RU2708294C1 - Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil - Google Patents
Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2708294C1 RU2708294C1 RU2019100289A RU2019100289A RU2708294C1 RU 2708294 C1 RU2708294 C1 RU 2708294C1 RU 2019100289 A RU2019100289 A RU 2019100289A RU 2019100289 A RU2019100289 A RU 2019100289A RU 2708294 C1 RU2708294 C1 RU 2708294C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- production wells
- vertical
- ascending
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к тепловым способам разработки массивно-пластовых залежей с высоковязкой нефтью.The invention relates to the oil industry, in particular to thermal methods for developing massive reservoir deposits with high viscosity oil.
Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий бурение вертикальных и горизонтальных скважин, расположенных перпендикулярно друг другу. Отбор нефти на начальном этапе осуществляют через все вертикальные и горизонтальные скважины. Затем при снижении пластового давления осуществляют закачку рабочего агента - пластовой воды в одну из горизонтальных скважин до достижения рабочим агентом других перпендикулярно расположенных горизонтальных скважин. Далее, перпендикулярно расположенные горизонтальные скважины используют для циклической закачки рабочего агента, а отбор нефти осуществляют через вертикальные скважины (Патент RU №2166070 от 29.08.2000, МПК: Е21В 43/20).A known method of developing oil deposits, including the drilling of vertical and horizontal wells located perpendicular to each other. The selection of oil at the initial stage is carried out through all vertical and horizontal wells. Then, with a decrease in reservoir pressure, the working agent — formation water — is pumped into one of the horizontal wells until the working agent reaches the other perpendicular horizontal wells. Further, perpendicularly located horizontal wells are used for cyclic injection of the working agent, and oil is taken through vertical wells (Patent RU No. 2166070 of 08.29.2000, IPC: Е21В 43/20).
Однако данный способ не может быть использован при термическом воздействии на массивно-пластовые залежи с высоковязкой нефтью, так как перпендикулярные горизонтальные скважины расположены в одной горизонтальной плоскости, и при закачке рабочего агента последний быстро прорвется во все соседние горизонтальные и вертикальные скважины по разбуренному пласту без осуществления полезной работы по вытеснению нефти из ниже- и вышележащих пластов.However, this method cannot be used for thermal treatment of massive reservoirs with high viscosity oil, since the perpendicular horizontal wells are located in one horizontal plane, and when the working agent is injected, the latter will quickly break through into all adjacent horizontal and vertical wells along the drilled formation without implementation useful work for the displacement of oil from lower and upper layers.
Также известен способ разработки массивно-пластовых залежей с высоковязкой нефтью, включающий выделение в разрезе залежи ступеней с одинаковой толщиной, бурение пар встречных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных рядами, при этом добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Причем горизонтальные нагнетательные скважины бурят в нижней части нечетных ступеней. Добывающие скважины бурят в четных ступенях наклонно-направленными по нисходящей траектории, при этом «пятку» каждой добывающей скважины располагают в верхней части четных ступеней, а «носок» каждой добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважины. (Патент RU №2580339 от 09.12.2014, МПК: Е21В 43/24).There is also a known method of developing massive reservoir deposits with high viscosity oil, which includes isolating steps with the same thickness in the section of the reservoir, drilling pairs of oncoming production and horizontal injection wells arranged in rows, while producing wells are located below injection wells, pumping coolant into injection wells and selecting oil from producing wells. Moreover, horizontal injection wells are drilled in the lower part of the odd steps. Production wells are drilled in even steps obliquely directed along the downward path, while the heel of each production well is located in the upper part of the even steps, and the toe of each production well is located in the lower part of the even steps under the heel of each next injection row wells. (Patent RU No. 2580339 dated 12/09/2014, IPC: ЕВВ 43/24).
Недостатком данного способа является неравномерный охват пластов тепловым воздействием по горизонтали.The disadvantage of this method is the uneven coverage of the layers by the horizontal thermal effect.
Наиболее близким по технической сущности, принятый авторами за прототип является способ разработки массивно-пластовых залежей высоковязкой нефти, включающий выделение по толщине залежи верхней зоны для нагнетания теплоносителя и нижележащей зоны для отбора нефти, бурение рядов вертикальных скважин, горизонтальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, расположенных ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, при этом вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно. Из вертикальных добывающих скважин высоковязкую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины. В дальнейшем, при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные, и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин (Патент RU №2368767 от 31.03.2008, МПК: Е21В 43/24).The closest in technical essence, adopted by the authors for the prototype, is a method of developing massive reservoir deposits of highly viscous oil, including the allocation of the thickness of the deposits of the upper zone for injection of the coolant and the underlying zone for oil selection, drilling rows of vertical wells, horizontal injection wells and horizontal production wells, located below the injection wells, the injection of coolant into the injection wells and the selection of oil from the producing wells, while the vertical producing and injection wells in the ranks of a turn. High-viscosity oil is taken from vertical producing wells before the coolant breaks out of them from horizontal injection wells, after which the coolant is not pumped into vertical injection wells and transferred to production wells, and those production wells into which the coolant has broken are transferred to injection wells. In the future, when the coolant breaks out from horizontal injection wells to vertical production wells, previously transferred from injection wells, the reverse replacement is performed by transferring vertical injection wells to production wells, and vertical production wells to injection wells, and the cycle is repeated until the bottom-hole zones of vertical and horizontal wells (Patent RU No. 2368767 dated 03/31/2008, IPC: Е21В 43/24).
Недостатком данного способа является снижение нефтеотдачи пластов залежи за счет короткого рентабельного срока эксплуатации горизонтальных добывающих скважин из-за преждевременного прорыва в них пароконденсата, так как при параллельном расположении горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин между ними быстро устанавливается гидродинамическая связь по вертикали.The disadvantage of this method is the reduction in oil recovery of reservoirs due to the short cost-effective life of horizontal production wells due to the premature breakthrough of vapor condensate in them, since when the horizontal injection and production wells are parallel, a vertical hydrodynamic connection is quickly established between them.
Вместе с тем, снижается коэффициент эксплуатации вертикальных скважин при переводе их из нагнетательных в добывающие, так как требуется длительное время для естественного охлаждения их забоев до безопасной температуры работы внутрискважинного насосного оборудования. При этом под действием знакопеременных термобарических нагрузок, возникающих при смене режимов работы с нагнетания теплоносителя на добычу нефти и наоборот, сокращается долговечность работы вертикальных скважин в результате разгерметизации цементной крепи и выхода на поверхность эксплуатационной колонны.At the same time, the operating coefficient of vertical wells decreases when they are transferred from injection to production wells, since it takes a long time for the natural cooling of their faces to a safe operating temperature of downhole pumping equipment. At the same time, under the action of alternating thermobaric loads that arise when changing operating modes from pumping the coolant to oil production and vice versa, the durability of vertical wells is reduced as a result of depressurization of the cement lining and exit to the surface of the production casing.
Технической задачей заявленного способа является увеличение нефтеотдачи пластов массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью за счет продления рентабельного периода эксплуатации пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин и увеличения долговечности их работы в результате использования стабильных термобарических режимов эксплуатации при одновременной интенсификации теплового воздействия за счет регулирования и активизации тепловых потоков и фильтрационных потоков нефти во всем объеме залежи.The technical task of the claimed method is to increase oil recovery of massive-reservoir deposits with highly viscous oil by extending the cost-effective period of operation of semi-ascending and vertical production wells and increasing the durability of their work as a result of using stable thermobaric operating conditions while intensifying thermal effects due to regulation and activation of heat fluxes and oil filtration flows in the entire volume of the reservoir.
Поставленная задача достигается тем, что в заявленном способе разработки массивно-пластовых залежей с высоковязкой нефтью осуществляют выделение по толщине залежи с высоковязкой нефтью верхней зоны для нагнетания теплоносителя и нижележащей зоны для отбора нефти, бурение рядов вертикальных добывающих скважин, горизонтальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, расположенных ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин.The problem is achieved in that in the claimed method for the development of massive reservoirs with highly viscous oil, the upper zone is selected by thickness of the reservoir with high viscosity oil for injection of a coolant and the underlying zone for oil selection, drilling of rows of vertical production wells, horizontal injection wells and horizontal production wells located below the injection wells, pumping the coolant into the injection wells and taking oil from the producing wells.
Существенными отличительными признаками заявленного способа являются:The salient features of the claimed method are:
- бурят горизонтальные нагнетательные скважины навстречу друг другу в шахматном порядке между рядами вертикальных скважин,- drill horizontal injection wells towards each other in a checkerboard pattern between rows of vertical wells,
- бурят горизонтальные добывающие скважины в виде пологовосходящих перпендикулярно горизонтальным нагнетательным скважинам и также размещают навстречу друг другу в шахматном порядке между рядами добывающих вертикальных скважин,- drill horizontal production wells in the form of semi-ascending perpendicular to the horizontal injection wells and also placed towards each other in a checkerboard pattern between the rows of vertical production wells,
- размещают «пятки» всех пологовосходящих добывающих скважин у подошвы залежи, а «носки» всех пологовосходящих добывающих скважин - у кровли зоны для отбора нефти,- place the “heels” of all semi-ascending production wells at the bottom of the reservoir, and the “socks” of all semi-ascending production wells - at the roof of the oil extraction zone,
- перфорируют все вертикальные добывающие скважины по всей толщине залежи,- perforate all vertical production wells throughout the thickness of the reservoir,
- выделяют по длине горизонтальных нагнетательных скважин участки сближения этих скважин с верхними половинами-«хвостами» пологовосходящих добывающих скважин и перфорируют интервалы горизонтальных нагнетательных скважин вне участков сближения скважин,- allocate along the length of the horizontal injection wells the sections of the rapprochement of these wells with the upper halves of the “tails” of the semi-ascending production wells and perforate the intervals of the horizontal injection wells outside the sections of the rapprochement of the wells,
- перфорируют верхние половины-«хвосты» всех пологовосходящих добывающих скважин,- perforate the upper halves - the “tails” of all half-rising production wells,
- осуществляют закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины, при этом на начальной стадии закачки теплоносителя отбор нефти из пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин осуществляют с одинаковым темпом,- carry out the injection of the coolant into the horizontal injection wells, while at the initial stage of the coolant injection, the selection of oil from the semi-ascending and vertical producing wells is carried out at the same rate,
- ограничивают темп отбора нефти из пологовосходящих добывающих скважин при прорыве в них пароконденсата и увеличивают темп отбора нефти из вертикальных добывающих скважин, сохраняя общий первоначальный темп отбора нефти из залежи,- limit the rate of oil withdrawal from half-rising production wells during the breakdown of vapor condensate in them and increase the rate of oil withdrawal from vertical production wells, while maintaining the overall initial rate of oil extraction from the reservoir,
- изолируют все интервалы перфорации в верхних половинах-«хвостах» пологовосходящих добывающих скважин после снижения дебита нефти в этих скважинах ниже рентабельного уровня, а также наиболее обводненные интервалы перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин,- isolate all the intervals of perforation in the upper halves of the “tails” of upstream production wells after the oil production rate in these wells decreases below a cost-effective level, as well as the most waterlogged perforation intervals in the lower halves of the thickness of the vertical production wells,
- перфорируют нижние половины стволов пологовосходящих добывающих скважин и участки сближения горизонтальных нагнетательных скважин, ранее невскрытые перфорацией, и продолжают отбор нефти с одинаковым темпом через нижние половины пологовосходящих добывающих скважин и через верхние половины по толщине залежи вертикальных добывающих скважин,- perforate the lower halves of the shafts of the semi-ascending production wells and the sections of horizontal horizontal injection wells previously uncovered by perforation, and continue to take oil at the same rate through the lower halves of the semi-ascending production wells and through the upper halves of the thickness of the vertical production wells,
- ограничивают темп отбора нефти из пологовосходящих добывающих скважин при прорыве в них пароконденсата и увеличивают темп отбора нефти из вертикальных добывающих скважин, сохраняя общий первоначальный темп отбора нефти из залежи,- limit the rate of oil withdrawal from half-rising production wells during the breakdown of vapor condensate in them and increase the rate of oil withdrawal from vertical production wells, while maintaining the overall initial rate of oil extraction from the reservoir,
- отбор нефти из пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин ведут до снижения их дебита нефти ниже рентабельного уровня.- the selection of oil from semi-ascending and vertical production wells lead to a decrease in their oil production rate below a cost-effective level.
Во всех вертикальных и пологовосходящих добывающих скважинах перфорацию осуществляют по всей толщине вскрытых ими продуктивных пластов залежи, а в горизонтальных нагнетательных скважинах - во всех вскрытых их горизонтальной частью продуктивных пластах.In all vertical and semi-ascending production wells, perforation is carried out over the entire thickness of the productive reservoirs discovered by them, and in horizontal injection wells - in all productive formations opened by their horizontal part.
Под рентабельным уровнем дебита нефти во всех вертикальных и пологовосходящих добывающих скважинах принимают дебит нефти, при котором обводненность добываемой продукции этих скважин не превышает 98%.Under the profitable oil production rate in all vertical and semi-ascending production wells, the oil production rate is taken at which the water cut of the produced products of these wells does not exceed 98%.
При дальнейшем описании заявленного способа вместо термина «теплоноситель» использован термин «пар». Под термином «нефть» в описании заявленного способа подразумевают, как безводную нефть, так и жидкость, представляющую собой нефть с пароконденсатом и пластовыми водами, добываемую на разных стадиях разработки залежи.In the further description of the claimed method, the term "steam" is used instead of the term "coolant". The term "oil" in the description of the claimed method means both anhydrous oil and liquid, which is oil with steam condensate and produced water, produced at different stages of development of the reservoir.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает возможность регулирования работы добывающих и нагнетательных скважин по всему разрезу залежи. При этом на начальном этапе разработки происходит интенсивный разогрев нефти в верхней половине залежи, причем поинтервальное перфорирование горизонтальных нагнетательных скважин, вне участков сближения этих скважин с верхними половинами-«хвостами» пологовосходящих добывающих скважин, позволяет синхронизировать продвижение теплового фронта от всех горизонтальных нагнетательных скважин к верхним половинам-«хвостам» встречных пологовосходящих добывающих скважин. Вместе с тем, отбор нефти только из верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и вертикальных добывающих скважин способствует формированию многочисленных фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами, как в вертикальном направлении за счет эффекта термогравитационного дренирования пластов, так и в горизонтальном направлении за счет создания депрессии у забоев вертикальных добывающих скважин и дополнительного воздействия вытесняющих сил со стороны горизонтальных нагнетательных скважины на образующуюся паровую камеру за счет непрерывно закачиваемого пара. При прорыве пароконденсата в верхние половины-«хвосты» пологовосходящих добывающих скважин увеличивают отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, активизируя движение фильтрационных потоков к этим скважинам, при этом основная выработка запасов нефти происходит из средней части залежи, где расположены верхние половины-«хвосты» встречных пологовосходящих добывающих скважин, к которым притекает разогретая нефть из верхней части залежи - зоны нагнетатения теплоносителя. После снижения дебита нефти в верхних половинах-«хвостах» пологовосходящих добывающих скважин ниже рентабельного уровня изолируют в них все интервалы перфорации, а также наиболее обводненные интервалы перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин. Последующая перфорация нижних половин стволов пологовосходящих добывающих скважин и дополнительная перфорация ранее невскрытых участков сближения горизонтальных нагнетательных скважин активизирует прогрев продуктивных пластов и стимулирует отбор из них нефти в нижней части залежи. Заявленный способ, обеспечивая стабильные термобарические режимы работы всех типов скважин и возможность регулирования движения тепловых потоков по всему разрезу залежи, позволяет увеличить охват продуктивных пластов залежи тепловым воздействием, а возможность активизации фильтрационных потоков нефти по всему разрезу залежи в процессе осуществления способа,- способствует продлению периода рентабельной эксплуатации пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин и увеличению нефтеотдачи пластов залежи.The specified set of essential features provides the ability to regulate the operation of production and injection wells throughout the section of the reservoir. In this case, at the initial stage of development, intense heating of oil occurs in the upper half of the reservoir, and the interval perforation of horizontal injection wells, outside the areas of convergence of these wells with the upper halves of the “tails” of the semi-ascending production wells, allows you to synchronize the progress of the heat front from all horizontal injection wells to the upper to the half-tails of oncoming half-rising production wells. At the same time, the selection of oil only from the upper half-“tails” of the semi-ascending production wells and vertical production wells contributes to the formation of numerous filtration flows between the injection and production wells, both in the vertical direction due to the effect of thermogravitational drainage of the reservoirs and in the horizontal direction due to creating depression at the bottom of vertical producing wells and the additional effect of displacing forces from the side of horizontal injection wells formed on the steam chamber by continuously injected steam. When the vapor condensate breaks into the upper halves, the “tails” of the semi-ascending production wells increase oil production from vertical production wells, activating the flow of filtration flows to these wells, while the main production of oil reserves comes from the middle part of the reservoir where the upper halves of the oncoming tails are located half-rising production wells, to which heated oil flows from the upper part of the reservoir - the coolant injection zone. After a decrease in the oil production rate in the upper half-tails of the semi-ascending production wells below the cost-effective level, all perforation intervals, as well as the most watered perforation intervals in the lower halves of the thickness of the vertical production wells, are isolated in them. Subsequent perforation of the lower halves of the shafts of shallow ascending production wells and additional perforation of previously undisclosed sections of the horizontal injection wells rapprochement activates the heating of productive formations and stimulates the selection of oil from them in the lower part of the reservoir. The claimed method, providing stable thermobaric modes of operation of all types of wells and the ability to control the movement of heat fluxes throughout the section of the reservoir, allows you to increase the coverage of productive reservoirs of the reservoir by heat, and the ability to activate filtration flows of oil throughout the section of the reservoir during the implementation of the method, helps to extend the period cost-effective exploitation of shallow and vertical production wells and increased oil recovery of reservoirs.
Указанная совокупность существенных признаков неизвестна нам из уровня техники, поэтому, мы считаем, что заявленный способ является новым. Отличительные признаки заявленного способа являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим, мы считаем, что заявленный способ соответствует критерию «изобретательный уровень».The specified set of essential features is unknown to us from the prior art, therefore, we believe that the claimed method is new. Distinctive features of the claimed method are not obvious to the average person skilled in the art. In this regard, we believe that the claimed method meets the criterion of "inventive step".
Заявленный способ промышленно применим, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать его в полном объеме.The claimed method is industrially applicable, since the available equipment and technology developed by us, allow to realize it in full.
На фиг. 1 показан вариант вскрытия массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью толщиной 100 м, вид сверху; на фиг. 2 показан вариант вскрытия массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью толщиной 100 м, вид сбоку; на фиг. 3 показан вариант вскрытия массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью толщиной 150 м, вид сверху; на фиг. 4 показан вариант вскрытия массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью толщиной 150 м, вид сбоку; на фиг. 5 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в аксонометрической проекции, демонстрирующая траектории скважин, расположенных по схеме заявляемого способа при толщине залежи 100 м; на фиг. 6 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в аксонометрической проекции, демонстрирующая траектории скважин, расположенных по схеме заявляемого способа при толщине залежи 150 м; на фиг. 7 представлена схема распространения паровой камеры в соответствии со способом по патенту №2580339 - аналогу (расчетный вариант 1), на фиг. 8 представлена схема распространения паровой камеры в соответствии со способом по патенту №2368767 - прототипу (расчетный вариант 2), на фиг. 9 представлена схема распространения паровой камеры по заявляемому способу при вскрытии верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и вертикальных добывающих скважин по всей толщине залежи (расчетный вариант 3); на фиг. 10 представлена схема распространения паровой камеры по заявляемому способу при изоляции перфорационных отверстий верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и наиболее обводненных интервалов перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин (расчетный вариант 3); на фиг. 11 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, характеризующих распределение фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами по расчетному варианту 1, соответствующая схеме на фиг. 7; на фиг. 12 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, характеризующих распределение фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами по расчетному варианту 2, соответствующая схеме на фиг. 8; на фиг. 13 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, характеризующих распределение фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами по заявляемому способу при вскрытии верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и вертикальных добывающих скважин по всей толщине залежи (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 9; на фиг. 14 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, характеризующих распределение фильтрационных потоков между нагнетательными и добывающими скважинами по заявляемому способу при изоляции перфорационных отверстий верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и наиболее обводненных интервалов перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 10; на фиг. 15 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи по патенту №2580339 - аналогу (расчетный вариант 1), соответствующая схеме на фиг. 7; на фиг. 16 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи по патенту №2368767 - прототипу (расчетный вариант 2), соответствующая схеме на фиг. 8; на фиг. 17 представлена выгрузка из модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи по заявленному способу (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 9; на фиг. 18 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи по заявленному способу (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 10; на фиг. 19 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия на виде сверху по патенту №2580339 - аналогу (расчетный вариант 1), соответствующая схеме на фиг. 7; на фиг. 20 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия на виде сверху по патенту №2368767 - прототипу (расчетный вариант 2), соответствующая схеме на фиг. 8; на фиг. 21 представлена выгрузка из модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия на виде сверху по заявленному способу (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 9; на фиг. 22 представлена выгрузка из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающая распределение температуры в градусах Цельсия соответственно на виде сверху по заявленному способу (расчетный вариант 3), соответствующая схеме на фиг. 10; на фиг. 23 показаны графики изменения нетфеотдачи пластов залежи во времени для трех указанных расчетных вариантов.In FIG. 1 shows a variant of opening a massive reservoir with highly viscous oil 100 m thick, top view; in FIG. 2 shows a variant of opening a massive reservoir with highly viscous oil 100 m thick, side view; in FIG. 3 shows a variant of opening a massive reservoir with highly viscous oil 150 m thick, top view; in FIG. 4 shows a variant of opening a massive reservoir with highly viscous oil 150 m thick, side view; in FIG. 5 presents an unloading from a sector geological and hydrodynamic model in an axonometric projection, showing the trajectories of wells located according to the scheme of the proposed method with a deposit thickness of 100 m; in FIG. 6 presents an unloading from a sector geological and hydrodynamic model in an axonometric projection, showing the trajectories of wells located according to the scheme of the proposed method with a deposit thickness of 150 m; in FIG. 7 shows a distribution diagram of a steam chamber in accordance with the method of Patent No. 2580339, an analogue (design variant 1), FIG. 8 shows a distribution diagram of a steam chamber in accordance with the method of Patent No. 2368767, a prototype (design option 2), FIG. 9 is a diagram of the distribution of the steam chamber according to the present method when opening the upper halves of the “tails” of semi-ascending production wells and vertical production wells throughout the thickness of the reservoir (calculation option 3); in FIG. 10 is a diagram of the distribution of the steam chamber according to the present method when isolating the perforations of the upper halves of the “tails” of the semi-ascending production wells and the most flooded perforation intervals in the lower halves of the thickness of the vertical production wells (calculation option 3); in FIG. 11 shows the unloading from the sector geological and hydrodynamic model in the form of streamlines characterizing the distribution of filtration flows between injection and producing wells according to
Заявленный способ реализуют следующим образом.The claimed method is implemented as follows.
Разбуривают участок массивно-пластовой залежи высоковязкой нефти, вертикальными добывающими скважинами 1 (см. фиг. 1-4) по одной из известных равномерных квадратных сеток с редкой или средней плотностью на всю толщину залежи 2, отбирают керн, проводят геофизические и гидродинамические исследования, устанавливают наличие и активность подошвенной водоносной области, перфорируют вертикальные скважины 1 по всей толщине вскрытых ими продуктивных пластов залежи 2 и осуществляют их пробную эксплуатацию, при этом условно выделяют по толщине залежи верхнюю зону 3 для нагнетания пара и нижележащую зону 4 для отбора нефти.A section of a massive reservoir of high-viscosity oil is drilled by vertical producing wells 1 (see Fig. 1-4) along one of the known uniform square grids with a rare or medium density over the entire thickness of
В случае, если толщина массивно-пластовой залежи составляет примерно 100 м, залежь условно делят на верхнюю зону 3 для нагнетания пара и нижележащую зону 4 для отбора нефти в соотношении 1/2 и 1/2 (см. фиг. 1-2). В случае, если толщина массивно-пластовой залежи составляет более 100 м, залежь условно делят на верхнюю зону 3 для нагнетания пара и нижележащую зону 4 для отбора нефти в соотношении 1/3 и 2/3 (см. фиг. 3-4).If the thickness of the massive reservoir is approximately 100 m, the reservoir is conventionally divided into the
Осуществляют пробную эксплуатацию вертикальных скважин 1 посредством отбора из них нефти на естественном режиме и прекращают отбор нефти при снижении пластового давления до давления, близкого к давлению насыщения нефти газом (на 10% выше давления насыщения нефти газом). Используя результаты бурения, исследования и пробной эксплуатации вертикальных добывающих скважин, строят и адаптируют секторную геолого-гидродинамическую модель участка залежи.
Бурят горизонтальные нагнетательные скважины 5 и 6 навстречу друг другу в шахматном порядке между рядами вертикальных добывающих скважин 1 в разных вертикальных плоскостях в условной верхней зоне 3 для нагнетания пара в целях уплотнения исходной сетки скважин участка залежи, при этом все горизонтальные скважины бурят параллельными друг другу. Оптимальную траекторию бурения горизонтальных нагнетательных скважин определяют на основе адаптированной секторной геолого-гидродинамической модели участка залежи, а также устанавливают оптимальное расстояние между горизонтальными нагнетательными скважинами и кровлей залежи для минимизации потерь пара во вмещающие породы, расположенные над кровлей залежи.
Бурят по оптимальным траекториям, также определенным при помощи адаптированной секторной геолого-гидродинамической модели участка залежи, пологовосходящие добывающие скважины 7 и 8 тоже в целях уплотнения исходной сетки скважин участка залежи перпендикулярно горизонтальным нагнетательным скважинам 5 и 6 и размещают навстречу друг другу в шахматном порядке между рядами вертикальных добывающих скважин 1 в разных вертикальных плоскостях, при этом «пятки» всех пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 размещают у подошвы залежи 2. «Носки» всех пологовосходящих добывающих скважин 7, 8 размещают у кровли (позицией и надписью не обозначено) нижележащей зоны 4 для отбора нефти. При вскрытии массивно-пластовой залежи с высоковязкой нефтью более 100 м разбуривание залежи осуществляют удлиненными пологовосходящими добывающими скважинами 7 и 8. При этом «пятки» пологовосходящих скважин смещают относительно соседней параллельной пологовосходящей скважины вдоль рядов вертикальных скважин с возможностью образования в соседнем элементе разбуривания, в одном межрядье вертикальных скважин, одной пологовосходящей скважины, а также верхней половины-«хвоста» соседней пологовосходящей скважины. Возможен вариант размещения траекторий таких удлиненных скважин как в одной вертикальной плоскости с расстоянием по вертикали между траекториями примерно 50 м, так и вариант размещения траекторий в разных вертикальных плоскостях с расстоянием по горизонтали между траекториями от 30 м до 50 м (см. фиг. 3, 4, 6).Drilling along optimal trajectories, also determined using an adapted sectoral geological and hydrodynamic model of the reservoir site, semi-ascending producing
Таким образом, верхние половины-«хвосты» всех пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 условно, визуальными перекрестиями на виде сбоку, (см. фиг. 2, 4), делят нижележащую зону 4 отбора нефти на среднюю часть (позицией не показано), где располагаются только верхние половины-«хвосты» всех пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и нижнюю часть, где располагаются только нижние половины всех пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8.Thus, the upper halves are the “tails” of all
Выделяют по длине горизонтальных нагнетательных скважин 5 и 6 участки сближения этих скважин с верхними половинами-«хвостами», пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и перфорируют интервалы горизонтальных нагнетательных скважин во всех вскрытых их горизонтальной частью продуктивных пластах залежи 2 вне участков сближения скважин для предотвращения преждевременных прорывов пара в пологовосходящие добывающие скважины. Каждая горизонтальная нагнетательная скважина 5 и 6, при виде сверху (см. фиг. 1, 3), условно перекрещивается с пологовосходяшими добывающими скважинами 7 и 8 в участках сближения скважин.Allocate along the length of the
При разбуривании залежи толщиной около 100 м каждая горизонтальная нагнетательная скважина условно перекрещивается с одной пологовосходящей добывающей скважиной, при этом можно определить расстояние, например, 9 по вертикали на участке сближения между горизонтальной скважиной, например, 6 и верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины 7, а также расстояние 10 на участке сближения между скважинами 5 и 8 (см. фиг. 2). Над каждым таким участком сближения в горизонтальных скважинах расположен неперфорируемый участок, соответственно 11 и 12 (см. фиг. 1).When drilling a deposit with a thickness of about 100 m, each horizontal injection well conditionally intersects with one half-rising production well, and you can determine the distance, for example, 9 vertically in the convergence section between a horizontal well, for example, 6 and the upper half - the “tail” of a half-rising production well 7, as well as the
При разбуривании залежи толщиной более 100 м удлиненными пологовосходящими скважинами каждая горизонтальная нагнетательная скважина условно перекрещивается с двумя встречными пологовосходящими добывающими скважинами. При этом можно выделить минимальное расстояние 13 по вертикали в участке сближения между горизонтальной нагнетательной скважиной, например, 6 и верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины 7, то есть с ближней пологовосходящей скважиной 7, а также максимальное расстояние 14 по вертикали в участке сближения между горизонтальной нагнетательной скважиной 6 и верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины 8, то есть удаленной встречной пологовосходящей добывающей скважиной 8, пробуренной в соседнем ряду между вертикальными добывающими скважинами (см. фиг. 4). Таким образом, в участках сближения каждой горизонтальной нагнетательной скважины 5 и 6 с верхними половинами-«хвостами» встречных пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 расположены неперфорируемые участки 15 и 16. (см. фиг. 3). Длину неперфорируемых участков горизонтальных нагнетательных скважин в участках сближения с верхними половинами-«хвостами» пологовосходящих добывающих скважин определяют следующим образом. Если горизонтальная нагнетательная скважина имеет два участка сближения с верхними половинами-«хвостами» встречных пологовосходящих добывающих скважин (см. фиг. 3-4), то принимают длину неперфорируемого участка 15 горизонтальной нагнетательной скважины 6 над участком сближения с ближней верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины 7 равной расстоянию не более удвоенного расстояния 14 по вертикали между этой горизонтальной скважиной и удаленной верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей скважины 8. Длину неперфорируемого участка 16 горизонтальной нагнетательной скважины 6 над участком сближения с удаленной верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины 8 принимают равной расстоянию не более удвоенного расстояния 13 по вертикали между этой горизонтальной нагнетательной скважиной 6 и ближней верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины 7. Таким образом, длина неперфорируемого участка 15 горизонтальной нагнетательной скважины 6 на участке сближения с ближней верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважиной 7 больше, чем длина неперфорируемого участка 16 в участке сближения этой горизонтальной нагнетательной скважины 6 с удаленной верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины 8, что позволяет синхронизировать процессы продвижения теплового фронта к пологовосходящим добывающим скважинам.When drilling a deposit with a thickness of more than 100 m by elongated semi-ascending wells, each horizontal injection well conditionally intersects with two opposing semi-ascending production wells. In this case, it is possible to distinguish the minimum
Учитывая, что вариант разбуривания залежи толщиной 100 м (фиг. 1-2) является частным случаем варианта разбуривания залежи толщиной более 100 м (фиг. 3-4), то расстояния 9, 10 по вертикали между горизонтальными нагнетательными скважинами 5, 6 и верхними половинами-«хвостами» пологовосходящих скважин 7-8 равны расстоянию 13 на фиг. 3-4. Соответственно, длина неперфорируемых участков 11 и 12 горизонтальных нагнетательных скважин на фиг. 1-2 равна длине неперфорируемого участка 15 горизонтальных нагнетательных скважин на фиг. 3-4.Considering that the option of drilling a deposit with a thickness of 100 m (Fig. 1-2) is a special case of the option of drilling a deposit with a thickness of more than 100 m (Fig. 3-4), then the
Далее перфорируют верхние половины-«хвосты» всех пологовосходящих добывающих скважин 7, 8 по всей толщине вскрытых ими продуктивных пластов залежи 2. Осуществляют закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 5 и 6, при этом на начальной стадии закачки пара отбор нефти из вертикальных 1 и верхних половин-хвостов пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 осуществляют с одинаковым темпом. За счет непрерывно закачиваемого пара паровая камера постоянно расширяется. На границе паровой камеры пар конденсируется, после чего под действием сил гравитации, а также за счет создания депрессии у забоев вертикальных скважин 1 образовавшийся пароконденсат «стекает» вместе с разогретой нефтью к добывающим скважинам. При прорыве пароконденсата в верхние половины-«хвосты» пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 ограничивают темп отбора нефти их этих скважин и увеличивают темп отбора нефти из вертикальных добывающих скважин 1, сохраняя общий первоначальный темп отбора нефти из залежи, активизируя движение фильтрационных потоков к вертикальным скважинам. После снижения дебита нефти в пологовосходящих 7 и 8 добывающих скважинах через верхние половины-«хвосты» ниже рентабельного уровня изолируют все интервалы перфорации в верхних половинах-«хвостах» пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и наиболее обводненные интервалы перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин 1. Перфорируют нижние половины стволов пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и участки горизонтальных нагнетательных скважин, ранее невскрытые перфорацией: 11 и 12 на фиг. 1 и 15-16 на фиг. 3, и продолжают отбор нефти с одинаковым темпом через нижние половины пологовосходящих добывающих скважин 7 и 8 и через перфорационные отверстия в верхней половине по толщине залежи вертикальных добывающих скважин 1. При прорыве пароконденсата в пологовосходящие добывающие скважины 7 и 8 через нижние половины ограничивают темп отбора нефти из этих скважин и увеличивают темп отбора нефти из вертикальных добывающих скважин 1 через верхние половины по толщине залежи, активизируя обор нефти из верхней части залежи, при этом сохраняют общий первоначальный темп отбора нефти из залежи. На этой стадии возможен вариант осуществления способа с ограничением темпа закачки пара в горизонтальные нагнетательные скважины. Отбор нефти из пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин ведут до снижения их дебита ниже рентабельного уровня. Схемы распространения паровых камер по известным способам и заявленному способу визуализированы авторами на фиг. 7-10. Учитывая расположение горизонтальных нагнетательных скважин и добывающих скважин и соответствующий им характер распространения теплового фронта в пласте, объем паровой камеры в заявленном способе значительно больше, чем в известных способах, при этом максимальное увеличение охвата пласта тепловым воздействием достигается после изоляции верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и изоляции нижних половин вертикальных добывающих скважин, когда тепловой фронт расширяется и достигает новых участков залежи, а именно нижних половин пологовосходящих скважин и верхних половин вертикальных скважин. Такое увеличение охвата пластов тепловым воздействием обеспечивается в том числе и за счет доперфорации ранее невскрытых участков горизонтальных нагнетательных скважин (см. фиг. 10).Next, the upper halves, the “tails” of all half-rising
Заявленный способ может быть реализован, например, на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, которая расположена в интервале абсолютных глубин от (-950) м до (-1500) м и имеет вязкость пластовой нефти около 700 мПа*с. По своему геологическому строению залежь является массивно-пластовой, то есть в ее разрезе по результатам детальной корреляции скважин и типизации отобранного керна выделяются отдельные продуктивные пласты, но которые благодаря своей развитой вертикальной трещиноватости образуют единый карбонатный массив.The claimed method can be implemented, for example, in the Permian-Carboniferous deposits of the Usinsky field, which is located in the absolute depth interval from (-950) m to (-1500) m and has a viscosity of reservoir oil of about 700 mPa * s. According to its geological structure, the reservoir is massive and stratum, that is, in its section according to the results of detailed correlation of wells and typification of the selected core, separate productive strata are distinguished, but which, due to their developed vertical fracturing, form a single carbonate massif.
Рассмотрим вариант разработки участка залежи в ее неразбуренной зоне с толщиной пластов от кровли до водонефтяного контакта (ВНК), равной 150 м, согласно заявленному способу. Абсолютная глубина кровли залежи на этом участке расположена на отметке 1160 м. Абсолютная глубина ВНК составляет 1310 м. Площадь участка равна 100 га. Конструкция вертикальных добывающих скважин может быть, например, следующей: направление: диаметр - 426 мм, длина - 30 м. Кондуктор: диаметр - 324 мм, длина - 450 м. Техническая колонна: диаметр - 245 мм, длина - 1300 м. Эксплуатационная колонна: диаметр - 168 мм, длина - 1500 м. После обсадки вертикальные скважины цементируют с подъемом цемента до устья. Для добычи нефти вертикальные скважины оборудуют устьевой арматурой и спускают в них глубинно-насосное оборудование.Consider the option of developing a section of a deposit in its undrilled zone with a layer thickness from the roof to the oil-water contact (WOC) of 150 m, according to the claimed method. The absolute depth of the roof top of the deposit in this area is located at 1160 m. The absolute depth of the oil and gas complex is 1310 m. The area of the site is 100 ha. The design of vertical production wells can be, for example, the following: direction: diameter - 426 mm, length - 30 m. Conductor: diameter - 324 mm, length - 450 m. Technical string: diameter - 245 mm, length - 1300 m. Production string : diameter - 168 mm, length - 1500 m. After casing, vertical wells are cemented with the rise of cement to the mouth. For oil production, vertical wells are equipped with wellhead fittings and deep pumping equipment is lowered into them.
Конструкция горизонтальных нагнетательных скважин может быть, например, следующей: направление: диаметр - 426 мм, длина - 30 м. Кондуктор: диаметр - 324 мм, длина - 450 м. Техническая колонна: диаметр - 245 мм, длина - 1300 м. Эксплуатационная колонна: диаметр - 178 мм, длина - 2000 м. После обсадки нагнетательные скважины цементируют с подъемом цемента до устья. Для закачки пара нагнетательные скважины оборудуют термостойкой устьевой арматурой и спускают в них термопакер и термоизолированную колонну лифтовых труб. Термопакер устанавливают, например, над кровлей продуктивного пласта залежи. Устьевые рабочие параметры закачиваемого в нагнетательные скважины пара могут быть, например, следующими: температура - 300-310°С, давление - 8,5-10 МПа, степень сухости - 70-80%.The design of horizontal injection wells can be, for example, the following: direction: diameter - 426 mm, length - 30 m. Conductor: diameter - 324 mm, length - 450 m. Technical string: diameter - 245 mm, length - 1300 m. Production string : diameter - 178 mm, length - 2000 m. After casing, injection wells are cemented with the rise of cement to the mouth. To inject steam, injection wells are equipped with heat-resistant wellhead fittings and a thermal pack and a thermally insulated lift pipe string are lowered into them. The thermal packer is installed, for example, over the roof of the reservoir of the reservoir. The wellhead working parameters of the steam injected into the injection wells can be, for example, the following: temperature - 300-310 ° C, pressure - 8.5-10 MPa, degree of dryness - 70-80%.
Основное отличие в конструкции пологовосходящих добывающих скважин от конструкции горизонтальных нагнетательных скважин заключается в том, что длина эксплуатационной колонны пологовосходящих скважин может достигать 3000 м, в случае, если они являются удлиненными. В остальном конструкции обоих типов скважин совпадают. После обсадки пологовосходящие добывающие скважины также цементируют с подъемом цемента до устья, а для добычи нефти - оборудуют устьевой арматурой и спускают глубинно-насосное оборудование.The main difference in the design of semi-ascending production wells from the design of horizontal injection wells is that the length of the production casing of semi-ascending wells can reach 3,000 m, if they are elongated. The rest of the design of both types of wells coincide. After casing, semi-ascending production wells are also cemented with cement rising to the wellhead, and for oil production, they are equipped with wellhead fittings and the downhole pumping equipment is lowered.
Возможен вариант установки как в пологовосходящих добывающих, так и в горизонтальных нагнетательных скважинах вспомогательных статических или динамических устройств контроля притока или приемистости, обеспечивающих выравнивание депрессии или репрессии на пласт в пологой и горизонтальной части стволов этих скважин, а также распределенных датчиков контроля забойных температуры и давления.It is possible to install auxiliary static or dynamic inflow or injection control devices in both the upstream producing and horizontal injection wells, which ensure equalization of depression or repression on the formation in the shallow and horizontal parts of the boreholes of these wells, as well as distributed downhole temperature and pressure sensors.
Расстояние по горизонтали между тремя рядами вертикальных добывающих скважин на рассматриваемом участке залежи не превышает 500 м. Абсолютная глубина расположения двух горизонтальных нагнетательных скважин составляет 1185 м. Минимальное расстояние по вертикали на участке сближения между горизонтальной нагнетательной скважиной и верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины, то есть с ближней пологовосходящей скважиной, примерно равно 40 м, а максимальное расстояние по вертикали на участке сближения между горизонтальной нагнетательной скважиной и верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины, то есть удаленной встречной пологовосходящей скважиной, пробуренной в соседнем ряду между вертикальными скважинами, примерно равно 60 м. Длина неперфорируемого участка горизонтальной скважины над участком сближения с ближней верхней половиной-«хвостом» пологовосходящей добывающей скважины примерно равна 120 м, а длина неперфорируемого участка горизонтальной нагнетательной скважины над участком сближения с удаленной верхней половиной-«хвостом» встречной пологовосходящей добывающей скважины примерно равна 80 м. Тогда общая длина неперфорированных участков горизонтальных нагнетательных скважин примерно равна 200 м. Расстояние по вертикали между траекториями каждой удлиненной пологовосходящей скважины и каждой верхней половиной-«хвостом» соседней удлиненной пологовосходящей скважиной, пробуренными в одном межрядье вертикальных скважин в одной вертикальной плоскости, составляет примерно 50 м. «Пятки» пологовосходящих добывающих скважин расположены примерно у подошвы нефтенасыщенной части залежи на глубине 1310 м.The horizontal distance between the three rows of vertical production wells in the considered section of the reservoir does not exceed 500 m. The absolute depth of the two horizontal injection wells is 1185 m. The minimum vertical distance in the convergence section between the horizontal injection well and the upper half is the “tail” of a half-rising production well , that is, with the nearest semi-ascending well, approximately 40 m, and the maximum vertical distance in the approach section between the horizontal approximately the same distance as the vertical injection well and the upper “tail” of the oncoming half-rising production well, that is, the remote oncoming half-ascending well drilled in the adjacent row between the vertical wells, is approximately 60 m. The length of the non-perforated section of the horizontal well above the approach section with the near upper half is the “tail” "Half-rising production well is approximately equal to 120 m, and the length of the non-perforated section of the horizontal injection well above the section of approach with the remote upper the tin-tail of the oncoming half-rising production well is approximately 80 m. Then the total length of the non-perforated sections of the horizontal injection wells is approximately 200 m. The vertical distance between the trajectories of each elongated half-rising well and each upper half is the “tail” of the adjacent elongated half-rising well drilled in one row-spacing of vertical wells in one vertical plane, is approximately 50 m. The heels of half-rising production wells are an example but at the bottom of the oil-saturated part of the reservoir at a depth of 1310 m.
Возможность осуществления и технологическая эффективность заявленного способа для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения были проверены на специально созданной секторной геолого-гидродинамической модели ее рассматриваемого участка. Прогнозирование технологических показателей расчетных вариантов разработки участка проводилось с использованием прикладного симулятора. В процессе инициализации секторной геолого-гидродинамической модели было принято, что нефть залежи является тяжелой и высоковязкой, а ее продуктивные пласты имеют трещинно-кавернозно-поровый тип пустотного пространства. В связи с применением термического воздействия моделирование соответствующего периода разработки участка выполнялось при помощи термической опции прикладного симулятора.The feasibility and technological efficiency of the claimed method for the conditions of the Permian-Carboniferous deposits of the Usinsk deposit were tested on a specially created sector geological and hydrodynamic model of its considered section. Prediction of technological indicators of design options for the development of the site was carried out using an applied simulator. During the initialization of the sectoral geological and hydrodynamic model, it was assumed that the reservoir oil is heavy and highly viscous, and its productive formations have a fissure-cavernous-pore type of void space. In connection with the use of thermal effects, modeling of the corresponding period of the development of the site was carried out using the thermal option of the applied simulator.
Гидродинамическая модель участка залежи построена на основе сетки его геологической модели, которая содержала данные о траекториях и пласто-пересечениях всех пробуренных на этом участке скважин, распределении фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов и начальных насыщенностях пластовых флюидов. Дополнительно в гидродинамическую модель загружены данные о фактической истории разработки участка на естественном упруго-водонапорном режиме. Геолого-гидродинамическая модель представлена сектором, включающим один элемент разработки и имеющим размеры, равные 1700 м, 1850 м и 150 м, вдоль осей X, У и Z, соответственно. Другие параметры секторной геолого-гидродинамической модели сведены в таблицу 1.The hydrodynamic model of the reservoir section is based on the grid of its geological model, which contains data on the trajectories and reservoir intersections of all wells drilled in this section, the distribution of the reservoir properties of reservoirs and the initial saturations of reservoir fluids. Additionally, data on the actual history of the development of the site in the natural elastic-water pressure mode are loaded into the hydrodynamic model. The geological and hydrodynamic model is represented by a sector comprising one development element and having dimensions equal to 1700 m, 1850 m and 150 m along the X, Y and Z axes, respectively. Other parameters of the sector geological and hydrodynamic model are summarized in table 1.
Основные результаты прогнозирования технологической эффективности расчетных вариантов разработки участка залежи по заявляемому способу (расчетный вариант 3) в сравнении с аналогом по патенту №2580339 (расчетный вариант 1) и с прототипом по патенту №2368767 (расчетный вариант 2) представлены в таблице 2.The main results of predicting the technological effectiveness of design options for developing a deposit site by the present method (design option 3) in comparison with the analogue of patent No. 2580339 (design option 1) and with the prototype of patent No. 2368767 (design option 2) are presented in table 2.
Из таблицы 2 видно, что при одинаковой продолжительности расчетов в 30 лет и одинаковой накопленной закачке пара в 7800 тыс.т, накопленная добыча нефти по заявляемому способу существенно выше и составляет 1638,6 тыс.т. при паронефтяном отношении 4,8 т/т. При этом теплопотери с добываемой жидкостью значительно меньше и Составляют 589 421 ГДж.From table 2 it can be seen that with the same settlement duration of 30 years and the same cumulative steam injection of 7800 thousand tons, the cumulative oil production by the present method is significantly higher and amounts to 1638.6 thousand tons. with a steam-oil ratio of 4.8 t / t. In this case, heat loss with the produced fluid is much less and make up 589 421 GJ.
Преимущества заявленного способа и прогнозируемый характер распространения паровых камер, представленный на фиг. 7-10, подтверждаются также выгрузками из секторной геолого-гидродинамической модели в виде линий тока, представленными на фиг. 13-14. Как видно на фиг. 13, линии тока охватывают не только участки пластов между горизонтальными нагнетательными и пологими добывающими скважинными, но и выходят на значительное расстояние от этих участков в направлении к вертикальным добывающим скважинам, что подтверждает активизацию теплового воздействия в залежи, при этом изоляция перфорационных отверстий верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и наиболее обводненных интервалов перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин процесс еще более усиливает охват залежи тепловым воздействием и в разработку вовлекаются новые пласты, что наглядно демонстрируется фиг. 14, при этом объем паровой камеры на этой стадии реализации заявленного способа составляет 43556 м3. Таким образом, число линий тока согласно заявленному способу существенно больше по сравнению с числом линий тока по известным способам, представленным на фиг. 11 по известному способу по патенту №2580339, взятому за аналог, и на фиг. 12 по известному способу по патенту №2368767, принятому за прототип, что также доказывает преимущество заявленного способа.The advantages of the claimed method and the predicted distribution pattern of the steam chambers shown in FIG. 7-10 are also confirmed by discharges from the sector geological and hydrodynamic model in the form of streamlines shown in FIG. 13-14. As seen in FIG. 13, streamlines cover not only sections of formations between horizontal injection and shallow production wells, but also extend a considerable distance from these sections in the direction of vertical production wells, which confirms the activation of thermal effects in the deposits, while the isolation of the perforation holes in the upper halves tails ”of semi-ascending production wells and the most waterlogged perforation intervals in the lower halves of the thickness of the vertical production wells, the process is even more ivaet coverage of deposits and thermal effects involved in the development of new layers, which is clearly demonstrated by FIG. 14, the volume of the steam chamber at this stage of the implementation of the claimed method is 43556 m 3 . Thus, the number of streamlines according to the claimed method is significantly larger compared to the number of stream lines by known methods shown in FIG. 11 according to the known method according to patent No. 2580339, taken as an analogue, and in FIG. 12 by a known method according to patent No. 2368767, adopted as a prototype, which also proves the advantage of the claimed method.
Преимущества заявленного способа и прогнозируемый характер распространения паровых камер, представленный на фиг. 7-10, также подтверждаются соответствующими выгрузками из секторной геолого-гидродинамической модели, показывающими распределение пластовой температуры в градусах Цельсия по разрезу залежи и на виде сверху, представленными соответственно на фиг. 15-18 и фиг. 19-22. Сравнение распределения пластовых температур в градусах Цельсия позволяет визуально оценить охват залежи как по разрезу, так и по площади и убедиться сколь существенным является увеличение охваченного объема залежи по заявленному способу, при этом характер распределения пластовой температуры в градусах Цельсия, представленный на фиг. 17 и 21, соответствует стадии реализации способа, когда вскрыты верхние половины-«хвосты» пологовосходящих добывающих скважин и вертикальные добывающие скважины по всей толщине залежи, а также соответствует характеру распространения паровой камеры, приведенной на фиг 9. При осуществлении заявленного способа на более поздней стадии, когда осуществлена изоляция перфорационных отверстий верхних половин-«хвостов» пологовосходящих добывающих скважин и наиболее обводненных интервалов перфорации в нижних половинах по толщине залежи вертикальных добывающих скважин и доперфорированы ранее невскрытые участки горизонтальных нагнетательных скважин, площадь теплового воздействия еще более расширяется, охватывая новые участки залежи, что наглядно продемонстрировано на фиг. 18 и 22, соответствующим характеру распространения паровой камеры, приведенной на фиг 10.The advantages of the claimed method and the predicted distribution pattern of the steam chambers shown in FIG. 7-10 are also confirmed by the corresponding discharges from the sector geological and hydrodynamic model, showing the distribution of reservoir temperature in degrees Celsius along the section of the reservoir and in the plan view shown in FIG. 15-18 and FIG. 19-22. Comparison of the distribution of reservoir temperatures in degrees Celsius allows you to visually assess the coverage of the reservoir both by section and by area and make sure how significant is the increase in the covered volume of the reservoir according to the claimed method, while the nature of the distribution of reservoir temperature in degrees Celsius shown in FIG. 17 and 21, corresponds to the stage of implementation of the method, when the upper halves of the “tails” of half-rising production wells and vertical production wells throughout the entire thickness of the reservoir are opened, and also corresponds to the propagation pattern of the steam chamber shown in Fig. 9. When implementing the inventive method at a later stage when the perforation holes of the upper halves of the “tails” of the semi-ascending production wells and the most flooded perforation intervals in the lower halves of the thickness of the vertical deposit are insulated ial production wells and doperforirovany previously unopened portions of the horizontal injection wells, the area of heat impact is even more extended covering portions new deposits, which can be seen in FIG. 18 and 22, corresponding to the propagation pattern of the steam chamber shown in FIG. 10.
Увеличение нефтеотдачи пластов залежи во времени по заявленному способу демонстрируется фиг. 23, где кривая 19, соответствующая заявленному способу значительно выше кривой 17, демонстрирующей изменение нефтеотдачи пластов залежи по известному способу по патенту №2368767, принятому за прототип, и выше кривой 18, демонстрирующей изменение нефтеотдачи пластов залежи по известному способу по патенту №2580339, взятому за аналог, при этом первые три года по всем способам достигается одинаковая нефтеотдача, так как разработку залежи во всех случаях осуществляют на естественном упруго-водонапорном режиме.The increase in oil recovery of reservoirs over time by the claimed method is shown in FIG. 23, where the
Таким образом, выполненные расчеты на секторной геолого-гидродинамической модели участка залежи подтвердили эффективность заявленного способа и возможность достижения поставленной задачи - увеличение нефтеотдачи продуктивных пластов при одновременном увеличении эффективности теплового воздействия за счет регулирования и активизации тепловых потоков и фильтрационных потоков нефти во всем объеме залежи, при этом продлевается рентабельный период эксплуатации пологовосходящих и вертикальных добывающих скважин и увеличивается долговечность их работы.Thus, the performed calculations on the sector geological and hydrodynamic model of the reservoir site confirmed the effectiveness of the claimed method and the possibility of achieving the stated goal - increasing oil recovery of productive formations while increasing the efficiency of thermal effects due to regulation and activation of heat and filtration oil flows in the whole volume of the reservoir, when This extends the cost-effective period of operation of semi-ascending and vertical production wells and increases debt the lambiness of their work.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100289A RU2708294C1 (en) | 2019-01-11 | 2019-01-11 | Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019100289A RU2708294C1 (en) | 2019-01-11 | 2019-01-11 | Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2708294C1 true RU2708294C1 (en) | 2019-12-05 |
Family
ID=68836401
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019100289A RU2708294C1 (en) | 2019-01-11 | 2019-01-11 | Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2708294C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816142C1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
Citations (6)
| 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 |
| RU2368767C1 (en) * | 2008-03-31 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action |
| RU2373384C1 (en) * | 2008-05-04 | 2009-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of thermal impact at deposit of highly viscous oil and bitumen |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2483206C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
-
2019
- 2019-01-11 RU RU2019100289A patent/RU2708294C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| 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 |
| RU2368767C1 (en) * | 2008-03-31 | 2009-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action |
| RU2373384C1 (en) * | 2008-05-04 | 2009-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of thermal impact at deposit of highly viscous oil and bitumen |
| RU2468194C1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections |
| RU2483206C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816142C1 (en) * | 2023-09-08 | 2024-03-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil deposit using paired horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3501201A (en) | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| US4633948A (en) | Steam drive from fractured horizontal wells | |
| EA001243B1 (en) | Method for stimulating production from lenticular natural gas formations | |
| US20070284107A1 (en) | Heavy Oil Recovery and Apparatus | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2667099C2 (en) | Method of improved gravitational drainage in hydrocarbon formation | |
| RU2434127C1 (en) | Procedure for development of heavy oil or bitumen deposit | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| WO2019014090A2 (en) | Methods and systems for ballooned hydraulic fractures and complex toe-to-heel flooding | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2708294C1 (en) | Method for development of mass-reservoir deposits with high viscous oil | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2580339C1 (en) | Method for development massive type high-viscous oil deposit | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| Malik et al. | Steamflood with vertical injectors and horizontal producers in multiple zones | |
| RU2618542C1 (en) | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures | |
| US3384172A (en) | Producing petroleum by forward combustion and cyclic steam injection | |
| RU2683458C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen deposit development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210112 |