tons each to achieve the required level of heating of the productive formation 1. Steam with a temperature of 191 ° C was used as a working agent and dryness of 0.9 share units. After heating the bottom-hole zones of both wells 4 and 5, the horizontal well 5 was transferred to production, and the vertical well 4 - to inject steam.

По показаниям температурных датчиков 6 (фиг. 2) в горизонтальной добывающей скважине 5 выполняли контроль за паровой камерой и исключали прорыв пара в добывающей скважине 5 путем изменения объемов закачки теплоносителя от 50 до 85 т/сут в вертикальной скважине 4 и отбора жидкости 60-100 т/сут из добывающей скважины 5.According to the temperature sensors 6 (Fig. 2) in the horizontal production well 5, the steam chamber was controlled and steam breakthrough in the production well 5 was excluded by changing the coolant injection volumes from 50 to 85 t / day in the vertical well 4 and 60-100 fluid withdrawal t / day from the producing well 5.

Аналогичным образом выполнили еще два примера на других участках со схожими геолого-физическими характеристиками. Данные по нефтенасыщенной толщине пласта h1, смещению h2 вертикальной скважины 4 от оси горизонтального ствола добывающей скважины 5 вниз по структуре, интервалу вскрытия h3 вертикальной нагнетательной скважины 4 приведены в таблице.Similarly, two more examples were performed in other areas with similar geological and physical characteristics. Data on oil-saturated formation thickness h 1 , displacement h 2 of the vertical well 4 from the axis of the horizontal trunk of the producing well 5 down the structure, the opening interval h 3 of the vertical injection well 4 are shown in the table.

Figure 00000001
Figure 00000001

По полученным результатам выявлены преимущества способа перед прототипом: увеличение накопленной добычи нефти за срок разработки на 10-15%, увеличение темпов отбора от начальных извлекаемых запасов на 8-13%. Эти практические данные полностью совпадают с результатами, полученными в программном комплексе ROXAR, рекомендуемом для дальнейшей работы.The results revealed the advantages of the method over the prototype: an increase in the cumulative oil production over the development period by 10-15%, an increase in the selection rate from the initial recoverable reserves by 8-13%. These practical data completely coincide with the results obtained in the ROXAR software package, recommended for further work.

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет повысить эффективность технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключить прорыв теплоносителя в добывающую скважину, повысить охват паротепловым воздействием, так как в условиях наклона пласта смещение вертикальной скважины вниз по склону позволяет снизить негативные последствия ухода пара вверх по структуре и ускорить достижение термогидродинамической связи.The proposed method for the development of a highly viscous oil or bitumen deposit allows to increase the efficiency of steam gravity drainage technology in a deposit with a slope of the roof of the productive formation, to exclude the breakthrough of the coolant in the producing well, to increase the coverage of the steam and thermal effect, since when the formation is tilted, shifting the vertical well down the slope reduces the negative consequences steam leaving up the structure and accelerate the achievement of thermohydrodynamic coupling.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающий бурение вертикальных нагнетательных и горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные скважины оборудуют температурными датчиками, в начальный период в горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные и вертикальные скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные скважины переводят под добычу, а вертикальные - под нагнетание, отличающийся тем, что строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с толщиной продуктивного пласта более 6,5 м, бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин, после исследований горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины, располагают вертикальную нагнетательную скважину со стороны падения кровли продуктивного пласта у забоя горизонтальной или наклонно-горизонтальной добывающей скважины со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстояние от 5 до 20 м, создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины с продуктивным пластом общим интервалом вскрытия не менее половины толщины продуктивного пласта, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины, причем пар в вертикальные нагнетательные скважины нагнетают с режимами закачки, исключающими прорыв в близлежащую добывающую скважину благодаря контролю в ней температуры.A method of developing a highly viscous oil or bitumen deposit, including drilling vertical injection and horizontal and / or inclined horizontal production wells, injecting a working agent through injection wells and oil extraction through production wells, horizontal and / or inclined horizontal wells, is equipped with temperature sensors, in the initial period, in horizontal and / or inclined horizontal and vertical wells, steam is injected to create a hydrodynamic connection between the wells and warm up x bottom-hole zones, after heating up the bottom-hole zones, horizontal and / or inclined-horizontal wells are converted for production, and vertical wells are injected, characterized in that they build a roof map of the reservoir and a map of effective oil-saturated thicknesses, select a reservoir with a reservoir thickness of more than 6 , 5 m, drill a grid of horizontal and / or inclined-horizontal producing wells, after examining horizontal and / or inclined-horizontal producing wells, it is determined where the gypsum falls marks perpendicular to the axis at the bottom of a horizontal and / or inclined horizontal production well, have a vertical injection well from the falling side of the roof of the producing formation at the bottom of a horizontal or inclined horizontal production well with a displacement from the axis of the horizontal shaft down the structure by a distance of 5 to 20 m, create a message of the vertical injection well with the reservoir with a total opening interval of at least half the thickness of the reservoir, located at ertikali at a distance of not more than 6 m from the bottom of the production well, wherein the vapor in the vertical injection wells is injected from the injection modes that eliminates breakthrough to a nearby production well by controlling the temperature therein.
RU2018114339A 2018-04-18 2018-04-18 Highly viscous oil or bitumen deposit development method RU2683458C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018114339A RU2683458C1 (en) 2018-04-18 2018-04-18 Highly viscous oil or bitumen deposit development method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018114339A RU2683458C1 (en) 2018-04-18 2018-04-18 Highly viscous oil or bitumen deposit development method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2683458C1 true RU2683458C1 (en) 2019-03-28

Family

ID=66089978

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018114339A RU2683458C1 (en) 2018-04-18 2018-04-18 Highly viscous oil or bitumen deposit development method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2683458C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2780980C1 (en) * 2022-03-23 2022-10-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing an oil deposit of a mature field
CN115478832A (en) * 2022-10-09 2022-12-16 中国地质科学院勘探技术研究所 Hot dry rock geothermal exploitation method

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4344485A (en) * 1979-07-10 1982-08-17 Exxon Production Research Company Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids
RU2334095C1 (en) * 2007-09-24 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil pool development
RU2506417C1 (en) * 2012-08-07 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high-viscosity oil deposit
RU2506418C1 (en) * 2012-07-27 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for oil deposit development at late stage
RU2578137C1 (en) * 2015-01-21 2016-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4344485A (en) * 1979-07-10 1982-08-17 Exxon Production Research Company Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids
RU2334095C1 (en) * 2007-09-24 2008-09-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil pool development
RU2506418C1 (en) * 2012-07-27 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for oil deposit development at late stage
RU2506417C1 (en) * 2012-08-07 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high-viscosity oil deposit
RU2578137C1 (en) * 2015-01-21 2016-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil deposit

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2780980C1 (en) * 2022-03-23 2022-10-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for developing an oil deposit of a mature field
CN115478832A (en) * 2022-10-09 2022-12-16 中国地质科学院勘探技术研究所 Hot dry rock geothermal exploitation method
CN115478832B (en) * 2022-10-09 2023-06-20 中国地质科学院勘探技术研究所 Geothermal exploitation method for dry-hot rock

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2334095C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2663532C1 (en) Method for developing high-viscosity oil
RU2578137C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit
RU2463445C2 (en) Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins
RU2678739C1 (en) Method of super-viscous oil field development
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2683458C1 (en) Highly viscous oil or bitumen deposit development method
RU2675115C1 (en) Method for developing high-viscosity oil
RU2274741C1 (en) Oil field development method
RU2433256C1 (en) Method of high-viscosity oil or bitumen pool development
RU2334098C1 (en) Method of high-viscosity oil pool development
WO2010084369A1 (en) Method for extracting viscous petroleum crude from a reservoir
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2720725C1 (en) Development method of super-viscous oil deposit
RU2387820C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2467161C1 (en) Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil
RU2679423C1 (en) Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals
RU2731243C2 (en) Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas
RU2652245C1 (en) Method for developing the bituminous oil deposit
RU2603867C1 (en) Method for development of inhomogeneous oil deposit
RU2623407C1 (en) Method of bitumen field development
RU2646904C1 (en) Method for development of high-viscosity oil or bitumen field