RU2760747C1 - Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir - Google Patents

Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir Download PDF

Info

Publication number
RU2760747C1
RU2760747C1 RU2021117781A RU2021117781A RU2760747C1 RU 2760747 C1 RU2760747 C1 RU 2760747C1 RU 2021117781 A RU2021117781 A RU 2021117781A RU 2021117781 A RU2021117781 A RU 2021117781A RU 2760747 C1 RU2760747 C1 RU 2760747C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
formation
injection
well
wells
steam
Prior art date
Application number
RU2021117781A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Нияз Анисович Аслямов
Марат Зуфарович Гарифуллин
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 RU2021117781A priority Critical patent/RU2760747C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2760747C1 publication Critical patent/RU2760747C1/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
    • 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
    • E21B43/2405—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection in association with fracturing or crevice forming processes
    • 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity and bituminous oil in a heterogeneous reservoir. A method for developing a heterogeneous super-viscous oil reservoir, including drilling a steam-injection horizontal well in a productive formation and a horizontal parallel production well located below a horizontal parallel production well, conducting research in drilled wells and determining the presence of low-permeable and impermeable bridges, hydrodynamic action on a bridge with the formation of a hydrodynamic connection between parallel wells, steam injection into wells with the formation of a steam chamber in the formation, injection of steam into injection wells and withdrawal of formation products from production wells. Preliminary, during well construction, by analyzing the cores, the pressure of formation of cracks in the bridges and the violation of the integrity of the formation roof are determined. Injection wells are selected by research, which cross the bridges. Equipment is lowered into each selected well for selective action with cut-off along the edges by packers of the well interval interacting with the bridge. Hydrodynamic stimulation of the dam is carried out by injecting steam through the equipment for selective stimulation with a pressure at least 5% higher than the fracturing pressure in the corresponding dam, but lower than the pressure of breaking the integrity of the formation top. After the formation of fractures in the dam sufficient to participate in the development of the formation, which is determined by the presence of a hydrodynamic connection with a parallel production well, the equipment for selective action is removed and removed from the injection well. Steam injection is started into a parallel production well and transferred to steam injection along the entire length and injection well until a steam chamber is formed in the formation.
EFFECT: simplification of reservoir development is provided.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти в неоднородном пласте.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity and bituminous oil in a heterogeneous reservoir.

Известен способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти (патент RU №2678738, МПК E21B 43/27, E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, E21B 49/00, опубл. 31.01.2019, бюл. №4), включающий использование пары горизонтальных - нагнетательной и добывающей - скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ, закачку теплоносителя в разные интервалы горизонтальных стволов скважин, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колоннам НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины, осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин, причем до строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин, проводят комплексные геофизические исследования скважин - ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, выявляют наличие уплотненных и глинистых пропластков и проектируют размещение пар одноустьевых горизонтальных скважин в участках пласта с наименьшим количеством таких пропластков, после строительства горизонтальных скважин в них также проводят ГИС по определению уплотненных и глинистых пропластков, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин, причем концы колонн двух НКТ в нагнетательной скважине располагают в первой и второй половинах горизонтального ствола в зонах с наибольшей нефтенасыщенностью, а концы одной или двух колонн НКТ для закачки пара в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 15 м, в нагнетательной скважине производят обработку призабойной зоны соляной кислотой и глинокислотой в тех частях, где между нагнетательной и добывающей скважинами выявлены наиболее обширные уплотненные и глинистые пропластки, после технологической выдержки, достаточной для растворения уплотнений и глинистых пропластков, в обе скважины через колонны НКТ закачивают пар до создания гидродинамической связи между скважинами, останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ насос, для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ нагнетательной скважины и регулируемый отбор продукции насосом со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса при наличии датчика.A known method for the development of a heterogeneous formation of super-viscous oil (patent RU No. 2678738, IPC E21B 43/27, E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, E21B 49/00, publ. 31.01.2019, bull. No. 4) , including the use of a pair of horizontal - injection and production - wells, the horizontal sections of which are located parallel to one another in the vertical plane of the productive formation, equipped with tubing strings - tubing, pumping a coolant into different intervals of horizontal wellbores, heating the productive formation with the creation of a steam chambers, selection of products through a production well along tubing strings and control of technological parameters of the formation and wells, carry out uniform heating of the steam chamber by regulating the mode of injection of a coolant or selection of well products, and before the construction of horizontal wells, the site is drilled out with a grid of appraisal vertical wells, comprehensive geophysical surveys of wells are carried out - GIS, based on the results of generalization of the obtained materials and laboratory studies of the core, preliminary geometrical and geological-physical parameters of the super-viscous oil deposit are obtained, they also conduct well logging to determine compacted and shale layers, as well as oil saturation along horizontal boreholes of paired wells, and the ends of the strings of two tubing strings in an injection well are located in the first and second halves of the horizontal borehole in the zones with the highest oil saturation, and the ends of one or two tubing strings for steam injection in a production well is placed with a horizontal displacement relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 15 m, in the injection well, the bottomhole zone is treated with hydrochloric acid and clay acid in those parts, where between the injection and production wells the most extensive compacted and shale layers were identified, after technological holding sufficient to dissolve the seals and shale layers, steam is pumped into both wells through the tubing strings until a hydrodynamic connection between the wells is created, the injection is stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out by means of well logging, according to the results of which transition zones with a temperature between higher and lower heating are identified in the horizontal wellbore of the production well, and among the identified zones, a zone is determined with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees by 10 m, in which a pump is placed on the tubing string, to control the process of uniform heating of the steam chamber, controlled steam injection is performed through the tubing strings of the injection well and controlled product withdrawal by a pump with taking a thermogram along the c the trunk of the production well by means of a fiber-optic cable and measuring the temperature at the pump inlet in the presence of a sensor.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в пластах имеющим тонкие горизонтальные глинистые пропластки, которые можно расположить между добывающими и нагнетательными горизонтальными скважинами, и сложность реализации, так как нужно контролировать проводку горизонтальных стволов скважин, чтобы они находились за пределами пропластков.The disadvantages of this method are a narrow field of application due to the possibility of using only in formations with thin horizontal shale layers, which can be located between production and injection horizontal wells, and the complexity of implementation, since it is necessary to control the placement of horizontal wellbores so that they are outside the layers ...

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой (патент RU №2681796, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 43/267, опубл. 12.03.2019, бюл. №8), включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, проведение гидравлического разрыва пласта, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, причем горизонтальные стволы длиной L добывающей и нагнетательной скважин размещают параллельно в вертикальной плоскости и под углом не более 15° в горизонтальной плоскости, при отсутствии гидродинамической связи между стволами добывающей и нагнетательной скважин при закачке пара в течение не более 12 месяцев бурят 1 или 2 вертикальные скважины, которые размещают в вертикальной плоскости на расстоянии (0,3-0,7)⋅L от носка горизонтальных стволов скважин, а в горизонтальной плоскости на расстоянии не более 0,2⋅L от горизонтальных стволов скважин, проводят исследования и определяют наличие глинистой перемычки, препятствующей указанной гидродинамической связи, в данных вертикальных скважинах из продуктивной части отбирают образцы пород, в том числе глин, проводят геомеханические исследования, по результатам которых подбирают оптимальный дизайн, рабочие жидкости и проппант для гидроразрыва глинистой перемычки, гидроразрыв глинистой перемычки проводят таким образом, чтобы создать как горизонтальные, так и вертикальные трещины, затем вертикальные скважины осваивают закачкой пара в течение 1-6 месяцев, в последующем данные вертикальные скважины используют для контроля и регулирования разработки участка продуктивного пласта между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин, а также для подачи химических реагентов с целью повышения нефтеизвлечения и/или блокирования обводнившихся участков продуктивного пласта.The closest in technical essence is a method of developing a super-viscous oil reservoir with a clay dam (patent RU No. 2681796, IPC E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 43/267, publ. 03/12/2019, bull. No. 8), including drilling in the productive formation of a horizontal steam injection well and located below the horizontal production well, hydraulic fracturing of the formation, steam injection into the injection well and product withdrawal from the production well, and the horizontal boreholes of length L of the production and injection wells are placed in parallel in the vertical plane and at an angle of not more than 15 ° in the horizontal plane, in the absence of a hydrodynamic connection between the boreholes of the production and injection wells during steam injection for no more than 12 months, 1 or 2 vertical wells are drilled, which are placed in the vertical plane at a distance of (0.3-0.7) ⋅L from toe of horizontal wellbores, and in the horizontal plane at a distance of no more than 0.2⋅L from the horizontal wellbores, carry out research and determine the presence of a clay dam that prevents the specified hydrodynamic connection, in these vertical wells, samples of rocks, including clays, are taken from the productive part, geomechanical studies are carried out, based on the results of which the optimal design, working fluids and proppant for hydraulic fracturing are selected clay dam, hydraulic fracturing of a clay dam is carried out in such a way as to create both horizontal and vertical fractures, then vertical wells are developed by steam injection for 1-6 months, then these vertical wells are used to control and regulate the development of a section of a productive formation between horizontal wellbores production and injection wells, as well as for the supply of chemicals in order to increase oil recovery and / or block the flooded areas of the productive formation.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в пластах имеющим тонкие горизонтальные глинистые пропластки, которые располагаются между добывающими и нагнетательными горизонтальными скважинами, сложность реализации, так как нужно контролировать проводку вертикальных стволов скважин для их эффективного воздействия на пропластки, и большие временные и финансовые затраты на строительство дополнительных вертикальных скважин.The disadvantages of this method are a narrow field of application due to the possibility of using only in formations with thin horizontal clay layers, which are located between production and injection horizontal wells, the complexity of implementation, since it is necessary to control the placement of vertical wellbores for their effective impact on the layers, and large time and financial costs for the construction of additional vertical wells.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, позволяющего упростить и, как следствие, удешевить разработку пласта за счет строительства горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин без учета строения пласта с пересечением нагнетательными скважинами слабопроницаемых или непроницаемых перемычек и воздействия для интенсификации добычи на перемычки из уже построенных стволов скважин.The technical objective of the proposed invention is to create a method for the development of a heterogeneous formation of super-viscous oil, which makes it possible to simplify and, as a consequence, to reduce the cost of development of the formation due to the construction of horizontal wells of production and injection wells without taking into account the structure of the formation with the intersection of injection wells with low-permeability or impermeable bridges and impacts to stimulate production on bridges from already constructed wellbores.

Техническая задача решается способом разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной параллельной добывающей скважины, проведение исследования в пробуренных скважинах и определение наличие слабопроницаемых и непроницаемых перемычек, гидродинамическое воздействие на перемычку с образованием гидродинамической связи между параллельными скважинами, закачку пара в скважины с образованием паровой камеры в пласте, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин.The technical problem is solved by the method of developing a heterogeneous super-viscous oil reservoir, including drilling a steam injection horizontal well and a horizontal parallel production well located below the horizontal, conducting research in the drilled wells and determining the presence of low-permeable and impermeable bridges, hydrodynamic impact on the bridge with the formation of a hydrodynamic connection between parallel wells , injection of steam into wells with the formation of a steam chamber in the formation, injection of steam into injection wells and withdrawal of formation products from production wells.

Новым является то, что предварительно при строительстве скважин анализом кернов определяют давления образования трещин в перемычках и нарушения целостности кровли пласта, исследованиями отбирают нагнетательные скважины, которые пересекают перемычки, спускают в каждую отобранную скважину оборудования для избирательного воздействия с отсечением по краям пакерами интервала скважины, взаимодействующего с перемычкой, гидродинамическое воздействие на перемычку осуществляют закачкой пара через оборудование для избирательного воздействия давлением как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке, но ниже давления нарушения целостности кровли пласта, после образования трещин в перемычке, достаточных для участия в разработке пласта, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной, оборудование для избирательного воздействия снимают и извлекают из нагнетательной скважины, при этом начинают закачку пара в параллельную добывающую скважину и переводят под закачку пара по всей длине и нагнетательную скважину до образования паровой камеры в пласте.What is new is that preliminarily during the construction of wells by analyzing the cores, the pressure of fracturing in the bridges and the violation of the integrity of the formation top are determined; with a cofferdam, the hydrodynamic action on the cofferdam is carried out by injecting steam through the equipment for selective action with a pressure of at least 5% higher than the fracturing pressure in the corresponding cofferdam, but below the pressure of breaking the integrity of the formation top, after the formation of fractures in the cofferdam, sufficient to participate in the development of the formation, which is determined by the presence of a hydrodynamic connection with a parallel production well, the equipment for selective action is removed and removed from the injection well, while steam injection into the parallel production is started the injection well and transferred to steam injection along the entire length and the injection well until a steam chamber is formed in the formation.

На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны.Structural elements and technological connections that do not affect the implementation of the method are not shown in the drawing.

Способ разработки неоднородного продуктивного пласта 1 сверхвязкой нефти включает в себя стандартные геофизические исследования (авторы на это не претендуют) с определением свойств пласта 1 и интервала залегания (по абсолютным и относительным отметкам). Очень редко встречаются полностью однородные пласты 1, чаще всего они имеют слабопроницаемые или непроницаемые перемычки 2, участки (не показаны) пласта 1 с которыми выбираются для контроля. В пласте 1 производят бурение по любой из известных сеток без учета строения пласта 1 паронагнетательных горизонтальных скважин 3 и расположенной ниже горизонтальных параллельных добывающих скважин 4. А на выбранных участках пласта 1 производят также при бурении скважин 3 и 4 отбор кернов. Анализом кернов в лабораторных условиях определяют давления образования трещин в перемычках 2 и нарушения целостности кровли 5 пласта 1. Закачкой пара в паронагнетательные скважины 3 в выбранном участке пласта 1 отбирают скважины 3 с приемистостью как минимум на 15 % меньшей средней по пласту 1, что свидетельствует взаимодействии отобранных скважин 3 с перемычкой 2. В каждой из отобранных скважинах 3 проводят геофизические исследования (например, измерение удельного сопротивления пород, индукционный каротаж, поляризация скважин или т.п. - авторы на это не претендуют) для определения краев интервала L скважины 3, взаимодействующего с перемычкой 2. Спускают в каждую отобранную скважину 3 оборудование 6 для избирательного воздействия (см. патенты RU №№74414, 94628, 2299970, 2734301 или т.п. - авторы на их конструкцию и способы установки не претендуют) с отсечением пакерами 7 и 8 по краям интервала L скважины 3, взаимодействующего с перемычкой 2. Осуществляют гидродинамическое воздействие на перемычку 2 закачкой в интервал L пара через оборудование 6 для избирательного воздействия давлением как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке 2, но ниже давления нарушения целостности кровли 5 пласта 1 для исключения прорва пара через кровлю 5. После образования трещин в перемычке 2, достаточных для участия в разработке пласта 1, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной 4. Для этого в добывающей скважине 4 контролируют давление и/или уровень жидкости, рост которых свидетельствует о наличии гидродинамической связи с соответствующей скважиной 3. Температуру не измеряют, потому что, как показали исследования, фронт вытеснения опережает фронт прогрева в 9 - 13 раз (чем меньше толщина пласта 1, тем сильнее запаздывание) и является более информативным для определения гидродинамической связи между скважинами 3 и 4. После чего оборудование 6 для избирательного воздействия снимают и извлекают из скважины 3. При этом начинают закачку пара в параллельную добывающую скважину 4 и переводят под закачку пара по всей длине и скважину 3 до образования паровой камеры (не показана) в пласте 1. После чего продолжают закачку пара в скважину 3 и отбор продукции пласта 1 осуществляют из добывающей скважины 3 по известной технологии паро-гравитационного воздействия (ПГВ).The method of developing a heterogeneous productive formation 1 of super-viscous oil includes standard geophysical studies (the authors do not pretend to do this) with the determination of the properties of formation 1 and the interval of occurrence (by absolute and relative marks). Completely homogeneous formations 1 are very rarely encountered, most often they have low-permeability or impermeable bridges 2, sections (not shown) of formation 1 with which are selected for control. In reservoir 1, drilling is performed on any of the known grids without taking into account the structure of reservoir 1 of steam injection horizontal wells 3 and located below horizontal parallel production wells 4. And in selected areas of reservoir 1, coring is also performed when drilling wells 3 and 4. By analyzing cores in laboratory conditions, the pressure of formation of cracks in the bridges 2 and the violation of the integrity of the roof 5 of reservoir 1 are determined. selected wells 3 with a bridge 2. In each of the selected wells 3, geophysical surveys are carried out (for example, measurement of the resistivity of rocks, induction logging, polarization of wells, etc. - the authors do not pretend to do this) to determine the edges of the interval L of well 3, interacting with a bridge 2. Equipment 6 is lowered into each selected well 3 for selective exposure (see patents RU # 74414, 94628, 2299970, 2734301, or the like - the authors do not claim their design and installation methods) with cut-off by packers 7 and 8 along the edges of the interval L of well 3, interacting with the cofferdam 2. Hydrodynamic action is carried out on the cofferdam 2 by pumping steam into the interval L through the equipment 6 for selective action with a pressure of at least 5% higher than the fracturing pressure in the corresponding cofferdam 2, but below the pressure of breaking the integrity of the top 5 of layer 1 to prevent steam breakthrough through the top 5. After the formation of cracks in bridge 2, sufficient to participate in the development of formation 1, which is determined by the presence of a hydrodynamic connection with a parallel production well 4. For this, the pressure and / or fluid level is controlled in the production well 4, the growth of which indicates the presence of a hydrodynamic connection with the corresponding well 3. The temperature is not are measured because, as studies have shown, the displacement front is 9 to 13 times ahead of the heating front (the smaller the thickness of formation 1, the stronger the delay) and is more informative for determining the hydrodynamic connection between wells 3 and 4. After that, equipment 6 for selective impacts are removed and extracted from wells s 3. At the same time, steam injection into the parallel production well 4 is started and transferred to steam injection along the entire length and well 3 until a steam chamber (not shown) is formed in reservoir 1. After that, steam injection into well 3 is continued and the production of reservoir 1 is withdrawn from production well 3 according to the well-known technology of steam-gravitational action (PGV).

Пример конкретного выполненияAn example of a specific implementation

На послойно-зонально-неоднородной Вишневской залежи сверхвязкой нефти с продуктивным пластом 1, находящейся на глубине 136 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 17 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,55 д. ед., пористостью 29 % (коэффициент пористости - 0,29 доли ед.), проницаемостью 2,478 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м3, вязкостью 27000 мПа⋅с, выбрали участок с продуктивными пропластками, разделенными слабопродуктивной (непроницаемым) перемычкой 2, с пористостью 9% (коэффициент пористости - 0,09 доли ед.). В пласте 1 произвели бурение по рядной сетке паронагнетательных горизонтальных скважин 3 и расположенной ниже добывающих скважин 4. На выбранном участке пласта 1 производят также при бурении скважин 3 и 4 отбор кернов. Анализом кернов в лабораторных условиях определили давления образования трещин в перемычках 2 (6 МПа) и нарушения целостности кровли 5 (11 МПа) пласта 1. Закачкой пара в скважины 3 в выбранном участке пласта 1 отбирали скважину 3 с приемистостью на 21 % меньшей средней по пласту 1, что свидетельствует взаимодействии отобранной скважины 3 с перемычкой 2. В отобранной скважине 3 провели геофизические исследования для определения краев интервала L (44 м) скважины 3, взаимодействующего с перемычкой 2. Спустили в отобранную скважину 3 оборудование 6 для избирательного воздействия (см. патент RU № 2299970) с отсечением пакерами 7 и 8 по краям интервала L скважины 3. Осуществляют гидродинамическое воздействие на перемычку 2 закачкой в интервал L пара через оборудование 6 для избирательного воздействия давлением 7 МПа. После образования гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной 4, в которой давление выросло до 5 МПа, оборудование 6 для избирательного воздействия снимают и извлекают из скважины 3. При этом начали закачку пара (с температурой 200°С и давлением 16 МПа) в параллельную добывающую скважину 4 и перевели под закачку пара по всей длине скважину 3 до образования паровой камеры (определили термометрией пласта 1). После чего продолжили закачку пара в скважину 3 и отбор продукции пласта 1 осуществляли из добывающей скважины 3 по известной технологии паро-гравитационного воздействия (ПГВ). При этом затраты на строительство скважин 3 с наличием перемычки 2 снизилось более 40% по сравнению с наиболее близким аналогом, на охват всего пласта 1 затраты снизились на 16%.In the layer-by-layer-zonal-heterogeneous Vishnevskaya reservoir of super-viscous oil with productive reservoir 1, located at a depth of 136 m, with an average effective oil-saturated thickness of 17 m, reservoir temperature of 8 ° C, pressure of 0.44 MPa, oil saturation of 0.55 unit fractions, porosity 29% (porosity coefficient - 0.29 fraction of a unit), permeability 2.478 μm 2 , density of bitumen in reservoir conditions 979 kg / m 3 , viscosity 27000 mPa⋅s, we chose a site with productive layers separated by a weakly productive (impermeable) dam 2 , with a porosity of 9% (porosity coefficient - 0.09 unit fraction). In stratum 1, an in-line grid of steam injection horizontal wells 3 and production wells 4 located below were drilled. In the selected section of stratum 1, coring is also performed while drilling wells 3 and 4. By analyzing the cores in laboratory conditions, we determined the formation pressure of cracks in the bridges 2 (6 MPa) and the violation of the integrity of the roof 5 (11 MPa) of formation 1. By injection of steam into wells 3 in a selected area of formation 1, well 3 was sampled with an injectivity of 21% less than the average for the formation 1, which indicates the interaction of the selected well 3 with the cofferdam 2. In the selected well 3, geophysical studies were carried out to determine the edges of the interval L (44 m) of the well 3 interacting with the cofferdam 2. The equipment 6 was lowered into the selected well 3 for selective action (see patent RU No. 2299970) with cut-off by packers 7 and 8 at the edges of interval L of well 3. Hydrodynamic action on the bridge 2 is carried out by pumping steam into interval L through equipment 6 for selective action of pressure of 7 MPa. After the formation of a hydrodynamic connection with a parallel production well 4, in which the pressure increased to 5 MPa, equipment 6 for selective action is removed and removed from well 3. At the same time, steam injection (with a temperature of 200 ° C and a pressure of 16 MPa) into the parallel production well began 4 and transferred to steam injection along the entire length of well 3 until the formation of a steam chamber (determined by the thermometry of formation 1). After that, steam injection into well 3 was continued and the production of formation 1 was taken from production well 3 using the well-known technology of steam-gravity stimulation (PGV). At the same time, the cost of construction of wells 3 with the presence of a dam 2 decreased by more than 40% compared to the closest analogue, the costs of covering the entire reservoir 1 decreased by 16%.

Предлагаемый способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти позволяет упростить и, как следствие, удешевить разработку пласта за счет строительства горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин без учета строения пласта с пересечением нагнетательными скважинами слабопроницаемых или непроницаемых перемычек и воздействия для интенсификации добычи на перемычки из уже построенных стволов скважин.The proposed method for the development of a heterogeneous super-viscous oil reservoir makes it possible to simplify and, as a result, to reduce the cost of reservoir development due to the construction of horizontal wells of production and injection wells without taking into account the structure of the reservoir with the intersection of low-permeable or impermeable bridges by injection wells and impact on the bridges from already constructed wellbores to stimulate production ...

Claims (1)

Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной параллельной добывающей скважины, проведение исследования в пробуренных скважинах и определение наличия слабопроницаемых и непроницаемых перемычек, гидродинамическое воздействие на перемычку с образованием гидродинамической связи между параллельными скважинами, закачку пара в скважины с образованием паровой камеры в пласте, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно при строительстве скважин анализом кернов определяют давления образования трещин в перемычках и нарушения целостности кровли пласта, исследованиями отбирают нагнетательные скважины, которые пересекают перемычки, спуск в каждую отобранную скважину оборудования для избирательного воздействия с отсечением по краям пакерами интервала скважины, взаимодействующего с перемычкой, гидродинамическое воздействие на перемычку осуществляют закачкой пара через оборудование для избирательного воздействия давлением, как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке, но ниже давления нарушения целостности кровли пласта, после образования трещин в перемычке, достаточных для участия в разработке пласта, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной, оборудование для избирательного воздействия снимают и извлекают из нагнетательной скважины, при этом начинают закачку пара в параллельную добывающую скважину и переводят под закачку пара по всей длине и нагнетательную скважину до образования паровой камеры в пласте.A method for developing a heterogeneous super-viscous oil reservoir, including drilling a steam injection horizontal well and a horizontal parallel production well located below a horizontal parallel production well in a productive formation, conducting research in drilled wells and determining the presence of low-permeable and impermeable bridges, hydrodynamic action on a bridge with the formation of a hydrodynamic connection between parallel wells, steam injection into wells with the formation of a steam chamber in the formation, injection of steam into injection wells and withdrawal of formation products from production wells, characterized in that, during well construction, the pressure of formation of cracks in the bridges and violation of the integrity of the formation roof is determined by analysis of cores, injection wells are selected by research. cross the bridges, lowering into each selected well of equipment for selective action with cut-off along the edges of the packers of the well interval interacting with the bridge d, the hydrodynamic action on the dam is carried out by injecting steam through the equipment for selective action with a pressure at least 5% higher than the fracturing pressure in the corresponding dam, but below the pressure of breaking the integrity of the top of the reservoir, after the formation of fractures in the dam, sufficient to participate in the development of the formation, which is determined by the presence of a hydrodynamic connection with a parallel production well, the equipment for selective action is removed and removed from the injection well, while steam is injected into the parallel production well and transferred to steam injection along the entire length and injection well until a steam chamber is formed in the formation.
RU2021117781A 2021-06-18 2021-06-18 Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir RU2760747C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021117781A RU2760747C1 (en) 2021-06-18 2021-06-18 Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021117781A RU2760747C1 (en) 2021-06-18 2021-06-18 Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2760747C1 true RU2760747C1 (en) 2021-11-30

Family

ID=79174028

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2021117781A RU2760747C1 (en) 2021-06-18 2021-06-18 Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2760747C1 (en)

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2268356C1 (en) * 2004-04-22 2006-01-20 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Method for thermal action application to highly-viscous oil deposit
EA010677B1 (en) * 2003-11-03 2008-10-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales
RU2344280C1 (en) * 2007-04-02 2009-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells
WO2009027262A1 (en) * 2007-08-27 2009-03-05 Siemens Aktiengesellschaft Method and apparatus for in situ extraction of bitumen or very heavy oil
RU2395676C1 (en) * 2009-06-05 2010-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of bitumen deposit development
US7918269B2 (en) * 2007-08-01 2011-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore
RU2528760C1 (en) * 2013-05-07 2014-09-20 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Development of isometric natural bitumen deposits
RU2681796C1 (en) * 2018-05-18 2019-03-12 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2687833C1 (en) * 2018-07-25 2019-05-16 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of bituminous oil deposit by thermal action on formation

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA010677B1 (en) * 2003-11-03 2008-10-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales
RU2268356C1 (en) * 2004-04-22 2006-01-20 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Method for thermal action application to highly-viscous oil deposit
RU2344280C1 (en) * 2007-04-02 2009-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells
US7918269B2 (en) * 2007-08-01 2011-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore
WO2009027262A1 (en) * 2007-08-27 2009-03-05 Siemens Aktiengesellschaft Method and apparatus for in situ extraction of bitumen or very heavy oil
RU2395676C1 (en) * 2009-06-05 2010-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of bitumen deposit development
RU2528760C1 (en) * 2013-05-07 2014-09-20 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Development of isometric natural bitumen deposits
RU2681796C1 (en) * 2018-05-18 2019-03-12 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2687833C1 (en) * 2018-07-25 2019-05-16 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of bituminous oil deposit by thermal action on formation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7451814B2 (en) System and method for producing fluids from a subterranean formation
CA2984451C (en) Diagnostic lateral wellbores and methods of use
US10458215B2 (en) Producing hydrocarbons from a formation
US20140262240A1 (en) Producing Hydrocarbons from a Formation
RU2382183C1 (en) Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method
US10087737B2 (en) Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs
CN112392472A (en) Method and device for determining integrated development mode of shale and adjacent oil layer
RU2567918C1 (en) Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit
US10677036B2 (en) Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization
Sun et al. The application of geomechanical SAGD dilation startup in a Xinjiang oil field heavy-oil reservoir
RU2565617C1 (en) Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2513484C1 (en) Method for development of sticky oil and bitumen accumulation
Parshall Barnett Shale showcases tight-gas development
Bosikov et al. Comprehensive assessment of hydraulic fracturing technology efficiency for well construction during hydrocarbon production
RU2678738C1 (en) Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method
RU2760747C1 (en) Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir
RU2760746C1 (en) Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir
Ezenweichu et al. THE CAUSES, EFFECTS AND MINIMIZATION OF FORMATION DAMAGE IN HORIZONTAL WELLS.
RU2627345C1 (en) Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracture
RU2743478C1 (en) Difficult turonian gas production method
RU2693055C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2652245C1 (en) Method for developing the bituminous oil deposit
RU2623407C1 (en) Method of bitumen field development
Zahirovic et al. Application of Gel for Water Shutoff: A Case Study of Kelebija Oil Field