RU2779868C1 - Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells - Google Patents
Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2779868C1 RU2779868C1 RU2022107979A RU2022107979A RU2779868C1 RU 2779868 C1 RU2779868 C1 RU 2779868C1 RU 2022107979 A RU2022107979 A RU 2022107979A RU 2022107979 A RU2022107979 A RU 2022107979A RU 2779868 C1 RU2779868 C1 RU 2779868C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- injection
- wells
- well
- production
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 142
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 98
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 98
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 34
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000036975 Permeability coefficient Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000002224 dissection Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims description 14
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 13
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 6
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 210000004027 cells Anatomy 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 206010051602 Laziness Diseases 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой или битумной нефти.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity or bituminous oil.
Известен способ освоения и разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU №2694317, МПК Е21В 43/24, 43/26, 7/04 опубл. 11.07.2019, Бюл. №20), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную скважину, а из добывающей скважины отбирают продукцию, отличающийся тем, что горизонтальную добывающую скважину при строительстве оснащают оптико-волоконным кабелем с датчиками температуры, а для создания проницаемой зоны в продуктивный пласт через обе скважины подают теплоноситель температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, и давлением, позволяющим произвести гидроразрыв пласта, но не выше давления разрыва покрышки продуктивного пласта, в течение от 1 до 3 сут, после чего переходят под нагнетание пара до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола каждой скважины с последующей остановкой на термокапиллярную пропитку, при этом в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят геофизические исследования для выявления переходных зон между большим и меньшим прогревом, в которых выбирают зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м для размещения входа насоса, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб – НКТ и оснащенного датчиками давления и температуры на входе, далее закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса, при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на уровне максимально допустимой насос переводят в нормальный режим работы.A known method for the development and development of deposits of high-viscosity or bituminous oil using paired horizontal wells (patent RU No. 2694317, IPC E21V 43/24, 43/26, 7/04 publ. 11.07.2019, bull. No. 20), including the construction of horizontal production of the well and the injection well located above and parallel to the production well, the creation of a permeable zone between the wells by injecting the coolant into both wells, and after the creation of the permeable zone, steam is supplied only to the injection well, and products are taken from the production well, characterized in that the horizontal production during construction, the well is equipped with a fiber-optic cable with temperature sensors, and to create a permeable zone, a heat carrier with a temperature of at least 90 ° C is fed through both wells through both wells, but not higher than the vaporization temperature in reservoir conditions, and pressure that allows hydraulic fracturing, but not higher than the burst pressure of the productive formation tire, in t from 1 to 3 days, after which they go under steam injection until at least 4 tons per linear meter of the horizontal wellbore of each well are injected, followed by a stop for thermocapillary impregnation, while geophysical surveys are carried out in the horizontal wellbore of the production well to identify transitional zones between large and less heating, in which a zone is selected with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees per 10 m to accommodate the inlet of a pump lowered on a tubing string - tubing and equipped with pressure and temperature sensors at the inlet, then steam injection through the injection well is resumed, and the selection of products by the pump is carried out with the removal of a thermogram along the wellbore of the production well and measurement of the temperature at the pump intake, when the liquid temperature drops below the maximum allowable at the pump inlet, the injection of steam through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet increases, the injection of steam through the injection well is reduced and / or transfer the pump to a periodic mode of operation, after stabilization of the temperature at the level of the maximum allowable, the pump is transferred to the normal mode of operation.
Недостатками этого способа являются:The disadvantages of this method are:
-во-первых, необходимость варьирования закачиваемого теплоносителя со сменой устьевой обвязки от разных трубопроводов, что увеличивает материальные затраты на строительство;- firstly, the need to vary the injected coolant with a change in the wellhead piping from different pipelines, which increases the material costs for construction;
-во-вторых, низкая эффективность способа, связанная с переменной успешностью создания термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, так как не учитываются разные геолого-физические и литологические условия продуктивного пласта, и разные характеристики неоднородности и песчанистости в зонах размещения парных скважин в продуктивном пласте. Как следствие недостижения термогидродинамической связи между парными скважинами происходят потери извлекаемых запасов нефти и снижение конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.- secondly, the low efficiency of the method associated with the variable success in creating a thermohydrodynamic connection between paired horizontal wells, since different geological, physical and lithological conditions of the productive reservoir are not taken into account, as well as different characteristics of heterogeneity and net-to-gross ratio in the areas where paired wells are located in the productive reservoir. As a result of failure to achieve thermohydrodynamic connection between paired wells, there are losses of recoverable oil reserves and a decrease in the final oil recovery factor in the extraction zone of a pair of wells.
Известен способ разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU №2724707, МПК Е21В 43/24, опубл. 25.06.2020, Бюл. №18), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию, в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ, в обе скважины закачивают расчетный объем пара, после окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.A known method for the development of deposits of high-viscosity or bituminous oil using paired horizontal wells (patent RU No. 2724707, IPC E21V 43/24, publ. production well, creating a permeable zone between wells by injecting water vapor into both wells, and after creating the permeable zone, steam is supplied only to the injection horizontal well, and products are taken from the production horizontal well, geophysical studies are carried out in the horizontal wellbore of the injection well to determine oil saturation along of a horizontal wellbore, after which two tubing strings are placed in the injection well, while the end of the smaller diameter string is placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the larger diameter string is in the zone with oil saturation of more than 60%, and one or two tubing strings, the estimated volume of steam is pumped into both wells, after the estimated volume of steam is injected, the well is stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical surveys, a pump lowered on the tubing string is installed, equipped with is received by temperature and pressure sensors and a fiber optic cable along the entire length of the filter, then the steam injection through the injection well is resumed, and the product is taken by the pump with the removal of a thermogram along the production wellbore using a fiber optic cable and the temperature is measured at the pump intake to control the process of uniform heating of the production well, moreover, when the temperature of the liquid drops below the maximum allowable at the pump inlet, the injection of steam through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet rises, the injection of steam through the injection well is reduced and/or the pump is transferred to a periodic mode of operation, after the temperature at the pump inlet has stabilized, equal to the maximum allowable under operating conditions, the pump is transferred to a constant mode of operation.
До строительства горизонтальных скважин бурят геологоразведочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, далее в зависимости от значения вязкости применяют поправочный коэффициент α к формуле расчета объема пара, при размещении в добывающей скважине одной или двух колонн НКТ смещают конец или концы по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 20 м, перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:Before the construction of horizontal wells, exploration wells are drilled to delineate the oil-saturated deposit and assess the potential for the industrial development of the deposit, then through them the deposit is sampled and, upon receipt of the oil inflow, its physical and chemical analysis is carried out, the viscosity of the oil is determined in reservoir conditions, then, depending on the viscosity value, correction factor α to the formula for calculating the volume of steam, when one or two tubing strings are placed in the production well, the end or ends are horizontally displaced relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 20 m, before steam is injected, the initial liquid level and initial pressure in the annulus are measured space of horizontal wells, the volume of steam is pumped into both wells, calculated by the formula:
V=Lф*m* α,V=Lf*m* α,
где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;where V is the volume of steam injected into a horizontal well, t;
Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м;Lf - length of the filter part of the production well, m;
m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м;m - steam flow rate per linear meter of the filter section of a horizontal well, t/m;
α - поправочный коэффициент, учитывающий вязкость нефти в пластовых условиях,α is a correction factor that takes into account the viscosity of oil in reservoir conditions,
во время закачки расчетного объема пара в горизонтальные скважины два раза в неделю проводят замеры уровней жидкости и давления в затрубном пространстве, отслеживают динамику их изменения, при превышении давления в затрубном пространстве выше значения 0,666*Рдоп, где Рдоп - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи, останавливают освоение горизонтальных скважин закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам геофизических исследований дополнительно определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, при наличии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части, при отсутствии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части с использованием трубы-хвостовика.during the injection of the estimated volume of steam into horizontal wells, twice a week, liquid levels and pressure in the annulus are measured, the dynamics of their changes are monitored, when the pressure in the annulus exceeds the value of 0.666 * Pdop, where Pdop is the allowable pressure for maintaining the integrity of the oil-saturated reservoir cover , stop the development of horizontal wells by steam injection and transfer wells for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical surveys, according to the results of geophysical surveys, the temperature distribution along the horizontal wellbore of the production well is additionally determined, in the presence of heating areas with a temperature of more than 120 °С in the interval of 300 m from the beginning of the filter zone in the production string, a pump is installed 20 m before the filter part, in the absence of heating areas with a temperature of more than 120 ° С in the interval of 300 m from the beginning of f In the filtration zone in the production string, a pump is installed 20 m before the filter section using a liner pipe.
Недостатком способа является низкая эффективность способа, связанная с переменной успешностью создания термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, так как не учитываются разные геолого-физические и литологические условия продуктивного пласта, и разные характеристики неоднородности и песчанистости в зонах размещения парных скважин в продуктивном пласте. Как следствие недостижения термогидродинамической связи между парными скважинами происходят потери извлекаемых запасов нефти и снижение конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.The disadvantage of this method is the low efficiency of the method associated with the variable success of creating a thermohydrodynamic connection between paired horizontal wells, since different geological, physical and lithological conditions of the reservoir are not taken into account, as well as different characteristics of heterogeneity and net-to-gross ratio in the areas where paired wells are located in the reservoir. As a result of failure to achieve thermohydrodynamic connection between paired wells, there are losses of recoverable oil reserves and a decrease in the final oil recovery factor in the extraction zone of a pair of wells.
Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU №2663527, МПК Е21В 43/24, 47/00, опубл. 07.08.2018, Бюл. №22), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважины, проведение геофизических исследований в горизонтальной нагнетательной скважины, спуск в горизонтальную нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в горизонтальную добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ горизонтальной нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, закачку пара в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины, остановку на выдержку горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины, проведение геофизических исследований в горизонтальной добывающей скважине, выявление переходных зон с температурой между большим и меньшим прогревом в горизонтальном стволе добывающей скважины, установку в горизонтальной добывающей скважине насосного оборудования, возобновление закачки пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор продукции насосным оборудованием со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса. При проведении геофизических исследований в горизонтальном стволе нагнетательной скважины определяют нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Закачку пара в обе скважины осуществляют в объеме, рассчитанном по формуле: V=Lф*m, где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т; Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м; m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м. После окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом. Среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления. Закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины. Причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе насоса электроцентробежного, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.Closest to the claimed method in terms of essential features is a method for developing a deposit of high-viscosity or bituminous oil using paired horizontal wells (patent RU No. 2663527, IPC E21B 43/24, 47/00, publ. 08/07/2018, Bull. No. 22), including the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, conducting geophysical surveys in a horizontal injection well, lowering two strings of tubing - tubing of different diameters into a horizontal injection well with the placement of ends in different intervals of a horizontal wellbore, lowering into a horizontal production well of one or two tubing strings with a horizontal displacement of the end or ends relative to the ends of the tubing of a horizontal injection well by at least 10 m, injection of steam into horizontal injection and production wells, shutdown of horizontal injection and production wells for holding for thermocapillary impregnation and cooling of a horizontal production wellbore, conducting geophysical surveys in a horizontal production well, identifying transitional zones with a temperature between high and low heating in a horizontal production well, installing pumping equipment in a horizontal production well, resuming steam injection through a horizontal injection well , selection of products by pumping equipment with the removal of a thermogram along the trunk of a horizontal production well and temperature measurement at the pump intake. When conducting geophysical surveys in the horizontal wellbore of the injection well, oil saturation is determined along the horizontal wellbore. After that, two tubing strings are placed in the injection well, while the end of the smaller diameter string is placed at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of the larger diameter string is located in the zone with oil saturation of more than 60%. Steam is injected into both wells in the amount calculated by the formula: V=Lf*m, where V is the volume of steam injected into the horizontal well, t; Lf - length of the filter part of the production well, m; m - coefficient of steam consumption per linear meter of the filter section of a horizontal well, t/m. After the injection of the calculated volume of steam, the well is stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the production wellbore, in which thermobarometric measurements are carried out by means of geophysical surveys, according to the results of which transition zones with temperatures between high and low heating are detected in the horizontal wellbore. Among the identified zones, a zone is determined with a change in the angle of curvature of no more than 2 degrees per 10 m, in which a fiber-optic cable and an electric centrifugal pump lowered on the tubing string are placed, equipped at the intake with temperature and pressure sensors. The injection of steam through the injection well is resumed, and the extraction of production by an electric centrifugal pump is carried out with the removal of a thermogram along the wellbore using a fiber optic cable and temperature measurement at the intake of the electric centrifugal pump to control the process of uniform heating of the production well. Moreover, when the liquid temperature drops below the maximum allowable at the pump inlet, the steam injection through the injection well is increased, and when the temperature at the pump inlet, the steam injection through the injection well is reduced and/or the pump is switched to a periodic operation mode. After stabilization of the temperature at the inlet of the electric centrifugal pump, equal to the maximum allowable operating conditions, the pump is transferred to a constant mode of operation.
Недостатком способа является низкая эффективность способа, связанная с переменной успешностью создания термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, так как не учитываются разные геолого-физические и литологические условия продуктивного пласта, и разные характеристики неоднородности и песчанистости в зонах размещения парных скважин в продуктивном пласте. Как следствие недостижения термогидродинамической связи между парными скважинами происходят потери извлекаемых запасов нефти и снижение конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.The disadvantage of this method is the low efficiency of the method associated with the variable success of creating a thermohydrodynamic connection between paired horizontal wells, since different geological, physical and lithological conditions of the reservoir are not taken into account, as well as different characteristics of heterogeneity and net-to-gross ratio in the areas where paired wells are located in the reservoir. As a result of failure to achieve thermohydrodynamic connection between paired wells, there are losses of recoverable oil reserves and a decrease in the final oil recovery factor in the extraction zone of a pair of wells.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и битумной нефти при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет создания устойчивой термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, размещенными в разных геолого-физических и литологических условиях в продуктивном пласте, вследствие более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению охвата пласта паровым воздействием путем целенаправленного воздействия на продуктивный пласт, а также получение дополнительной добычи нефти за счет эксплуатации ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта и повышение конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.The technical objectives of the proposed method are to increase the efficiency of developing a deposit of high-viscosity and bituminous oil while reducing the cost of its implementation by creating a stable thermohydrodynamic connection between paired horizontal wells located in different geological, physical and lithological conditions in a productive formation, due to a more complete consideration of factors affecting the effectiveness of measures to increase the sweep of the formation with steam exposure by purposefully influencing the productive formation, as well as obtaining additional oil production due to the exploitation of previously non-drained sections of the oil-saturated formation and increasing the final oil recovery factor in the extraction zone of a pair of wells.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважины, проведение геофизических исследований в горизонтальной нагнетательной скважине, спуск в горизонтальную нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в горизонтальную добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ горизонтальной нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, закачку пара в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины, остановку на выдержку горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины, проведение геофизических исследований в горизонтальной добывающей скважине, выявление переходных зон с температурой между большим и меньшим прогревом в горизонтальном стволе добывающей скважины, установку в горизонтальной добывающей скважине насосного оборудования, возобновление закачки пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор продукции насосным оборудованием со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса.Technical problems are solved by the method of developing a deposit of high-viscosity or bituminous oil using paired horizontal wells, including the construction of a horizontal production well and an injection well located above and parallel to the production well, conducting geophysical surveys in a horizontal injection well, lowering two tubing columns into a horizontal injection well pipes - tubing of different diameters with the placement of ends in different intervals of the horizontal wellbore, running one or two tubing strings into a horizontal production well with a horizontal displacement of the end or ends relative to the ends of the tubing of a horizontal injection well by at least 10 m, steam injection into horizontal injection and production well, shutdown of horizontal injection and production wells for thermocapillary impregnation and cooling of the horizontal production wellbore, geophysical surveys in the horizontal production well, detection of transitional zones with temperature between high and low heating in a horizontal production well, installation of pumping equipment in a horizontal production well, resumption of steam injection through a horizontal injection well, product extraction by pumping equipment with thermogram removal along the horizontal production wellbore and measurement temperature at the pump intake.
Новым является то, что до строительства горизонтальных скважин разбуривают продуктивный пласт треугольной сеткой оценочных вертикальных скважин с расстоянием между скважинами 200 м в плане, проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, затем выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта залежи, далее получают данные по распределению коэффициентов проницаемости, расчлененности продуктивного пласта, при отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устье горизонтальной добывающей скважины, при температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев или при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, а также при падении производительности по нефти выстраивают детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта с размещенными горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами для получения распределения коэффициентов проницаемости и расчлененности пласта вдоль горизонтальных стволов, при этом размер ячеек детализированной геологической модели в четыре раза меньше по сравнению с единой геологической моделью, далее поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в первой и второй половинах горизонтального ствола добывающей скважины в зоне или зонах с наибольшим значением коэффициента по проницаемости и наименьшим значением коэффициента по расчлененности, далее возобновляют закачку пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме меньше на 20% от предыдущего объема закачиваемого пара, затем горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины, в горизонтальной добывающей скважине проводят термобарометрические измерения, по результатам термобарометрических измерений выявляют зону с максимальной температурой, в данной зоне устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине горизонтального ствола скважины, далее возобновляют закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину в прежнем суточном объеме, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса и на устьевом массомере для контролирования процесса равномерного прогрева горизонтальной добывающей скважины, при отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устье горизонтальной добывающей скважины, при температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев или при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, а также при падении производительности по нефти поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в первой и второй половинах горизонтального ствола добывающей скважины, не изменяя зону расположения, далее операции повторят, начиная с возобновления закачки пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме меньше на 20% от предыдущего объема закачиваемого пара.What is new is that before the construction of horizontal wells, a productive formation is drilled with a triangular grid of appraisal vertical wells with a distance between wells of 200 m in plan, cores are taken and geophysical studies of appraisal vertical wells are carried out, then a unified geological model of the productive formation of the deposit is built, then data on the distribution are obtained. coefficients of permeability, compartmentalization of the reservoir, during the selection of products, the temperature of the produced product is controlled at the mouth of a horizontal production well, at the temperature of the produced product is less than 30 ° C for three months or when the temperature of the extracted product decreases by 10 ° C or more per month for three months in a row, as well as in the event of a drop in oil productivity, a detailed geological model of the area of the productive formation is built with placed horizontal production and injection wells to obtain the distribution of permeability coefficients and calculate formation laziness along horizontal wells, while the cell size of the detailed geological model is four times smaller compared to the unified geological model, then pumping equipment is raised and one or two tubing strings are lowered with the end or ends in the first and second halves of the horizontal wellbore of the production well in the zone or zones with the highest value of the permeability coefficient and the lowest value of the coefficient of compartmentalization, then resume the injection of steam into horizontal production and injection wells in a volume less than 20% of the previous volume of injected steam, then the horizontal production and injection wells are stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the horizontal production wellbore, thermobarometric measurements are carried out in the horizontal production well, according to the results of thermobarometric measurements, the zone with the maximum temperature is identified, in this zone e tubing pump, equipped at the intake with temperature and pressure sensors, and a fiber optic cable along the entire length of the horizontal wellbore, then resume steam injection through the horizontal injection well in the same daily volume, and the product is taken by the pump with the removal of a thermogram along the horizontal production wellbore using a fiber optic cable and by measuring the temperature at the pump intake and at the wellhead mass meter to control the process of uniform heating of a horizontal production well, during the selection of products, the temperature of the produced product is controlled at the mouth of the horizontal production well, at the temperature of the produced product is less than 30 ° C for three months or when the temperature of the produced products by 10°C or more per month for three consecutive months, as well as in the event of a drop in oil productivity, pumping equipment is raised and one or two tubing strings are lowered with an end or ends in the first and second halves of the horizontal from the production wellbore, without changing the location area, then the operations will be repeated, starting with the resumption of steam injection into horizontal production and injection wells in a volume less than 20% of the previous volume of injected steam.
На фиг. 1, 2 и 3 показана схема реализации способа разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин.In FIG. 1, 2 and 3 show a diagram of the implementation of a method for the development of deposits of high-viscosity or bituminous oil using paired horizontal wells.
Способ разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин осуществляют следующим образом.The method of developing deposits of high-viscosity or bituminous oil using paired horizontal wells is as follows.
До строительства горизонтальных добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин участок залежи высоковязкой или битумной нефти (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) разбуривают треугольной сеткой оценочных вертикальных скважин с расстоянием между скважинами 200 м в плане (на фиг. 1, 2 и 3 не показано). Бурение оценочных вертикальных скважин осуществляют для оконтуривания залежи высоковязкой или битумной нефти и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин. Данная плотность бурения оценочных вертикальных скважин обеспечивает подробную геологическую информацию для дальнейшего построения геологической модели продуктивного пласта, а также является оптимальной с точки зрения экономических затрат на бурение.Prior to the construction of horizontal production 1 and
По результатам оцифровки и анализа результатов оценочного бурения выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта 3 в программном комплексе RMS.Based on the results of digitization and analysis of the results of appraisal drilling, a single geological model of the
Далее получают данные по распределению коэффициентов проницаемости, расчлененности, литологии продуктивного пласта 3.Further, data are obtained on the distribution of permeability coefficients, compartmentalization, lithology of the
Осуществляют строительство горизонтальных добывающей скважины 1 и нагнетательной скважины 2, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 1.Carry out the construction of a horizontal production well 1 and injection well 2, located above and parallel to the production well 1.
Далее производят геофизические исследования в горизонтальной нагнетательной скважине 2. Определяют нефтенасыщенность вдоль горизонтального ствола скважины 2.Next, geophysical surveys are carried out in a horizontal injection well 2. Oil saturation is determined along the
Затем осуществляют спуск в горизонтальную нагнетательную скважину 2 двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ 4, 5 разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола.Then, two tubing strings -
Далее осуществляют спуск в горизонтальную добывающую скважину 1 одной 6 (на фиг. 2 не показано) или двух колонн НКТ 6', 6'' 6 (на фиг. 1 не показано) со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ горизонтальной нагнетательной скважины 2 не менее чем на 10 м.Next, one 6 (not shown in Fig. 2) or two tubing strings 6', 6'' 6 (not shown in Fig. 1) is lowered into the horizontal production well 1 with the end or ends horizontally offset relative to the ends of the tubing of the horizontal injection well 2 not less than 10 m.
Осуществляют закачку пара в горизонтальные нагнетательную 2 и добывающую 1 скважины.Steam is injected into
Осуществляют остановку на выдержку горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 1 скважин для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины 1.The horizontal injection well 2 and production well 1 are stopped for holding for thermocapillary impregnation and cooling of the horizontal production well bore 1.
Осуществляют проведение геофизических исследований в горизонтальной добывающей скважине 1. Выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом в горизонтальном стволе добывающей скважины 1.Geophysical surveys are carried out in a horizontal production well 1. Transitional zones with a temperature between greater and lesser heating in the horizontal wellbore 1 are identified.
Осуществляют установку в горизонтальной добывающей скважины 1 насосного оборудования (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), например, электроцентробежный насос 8 марки ЭЦН5А-160-300, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине горизонтального ствола скважины 1. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2.Pumping equipment is installed in a horizontal production well 1 (not shown in Figs. 1, 2 and 3), for example, an electric
Возобновляют закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2.Steam injection is resumed through horizontal injection well 2.
Осуществляют отбор продукции насосом 8 со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 1 и замером температуры на приеме насоса.The products are taken by the
При отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устье горизонтальной добывающей скважины 1.When selecting products, the temperature of the produced product is controlled at the mouth of a horizontal production well 1.
При температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев или при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, а также при падении производительности по нефти выстраивают детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта с размещенными горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами для получения распределения коэффициентов проницаемости и расчлененности пласта вдоль горизонтальных стволов. Детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта выстраивают по данным, полученным ранее по результатам исследований кернового материала и геофизических исследований оценочных вертикальных и горизонтальных скважин.When the temperature of the extracted product is less than 30°C for three months or when the temperature of the extracted product decreases by 10°C or more per month for three months in a row, as well as when the oil productivity drops, a detailed geological model of the area of the productive formation is built with horizontal production and injection wells to obtain the distribution of permeability coefficients and formation compartmentalization along horizontal wells. A detailed geological model of the reservoir area is built according to the data obtained earlier from the results of core material studies and geophysical studies of appraisal vertical and horizontal wells.
При этом размер ячеек детализированной геологической модели в четыре раза меньше по сравнению с единой геологической моделью.At the same time, the size of the cells of the detailed geological model is four times smaller compared to the unified geological model.
Контроль низкой или быстроснижающейся температуры добываемой продукции предупреждает непродуктивную закачку пара вследствие отсутствия термодинамической связи между парными горизонтальными скважинами 1 и 2.The control of low or rapidly decreasing production temperature prevents non-productive steam injection due to the lack of thermodynamic communication between paired
Уточнение геологических процессов в продуктивном пласте с помощью детализированной геологической модели участка позволяет учесть геолого-физические и литологические условия расположения данной пары скважин, а также устранить факторы, препятствующие созданию термодинамической связи между парными горизонтальными скважинами 1 и 2. Refinement of geological processes in the reservoir using a detailed geological model of the area allows taking into account the geological, physical and lithological conditions for the location of a given pair of wells, as well as eliminating factors that prevent the creation of a thermodynamic connection between paired
Далее поднимают насосное оборудование и спускают одну 6 (на фиг. 2 не показано) или две колонны НКТ 6', 6'' (на фиг. 1 не показано) с концом или концами в первой и второй половинах горизонтального ствола добывающей скважины 1 в зону или зоны с наибольшим значением коэффициента по проницаемости и наименьшим значением коэффициента по расчлененности пласта 3. Такое размещение НКТ способствует целенаправленному воздействию на продуктивный пласт 3 и созданию устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 1, 2 вследствие большей проницаемости и меньшей расчленённости глинистыми прослойками в указанных зонах продуктивного пласта 3.Next, the pumping equipment is raised and one 6 (not shown in Fig. 2) or two tubing strings 6', 6'' (not shown in Fig. 1) are lowered with the end or ends in the first and second halves of the horizontal wellbore of the production well 1 into the zone or zones with the highest value of the permeability coefficient and the lowest value of the coefficient for the compartmentalization of the
Далее возобновляют закачку пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме меньше на 20% от предыдущего объема закачиваемого пара. По результатам предыдущего освоения закачкой пара частично сохраняется тепло, поэтому проводим освоение закачкой пара меньшего объема для снижения энергетических затрат на разработку парных скважин 1, 2. Next, steam injection is resumed into horizontal production and injection wells in a volume less than 20% of the previous volume of injected steam. According to the results of the previous development, heat is partially preserved by steam injection, therefore, we are developing by injecting steam of a smaller volume to reduce energy costs for the development of paired
Затем горизонтальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины 1.Then horizontal production 1 and
В горизонтальной добывающей скважине 1 проводят термобарометрические измерения. По результатам термобарометрических измерений выявляют зону с максимальной температурой в горизонтальном стволе добывающей скважины 1. В данной зоне устанавливают спускаемый на колонне НКТ 7 насос 8, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине горизонтального ствола скважины (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Размещение насоса 8 в наиболее прогретой зоне закрепляет термогидродинамическую связь между скважинами и увеличивает охват пласта паровым воздействием.In a horizontal production well 1 conduct thermobarometric measurements. According to the results of thermobarometric measurements, a zone with a maximum temperature in the horizontal wellbore of the production well 1 is identified. In this zone, a
Далее возобновляют закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2 в прежнем суточном объеме, а отбор продукции насосом 8 проводят со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 1 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 8 и на устьевом массомере (на фиг. 1, 2 и 3 не показан) для контролирования процесса равномерного прогрева горизонтальной добывающей скважины 1.Next, the steam injection is resumed through the horizontal injection well 2 in the same daily volume, and the product is withdrawn by the
При отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устье горизонтальной добывающей скважины. При температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев или при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, а также при падении производительности по нефти поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в первой и второй половинах горизонтального ствола добывающей скважины, не изменяя зону расположения.When selecting products, the temperature of the produced product is controlled at the mouth of a horizontal production well. When the temperature of the extracted product is less than 30°C for three months or when the temperature of the extracted product decreases by 10°C or more per month for three months in a row, as well as in case of a drop in oil productivity, pumping equipment is raised and one or two tubing strings are lowered from end or ends in the first and second halves of the horizontal wellbore of the production well, without changing the location area.
Далее операции повторят, начиная с возобновления закачки пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме меньше на 20% от предыдущего объема закачиваемого пара.Further, the operations will be repeated, starting with the resumption of steam injection into horizontal production and injection wells in a volume less than 20% of the previous volume of injected steam.
После чего горизонтальную добывающую скважину 1 переводят в бездействующий или наблюдательный фонд, так как горизонтальная добывающая скважина 1 становится низкорентабельной. А горизонтальную нагнетательную скважину 2 переводят в циклический фонд с попеременной эксплуатацией с закачкой пара и отбором продукции.After that, the horizontal production well 1 is transferred to an inactive or observation fund, since the horizontal production well 1 becomes low-margin. And the horizontal injection well 2 is transferred to a cyclic stock with alternating operation with steam injection and product extraction.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
До строительства горизонтальных добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин участок Черемшанского месторождения высоковязкой нефти (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) разбурили треугольной сеткой оценочных вертикальных скважин (на фиг. 1, 2 и 3 не показано). Провели отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин. После этого оценочные скважины ликвидировали.Prior to the construction of horizontal production 1 and
Построили единую геологическую модель продуктивного пласта 3. Получили данные по распределению коэффициентов проницаемости, расчлененности, литологии продуктивного пласта 3.We built a unified geological model of
Получили продуктивный пласт 3 (фиг. 1, 2 и 3), находящийся на глубине 145 м, шешминского горизонта уфимского яруса, представленный песчаником с переслаиванием глинистыми пропластками общей толщиной около 21,3 м, пластовая температура 8°С, начальное пластовое давление 0,44 МПа, нефтенасыщенность 0,69 д.ед., пористость 29%, проницаемость 2,44 мкм2, плотностью нефти в пластовых условиях 951 кг/м3, вязкость 15435 мПа⋅с. A
Далее построили структурные карты нефтенасыщенных толщин по пласту 3, и подобрали участки, удовлетворяющие критериям применения технологии парогравитационного дренирования и строительства парных горизонтальных скважин 1, 2.Next, structural maps of oil-saturated thicknesses were built for
В пределах продуктивного пласта 3 построили горизонтальную добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины.Within the
Далее произвели геофизические исследования в горизонтальной нагнетательной скважине 2. Определили нефтенасыщенность вдоль горизонтального ствола скважины 2.Next, geophysical surveys were carried out in a horizontal injection well 2. Oil saturation was determined along the
После чего в нагнетательной скважине разместили две колонны НКТ 4 и 5. В горизонтальной нагнетательной скважине 2 конец первой колонны НКТ 4 диаметром 60 мм на глубину 412 м, конец второй колонны НКТ 5 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 68% на глубину 803 м. В горизонтальной добывающей скважине 1 конец первой колонны НКТ 6' диаметром 60 мм спустили на глубину 378 м (на фиг. 1 не показано), конец второй колонны НКТ 6'' 6 диаметром 89 мм спустили во вторую половину горизонтального ствола на глубину 743 м (на фиг. 1 не показано), причем концы колонн 6' и 6'' разнесены по горизонтали на 38 м и 64 м от колонн 4 и 5, соответственно. After that, two
Закачали пар объемом: в горизонтальную нагнетательную скважину 2 – 7890 т с суточным расходом 135 т/сут, в горизонтальную добывающую скважину 1 – 5910 т с суточным расходом 108 т/сут, при максимально допустимом давлении закачки для сохранения целостности покрышки продуктивного пласта 3, равного 2,4 МПа на устье скважин 1, 2. После окончания закачки расчетного объема пара скважины 1 и 2 остановили на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 1.Steam was pumped in volume: into a horizontal injection well 2 - 7890 tons with a daily flow rate of 135 tons / day, into a horizontal production well 1 - 5910 tons with a daily flow rate of 108 tons / day, at the maximum allowable injection pressure to maintain the integrity of the cover of the
Извлекли из горизонтальной добывающей скважины 1 две колонны НКТ 6' и 6'' (на фиг. 1 не показано). Провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 1 (фиг. 2) выявили переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определили зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой, на глубине 483 м разместили спускаемый на колонне НКТ 7 насос 8.Removed from the horizontal production well 1 two tubing strings 6' and 6'' (not shown in Fig. 1). Conducted thermobarometric measurements through geophysical surveys. According to the results of studies in the horizontal wellbore of the production well 1 (Fig. 2), transition zones were identified with a temperature between greater and lesser heating, and among the identified zones, a zone was identified with a change in the angle of curvature set by no more than 2 degrees per 10 m, in which, at a depth of 483 m placed
Возобновили закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2 в объеме 135 т/сут. Отобрали продукцию насосом 8 через горизонтальную добывающую скважину 1. Сняли термограммы вдоль ствола добывающей скважины 1 и замерили температуру на приеме насоса 8, а также на устьевом массомере.Resumed steam injection through horizontal injection well 2 in the amount of 135 t/day. Products were selected by
Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 8 составляет 151°С. Температура на приеме электроцентробежного насоса составляет 105°С, на устьевом массомере 96-100°С. При такой температуре эксплуатируют насос 8 в постоянном режиме.The allowable temperature at the intake of this electric
В течение 3 месяцев эксплуатации температура на устьевом массомере снизилась до 27°С, со средним падением устьевой температуры – 23°С в месяц. При этом дебит по нефти постепенно упал с 8 т/сут до 2 т/сут на 5-й месяц эксплуатации. During 3 months of operation, the wellhead temperature dropped to 27°С, with an average wellhead temperature drop of 23°С per month. At the same time, the oil flow rate gradually fell from 8 tons/day to 2 tons/day in the 5th month of operation.
Построили детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта 3 с размещенными горизонтальными добывающей 1 и нагнетательной 2 скважинами.A detailed geological model of the section of the
Определили зоны с наибольшим значением коэффициента по проницаемости и наименьшим значением коэффициента по расчлененности пласта 3 вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 1 на глубинах 302 и 623 м.The zones with the highest value of the coefficient for permeability and the lowest value of the coefficient for the compartmentalization of
Подняли насосное оборудование в горизонтальной добывающей скважине 1 и спустили две колонны НКТ 6', 6'' с окончаниями на глубинах 302 и 623 м (на фиг. 1 не показано).Raised the pumping equipment in the horizontal production well 1 and lowered two tubing strings 6', 6'' with ends at depths of 302 and 623 m (not shown in Fig. 1).
Далее возобновляют закачку пара в объеме меньше на 20% предыдущего объема закачиваемого пара: в горизонтальную добывающую скважину 1 – 4728 т с суточным расходом 112 т/сут, а в горизонтальную нагнетательную скважину 2 в объеме – 6312 т с суточным расходом 135 т/сут.Next, steam injection is resumed in a volume less than the previous volume of injected steam by 20%: into horizontal production well 1 - 4728 tons with a daily flow rate of 112 tons / day, and into horizontal injection well 2 in a volume - 6312 tons with a daily flow rate of 135 tons / day.
После окончания закачки расчетного объема пара скважины 1 и 2 остановили на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 1, в которой после извлечения двух колонн НКТ 6', 6'' (на фиг. 1 не показано) провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 1 выявили зону с максимальной температурой на глубине 324 м. Разместили спускаемый на колонне НКТ 7 насос 8.After the injection of the estimated volume of steam,
Далее возобновили закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2 объемом 135 т/сут. Произвели отбор продукции насосом 8 со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 1 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 8 и на устьевом массомере (на фиг. 1 и 2 не показан). Next, steam injection was resumed through a horizontal injection well 2 with a volume of 135 tons / day. Produced by the selection of products pump 8 with the removal of thermograms along the wellbore horizontal production wells 1 by means of a fiber optic cable and measuring the temperature at the intake of the
Температура на приеме электроцентробежного насоса составляла 125°С, на устьевом массомере 112°С. В последующие три месяца эксплуатации температура на устьевом массомере снизилась до 25°С, с падением в каждом месяце более 10°С, при этом дебит по нефти при 5 т/сут в начальный период снизился до 0,5 т/сут. The temperature at the intake of the electric centrifugal pump was 125°C, at the wellhead mass meter 112°C. In the next three months of operation, the temperature at the wellhead mass meter decreased to 25°С, with a drop of more than 10°С in each month, while the oil flow rate at 5 t/day in the initial period decreased to 0.5 t/day.
Провели подъем насосного оборудования в горизонтальной добывающей скважине 1 и спуск двух колонн НКТ 6', 6'' с окончаниями на глубинах 302 и 623 м (на фиг. 1 не показано), как и в предыдущем этапе закачки пара в горизонтальной добывающей скважине 1.We lifted pumping equipment in horizontal production well 1 and lowered two tubing strings 6', 6'' with endings at depths of 302 and 623 m (not shown in Fig. 1), as in the previous stage of steam injection in horizontal production well 1.
Далее возобновляют закачку пара в объеме меньше на 20% предыдущего объема закачиваемого пара: в горизонтальную добывающую скважину 1 – 3783 т с суточным расходом 105 т/сут, а в горизонтальную нагнетательную скважину 2 в объеме – 5050 т с суточным расходом 135 т/сут.Next, steam injection is resumed in a volume less than the previous volume of injected steam by 20%: into horizontal production well 1 - 3783 tons with a daily flow rate of 105 tons / day, and into horizontal injection well 2 in a volume - 5050 tons with a daily flow rate of 135 tons / day.
После окончания закачки расчетного объема пара, скважины 1 и 2 остановили на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 1, в которой после извлечения двух колонн НКТ 6', 6'' (на фиг. 1 не показано) провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 1 выявили зону с максимальной температурой на глубине 233 м и разместили спускаемый на колонне НКТ 7 насос 8.After the injection of the calculated volume of steam was completed,
Далее возобновили закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2 объемом 135 т/сут. Произвели отбор продукции насосом 8.Next, steam injection was resumed through a horizontal injection well 2 with a volume of 135 tons / day. The product was sampled by
Снимали термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 1 и замеряли температуру на приеме насоса 8, а также на устьевом массомере. Температура на приеме насоса составила 90°С, на устьевом массомере – 85°С. В последующие 6 месяцев эксплуатации температура на устьевом массомере снизилась в первые 2 месяца эксплуатации до 70°С и далее стабилизировалась в пределах 70-80°С, при этом дебит по нефти при 5 т/сут в начальный период эксплуатации постепенно вырос до 23 т/сут к концу третьего месяца и сохранялся следующие три месяца на этом уровне. Продолжили эксплуатацию парных скважин в данном режиме: добывающую скважину в режиме отбора продукции, нагнетательную в режиме закачки пара. Thermograms were taken along the borehole of a horizontal production well 1 and the temperature was measured at the
Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить эффективность разработки залежи высоковязкой и битумной нефти при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет создания устойчивой термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, размещенными в разных геолого-физических и литологических условиях в продуктивном пласте, вследствие более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению охвата пласта паровым путем целенаправленного воздействия на продуктивный пласт, а также получить дополнительную добычу нефти за счет эксплуатации ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта и повысить конечный коэффициент извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.The proposed method for the development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil makes it possible to increase the efficiency of developing a deposit of high-viscosity and bituminous oil while reducing the cost of its implementation by creating a stable thermohydrodynamic connection between paired horizontal wells located in different geological, physical and lithological conditions in a productive formation , due to a more complete consideration of the factors affecting the effectiveness of measures to increase the steam coverage of the formation by targeted impact on the productive formation, as well as to obtain additional oil production through the exploitation of previously non-drained sections of the oil-saturated formation and increase the final oil recovery factor in the extraction zone of a pair of wells.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2779868C1 true RU2779868C1 (en) | 2022-09-14 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2299790C (en) * | 2000-02-23 | 2008-07-08 | John Nenniger | Method and apparatus for stimulating heavy oil production |
| RU2646902C1 (en) * | 2017-03-24 | 2018-03-12 | Александр Иосифович Пономарев | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2663527C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil |
| RU2694317C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
| US20210180437A1 (en) * | 2015-04-27 | 2021-06-17 | Conocophillips Company | Sw-sagd with between heel and toe injection |
| RU2754140C1 (en) * | 2021-02-02 | 2021-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for developing deposits of extra-heavy oil or natural bitumen |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2299790C (en) * | 2000-02-23 | 2008-07-08 | John Nenniger | Method and apparatus for stimulating heavy oil production |
| US20210180437A1 (en) * | 2015-04-27 | 2021-06-17 | Conocophillips Company | Sw-sagd with between heel and toe injection |
| RU2646902C1 (en) * | 2017-03-24 | 2018-03-12 | Александр Иосифович Пономарев | Method for development of high-viscosity oil deposit |
| RU2663527C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil |
| RU2694317C1 (en) * | 2018-08-17 | 2019-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of completion and development of steam horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2724707C1 (en) * | 2020-01-14 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil |
| RU2754140C1 (en) * | 2021-02-02 | 2021-08-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for developing deposits of extra-heavy oil or natural bitumen |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| CA2675160C (en) | Method of heavy oil production | |
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| CN112392472B (en) | Method and device for determining integrated development mode of shale and adjacent oil layer | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2513484C1 (en) | Method for development of sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2318993C1 (en) | Method for watered oil pool development | |
| RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2779868C1 (en) | Method for developing high-viscosity or bituminous oil deposits using paired horizontal wells | |
| RU2784700C1 (en) | Method for developing paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2443855C1 (en) | Development method of oil deposit with layer-by-layer heterogeneity | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| RU2524703C1 (en) | Development of minor oil deposits | |
| RU2282023C1 (en) | Development method for oil deposit having oil-water zones | |
| RU2724707C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| CN109594965A (en) | A kind of difference producing pressure differential carbon dioxide drive technical limit well space optimization method | |
| RU2190761C1 (en) | Process of development of oil field with artificial formation pressure | |
| RU2776549C1 (en) | Method for developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| RU2795283C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2810357C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2282022C2 (en) | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool | |
| RU2813871C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
| RU2813873C1 (en) | Method for development of superviscous oil deposit using paired horizontal wells |