RU2387819C1 - Method to develop sticky oil and bitumen accumulation - Google Patents

Method to develop sticky oil and bitumen accumulation Download PDF

Info

Publication number
RU2387819C1
RU2387819C1 RU2009100564/03A RU2009100564A RU2387819C1 RU 2387819 C1 RU2387819 C1 RU 2387819C1 RU 2009100564/03 A RU2009100564/03 A RU 2009100564/03A RU 2009100564 A RU2009100564 A RU 2009100564A RU 2387819 C1 RU2387819 C1 RU 2387819C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
oil
horizontal
reservoir
bitumen
Prior art date
Application number
RU2009100564/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Равиль Рустамович Ибатуллин (RU)
Равиль Рустамович Ибатуллин
Рафиль Гиниятуллович Абдулмазитов (RU)
Рафиль Гиниятуллович Абдулмазитов
Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU)
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Зарина Салаватовна Идиятуллина (RU)
Зарина Салаватовна Идиятуллина
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. 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 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2009100564/03A priority Critical patent/RU2387819C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2387819C1 publication Critical patent/RU2387819C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil-and-gas industry and can be used in developing sticky oil and bitumen reservoirs. Substance claim: proposed method comprises drilling, at least, one pair of continuous horizontal wells, extracting well and fill-in well above the former, arranging casing with filter in producing formation section, injecting heat carrier into fill-in well and extracting oil though appropriate well. In compliance with this invention, extracting horizontal well is located in the section of most permeable band by 6 to 8 m above producing formation or oil-to-water contact bottom. Fill-in horizontal well is arranged 6 to 7 m from extracting well. Every 20 to 30 m, channels are made in said wells with their length varying from 40 to 100 m that run parallel to oil-to-water contact of producing formation bottom and perpendicular to horizontal bore. Said channels are arranged in one plane, one above the other. Heat carrier is injected from fill-in well mouth and bottom, while products are extracted from producing well mouth and bottom.
EFFECT: efficient displacement of sticky oil and bitumen, increased oil yield, higher rate of formation heating and extraction rate.
1 ex, 2 dwg

Description

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

Известен способ добычи нефти, включающий бурение и размещение в продуктивном пласте горизонтальных скважин, закачку рабочего агента через верхние горизонтальные скважины, а отбор нефти осуществляют из нижней горизонтальной скважины (патент США №5273111, МПК Е21В 43/24, опубл. 28.12.1993 г.). Каждая добывающая горизонтальная скважина размещается вертикально ниже и горизонтально между двумя соответствующими верхними нагнетательными горизонтальными скважинами, и они параллельны друг другу. Верхние горизонтальные скважины располагаются около верхней границы пласта, а нижние добывающие - около нижней границы пласта. Расстояние между ними по вертикали должно быть достаточным для поддержания перепадов давления в потоке жидкости.A known method of oil production, including drilling and placement of horizontal wells in the reservoir, injecting a working agent through the upper horizontal wells, and oil is taken from the lower horizontal well (US patent No. 5273111, IPC ЕВВ 43/24, publ. 12/28/1993, ) Each producing horizontal well is positioned vertically below and horizontally between two corresponding upper horizontal injection wells, and they are parallel to each other. The upper horizontal wells are located near the upper boundary of the reservoir, and the lower production wells are near the lower boundary of the reservoir. The vertical distance between them should be sufficient to maintain pressure differences in the fluid flow.

Способ недостаточно эффективен при разработке и эксплуатации залежи вязкой нефти или битума. Отсутствует возможность циркуляции рабочего агента, например пара. Возможен преждевременный прорыв конденсата пласта и подошвенных пластовых вод к добывающей скважине.The method is not effective enough in the development and operation of deposits of viscous oil or bitumen. It is not possible to circulate a working agent, such as steam. Premature breakthrough of formation condensate and bottom formation water to the production well is possible.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи вязкой нефти или битума, включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно - горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка - вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума. Уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят, по крайней мере, одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальный участок которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба, причем траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины размешают не ниже минимального расстояния до подошвы пласта вязкой нефти, или битума, или водобитумного контакта, увеличивающего безводный период эксплуатации скважин (Патент РФ №2305762, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.09.2007 г.).The closest in technical essence is a method of developing a reservoir of viscous oil or bitumen, including drilling a continuous horizontal well with the placement of the inlet section of the well before the productive formation, conditionally horizontal section of the well along the strike of the productive layer, the output section upward with an inclination from the reservoir to the day surfaces, casing installation, cementing of annulus, installation of tubing with centralizers, heat transfer pumping For and selection of viscous oil or bitumen. Clarify the distribution of productive thicknesses of the reservoir over the area of the reservoir, drill at least one pair of continuous horizontal wells, the horizontal section of which is placed parallel to one another in a vertical plane at a distance that prevents premature breakthrough of condensate to the production well, casing strings with a filter in the interval reservoir, cementing the annulus of the columns is carried out to the roof of the reservoir, the coolant is pumped through a horizontal horizontal injection well from the wellhead and the bottom of the well, at the same time they select viscous oil or bitumen through the lower horizontal production well from the wellhead and the bottom of the well using a swab, and the trajectory of the producing horizontal well’s bore is placed at least the minimum distance to the bottom of the viscous oil or bitumen formation , or water-bitumen contact, increasing the anhydrous period of operation of wells (RF Patent No. 2305762, IPC ЕВВ 43/24, publ. September 10, 2007).

Недостатком этого способа является небольшая площадь разогрева пласта и объема разогретого участка, а также низкая эффективность извлечения вязкой нефти и битума.The disadvantage of this method is the small area of heating the formation and the volume of the heated area, as well as low extraction efficiency of viscous oil and bitumen.

Технической задачей является повышение эффективности вытеснения вязкой нефти и битума, увеличение объема добываемой продукции, повышение темпа прогрева пласта и темпа отбора продукции за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу.The technical task is to increase the efficiency of the displacement of viscous oil and bitumen, increase the volume of produced products, increase the rate of heating of the formation and the rate of selection of products by increasing the coverage of the formation by thermal effects by area or section.

Задача решается способом разработки залежи вязкой нефти и битума, включающим бурение, по крайней мере, одной пары непрерывных горизонтальных скважин, добывающей скважины и расположенной выше нее нагнетательной скважины, установку обсадной колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину.The problem is solved by the method of developing a reservoir of viscous oil and bitumen, including drilling at least one pair of continuous horizontal wells, a producing well and an injection well located above it, installing a casing with a filter in the interval of the reservoir, injecting coolant into the injection well and selecting products through the producing well.

Новым является то, что добывающую горизонтальную скважину размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя на 6-8 м выше подошвы продуктивного пласта или водонефтяного контакта, а нагнетательную горизонтальную скважину - на расстоянии 6-7 м от добывающей скважины, через каждые 20-30 м в этих скважинах создают каналы длиной от 40 до 100 м параллельно водонефтяному контакту или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам, размещают каналы один над другим в одной плоскости, причем закачку теплоносителя осуществляют с устья и забоя нагнетательной горизонтальной скважины, а отбор продукции - с устья и забоя горизонтальной добывающей скважины.New is that the producing horizontal well is placed in the interval of the most permeable interlayer 6-8 m above the bottom of the productive formation or the oil-water contact, and the injection horizontal well is located at a distance of 6-7 m from the producing well, every 20-30 m in these wells create channels with a length of 40 to 100 m parallel to the oil-water contact or the bottom of the reservoir and perpendicular to horizontal shafts, place the channels one above the other in the same plane, and the coolant is pumped the mouth and the face of the horizontal well injection, and product selection - to the mouth and the horizontal production well bottom.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи вязкой нефти и битума, где: 1 - ствол добывающей горизонтальной скважины; 2 - водонефтяной контакт (ВНК); 3 - ствол нагнетательной горизонтальной скважины; 4 - обсадные колонны; 5 - насосно-компрессорные трубы (НКТ); 6 - сваб; 7, 7а - каналы; 8 - продуктивный пласт.Figure 1 presents the implementation diagram of the proposed method for the development of deposits of viscous oil and bitumen, where: 1 - the trunk of a producing horizontal well; 2 - oil-water contact (WOC); 3 - trunk injection horizontal wells; 4 - casing strings; 5 - tubing (tubing); 6 - swab; 7, 7a - channels; 8 - productive layer.

На фиг.2 представлена модель продуктивного пласта с участком горизонтального ствола скважины (вид сверху).Figure 2 presents a model of a reservoir with a section of a horizontal wellbore (top view).

Залежь вязкой нефти и битума разбуривают по редкой сетке скважин. Уточняют геологическое строение залежи, определяют вязкость нефти и битума, проницаемость пласта, распределение продуктивных толщин пласта по площади залежи, строят карты эффективных нефтенасыщенных толщин. Осуществляют гидродинамическое моделирование процесса разработки. Выделяют участок с продуктивными толщинами. Бурят пару непрерывных горизонтальных скважин с выходом забоев на дневную поверхность. Добывающую горизонтальную скважину 1 размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя, при этом она располагается выше подошвы пласта вязкой нефти и битума или водонефтяного контакта 2 на 6-8 м - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Это расстояние определяется на основе гидродинамического моделирования пласта. Нагнетательную горизонтальную скважину 3 размещают параллельно добывающей горизонтальной скважине 1, выше нее в вертикальной плоскости, на расстоянии 6-7 м, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, которое определяется по гидродинамическому моделированию. Устанавливают обсадные колонны 4 с фильтром в интервале продуктивного пласта 8. Далее в добывающей и нагнетательной скважинах через каждые 20-30 м с помощью перфорации создают каналы диаметром 30-70 мм, длиной от 40 до 100 м параллельно водонефтяному контакту или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам скважин, размещают каналы один над другим в одной вертикальной плоскости. Длину каналов выбирают в зависимости от размеров залежи, от горно-геологических условий пласта, от свойств коллектора, от размеров тупиков, линз. Спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают под давлением 15-20 МПа водный раствор полимера (0,2 кг на 1,5 м3 воды) и производят вскрытие пласта, после формирования каналов 7, 7а в них закачивают 180-200 л 10-15% раствора соляной кислоты. Затем внутри обсадной колонны 4 устанавливают НКТ 5, снабженные центраторами. Это способствует равномерному и обширному распределению теплоносителя по площади. В качестве теплоносителя используют горячую воду, пар и т.д. Закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину 3 с устья и забоя скважины, что еще более повысит эффективность тепловой обработки продуктивного пласта 8, позволит расширить зону теплового воздействия на продуктивный пласт 8 и более равномерно охватить его тепловым воздействием. После прогрева пласта начинают отбор продукции методом свабирования из добывающей скважины 1 с двух ее концов. Вытеснение вязкой нефти и битума из продуктивного пласта теплоносителем происходит по площади и разрезу пласта. Режим закачки теплоносителя выбирают в зависимости от проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин по площади залежи, вязкости нефти или битума. Давление на забое поддерживают равным гидростатическому давлению столба жидкости. В результате обеспечивается наиболее эффективное использование и равномерное распределение теплоносителя, увеличивается охват пласта тепловым воздействием, увеличивается дебит и нефтеизвлечение. Создание перфорационных каналов увеличивает площадь разогрева пласта на 50%. Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки залежи вязкой нефти и битума определяется увеличением охвата продуктивного пласта, уменьшением тепловых потерь. A deposit of viscous oil and bitumen is drilled along a rare grid of wells. The geological structure of the reservoir is specified, the viscosity of oil and bitumen, the permeability of the reservoir, the distribution of productive thicknesses of the reservoir over the area of the reservoir are determined, and maps of effective oil-saturated thicknesses are constructed. Carry out hydrodynamic modeling of the development process. Allocate a plot with productive thicknesses. A pair of continuous horizontal wells are drilled with the bottom faces reaching the surface. The producing horizontal well 1 is placed in the interval of the most permeable interlayer, while it is located 6-8 m above the bottom of the layer of viscous oil and bitumen or water-oil contact 2 - a minimum distance that increases the anhydrous period of operation of the wells. This distance is determined based on reservoir simulation. The horizontal injection well 3 is placed parallel to the horizontal production well 1, above it in the vertical plane, at a distance of 6-7 m, which prevents premature breakthrough of condensate to the production well, which is determined by hydrodynamic modeling. Set casing strings 4 with a filter in the interval of the productive formation 8. Then, in the production and injection wells, channels of 30-70 mm in diameter, 40 to 100 m long, parallel to the oil-water contact or the bottom of the productive formation and perpendicularly are created through perforation every 20-30 m horizontal boreholes, place channels one above the other in one vertical plane. The length of the channels is selected depending on the size of the reservoir, on the geological conditions of the reservoir, on the properties of the reservoir, on the size of the blind alleys, lenses. The jet nozzle is lowered on a high-pressure hose and a flexible pipe, an aqueous polymer solution (0.2 kg per 1.5 m 3 of water) is pumped under pressure of 15-20 MPa and the formation is opened, after the formation of channels 7, 7a, 180- 200 l of a 10-15% hydrochloric acid solution. Then, tubing 5 equipped with centralizers is installed inside the casing 4. This contributes to a uniform and extensive distribution of the coolant over the area. As the heat carrier use hot water, steam, etc. The coolant is pumped through the upper horizontal injection well 3 from the wellhead and bottom, which will further increase the efficiency of heat treatment of the productive formation 8, will allow to expand the heat-affected zone on the productive formation 8 and more evenly cover it with heat exposure. After warming up the formation, the selection of products begins by swabbing from the producing well 1 from its two ends. The displacement of viscous oil and bitumen from the reservoir by the coolant occurs over the area and section of the reservoir. The coolant injection mode is selected depending on the permeability of the formation, the distribution of productive thicknesses over the area of the reservoir, the viscosity of oil or bitumen. The bottomhole pressure is maintained equal to the hydrostatic pressure of the liquid column. As a result, the most efficient use and uniform distribution of the coolant is ensured, the coverage of the formation by thermal exposure increases, the flow rate and oil recovery increase. Creation of perforation channels increases the area of formation heating by 50%. The technical and economic efficiency of the proposed method for developing a reservoir of viscous oil and bitumen is determined by increasing the coverage of the reservoir, reducing heat loss.

Пример конкретного выполнения 1.An example of a specific implementation 1.

Залежь вязкой нефти и битума, находящуюся на глубине 90 м, разрабатывают редкой сеткой скважин (фиг.1, 2). Залежь относится к массивному типу. Нижней границей продуктивного пласта является водонефтяной контакт. Определяют распределение максимальных и минимальных толщин по залежи, толщины уменьшаются от центра к периферии залежи. Выбирают участок с максимальными значениями эффективных нефтенасыщенных толщин от 20 до 40 м в сводовых частях залежи. Вязкость нефти и битума составляет соответственно 10207 мПа·с и 12206 мПа·с, плотность 956 кг/м3. Бурят одну пару непрерывных горизонтальных скважин, добывающую скважину (длиной 400 м) и расположенную выше нее нагнетательную скважину (длиной 400 м), с размещением входных участков до залегания продуктивного пласта 8 с выходом забоев на дневную поверхность, условно-горизотальные участки размещают в пределах продуктивного пласта 8. Расстояние между точками входа в продуктивный пласт 8 нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины составляет 30 м. Горизонтальные участки скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 6 метров. Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины 1 своей самой нижней точкой располагают выше ВНК на 7 метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Данное расстояние определяют путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины 1 в результате резкого различия вязкостей продукции пласта и пластовой воды. Устанавливают обсадные колонны 4 с фильтром в интервале продуктивного пласта 8. Спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают под давлением 17 МПа водный раствор полимера (0,2 кг на 1,5 м3 воды) и производят вскрытие пласта. В нагнетательной скважине 3 перфорацией создают каналы 7 длиной 50 м и в добывающей скважине 1 каналы 7а длиной 100 м параллельно ВНК или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам скважин, размещают каналы один над другим в одной плоскости. Расстояние между соседними каналами составляет 25 м. После формирования каналов 7, 7а в них закачивают 180 л 15% раствора соляной кислоты. Затем внутри обсадной колонны устанавливают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 5, снабженные центраторами. Закачивают пар через горизонтальную нагнетательную скважину 3 с устья и забоя скважины при давлении нагнетания 1,7 МПа. Одновременно осуществляют отбор вязкой нефти и битума через нижнюю добывающую горизонтальную скважину 1 путем свабирования с устья и забоя скважины. Периодически определяют объемы нагнетаемого пара и добываемой продукции, давление на устье и забое скважин, обводненность продукции. При необходимости изменяют режимы закачки пара и выбирают режимы отбора битума.A deposit of viscous oil and bitumen, located at a depth of 90 m, is developed by a rare grid of wells (Figs. 1, 2). The deposit belongs to the massive type. The lower boundary of the reservoir is the oil-water contact. Determine the distribution of maximum and minimum thicknesses over the reservoir, the thickness decreases from the center to the periphery of the reservoir. Choose a site with maximum values of effective oil-saturated thicknesses from 20 to 40 m in the arched parts of the reservoir. The viscosity of oil and bitumen is respectively 10207 MPa · s and 12206 MPa · s, density 956 kg / m 3 . One pair of continuous horizontal wells is drilled, a production well (400 m long) and an injection well (400 m long) located above it, with the input sections being placed before the productive formation 8 is located with the faces facing the surface, conditionally horizontal sections are placed within the productive reservoir 8. The distance between the points of entry into the reservoir 8 of the injection and producing horizontal wells is 30 m. The horizontal sections of the wells are placed parallel to one another in a vertical plane bones at a distance of 6 meters. The trajectory of the trunk of the producing horizontal well 1 is positioned at its lowest point above the VOC by 7 meters — the minimum distance that increases the anhydrous period of operation of the wells. This distance is determined by geohydromodeling. A decrease in the distance to the oil-water supply will lead to a breakthrough of bottom water to the wellbore of production well 1 as a result of a sharp difference in the viscosities of the formation and formation water. Set casing 4 with a filter in the interval of the productive formation 8. Lower the jet nozzle on the high-pressure hose and flexible pipe, pump an aqueous polymer solution (0.2 kg per 1.5 m 3 of water) under a pressure of 17 MPa and open the formation. In injection well 3, perforations create channels 7 with a length of 50 m and in production well 1 channels 7a with a length of 100 m, parallel to the oil well or the bottom of the reservoir and perpendicular to horizontal wellbores, the channels are placed one above the other in the same plane. The distance between adjacent channels is 25 m. After the formation of channels 7, 7a, 180 l of a 15% hydrochloric acid solution are pumped into them. Then inside the casing set tubing (tubing) 5, equipped with centralizers. Steam is pumped through a horizontal injection well 3 from the wellhead and bottom of the well at an injection pressure of 1.7 MPa. At the same time, the selection of viscous oil and bitumen through the lower horizontal production well 1 is carried out by swabbing from the wellhead and bottom of the well. Periodically determine the volumes of injected steam and produced products, pressure at the mouth and bottom of wells, and water cut. If necessary, change the injection modes of steam and select the modes of selection of bitumen.

Пример конкретного выполнения 2.An example of a specific implementation 2.

На этой же залежи вязкой нефти и битума (фиг.1, 2) бурят одну пару непрерывных горизонтальных скважин, добывающую скважину (длиной 400 м) и расположенную выше нее нагнетательную скважину (длиной 400 м), с размещением входных участков до залегания продуктивного пласта 8 с выходом забоев на дневную поверхность, условно-горизотальные участки размещают в пределах продуктивного пласта 8. Расстояние между точками входа в продуктивный пласт 8 нагнетательной и добывающей горизонтальной скважины составляет 30 м. Горизонтальные участки скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 6 метров. Траекторию ствола добывающей горизонтальной скважины 1 своей самой нижней точкой располагают выше ВНК на 7 метров - минимальном расстоянии, увеличивающем безводный период эксплуатации скважин. Данное расстояние определяют путем геогидромоделирования. Уменьшение расстояния до ВНК приведет к прорыву подошвенной воды к стволу добывающей скважины 1 в результате резкого различия вязкостей продукции пласта и пластовой воды. Устанавливают обсадные колонны 4 с фильтром в интервале продуктивного пласта 8. Спускают струйную насадку на шланге высокого давления и гибкой трубе, закачивают под давлением 17 МПа водный раствор полимера (0,2 кг на 1,5 м3 воды) и производят вскрытие пласта. В нагнетательной скважине 3 перфорацией создают каналы 7 длиной 50 м и в добывающей скважине 1 каналы 7а длиной 100 м параллельно ВНК или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам скважин, размещают каналы один над другим в одной плоскости. Расстояние между соседними каналами составляет 25 м. После формирования каналов 7, 7а в них закачивают 180 л 15% раствора соляной кислоты. Затем внутри обсадной колонны устанавливают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 5, снабженные центраторами. Закачивают горячую воду через горизонтальную нагнетательную скважину 3 с устья и забоя скважины при давлении нагнетания 2,0 МПа. Одновременно осуществляют отбор вязкой нефти и битума через нижнюю добывающую горизонтальную скважину 1 путем свабирования с устья и забоя скважины. Периодически определяют объемы нагнетаемой воды и добываемой продукции, давление на устье и забое скважин, обводненность продукции. При необходимости изменяют режимы закачки пара и выбирают режимы отбора битума.On the same reservoir of viscous oil and bitumen (Fig. 1, 2), one pair of continuous horizontal wells is drilled, a producing well (400 m long) and an injection well located above it (400 m long), with the placement of inlet sections before the productive formation 8 with the exit of the faces to the day surface, conventionally horizontal sections are placed within the reservoir 8. The distance between the points of entry into the reservoir 8 of the injection and producing horizontal wells is 30 m. The horizontal sections of the wells are placed parallel to one another in a vertical plane at a distance of 6 meters. The trajectory of the trunk of the producing horizontal well 1 is positioned at its lowest point above the VOC by 7 meters — the minimum distance that increases the anhydrous period of operation of the wells. This distance is determined by geohydromodeling. A decrease in the distance to the oil-water supply will lead to a breakthrough of bottom water to the wellbore of production well 1 as a result of a sharp difference in the viscosities of the formation and formation water. Set casing 4 with a filter in the interval of the productive formation 8. Lower the jet nozzle on the high-pressure hose and flexible pipe, pump an aqueous polymer solution (0.2 kg per 1.5 m 3 of water) under a pressure of 17 MPa and open the formation. In injection well 3, perforations create channels 7 with a length of 50 m and in production well 1 channels 7a with a length of 100 m, parallel to the oil well or the bottom of the reservoir and perpendicular to horizontal wellbores, the channels are placed one above the other in the same plane. The distance between adjacent channels is 25 m. After the formation of channels 7, 7a, 180 l of a 15% hydrochloric acid solution are pumped into them. Then inside the casing set tubing (tubing) 5, equipped with centralizers. Hot water is pumped through a horizontal injection well 3 from the wellhead and bottom of the well at an injection pressure of 2.0 MPa. At the same time, the selection of viscous oil and bitumen through the lower horizontal production well 1 is carried out by swabbing from the wellhead and bottom of the well. Periodically determine the volumes of injected water and produced products, pressure at the mouth and bottom of wells, and water cut. If necessary, change the injection modes of steam and select the modes of selection of bitumen.

В результате предлагаемого способа разработки залежи вязкой нефти и битума коэффициент охвата пласта воздействием увеличился с 0,4 до 0,7 д.ед. по сравнению с прототипом, коэффициент вытеснения составил 0,8 вместо 0,5 д.ед. по прототипу; коэффициент охвата пласта заводнением составил 08 вместо 0,5 д.ед. Предлагаемый способ разработки позволяет добыть дополнительно 26,9 тыс.т продукции пласта.As a result of the proposed method for developing a reservoir of viscous oil and bitumen, the coverage coefficient of the formation increased from 0.4 to 0.7 units. compared with the prototype, the displacement coefficient was 0.8 instead of 0.5 d.ed. on the prototype; the waterflood coverage coefficient was 08 instead of 0.5 d.u. The proposed development method allows to extract an additional 26.9 thousand tons of reservoir products.

Предлагаемый способ разработки залежи вязкой нефти и битума позволяет повысить эффективность использования теплоносителя за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади или разрезу, увеличить дебит вязкой нефти и битума; увеличить объем добываемой продукции; предотвратить преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине.The proposed method for the development of deposits of viscous oil and bitumen allows to increase the efficiency of use of the coolant by increasing the coverage of the formation by heat exposure by area or section, to increase the flow rate of viscous oil and bitumen; increase the volume of extracted products; prevent premature breakthrough of condensate to the production well.

Claims (1)

Способ разработки залежи вязкой нефти и битума, включающий бурение, по крайней мере, одной пары непрерывных горизонтальных скважин, добывающей скважины и расположенной выше нее нагнетательной скважины, установку обсадной колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что добывающую горизонтальную скважину размещают в интервале наиболее проницаемого прослоя на 6-8 м выше подошвы продуктивного пласта или водонефтяного контакта, а нагнетательную горизонтальную скважину - на расстоянии 6-7 м от добывающей скважины, через каждые 20-30 м в этих скважинах создают каналы длиной от 40 - 100 м параллельно водонефтяному контакту или подошве продуктивного пласта и перпендикулярно горизонтальным стволам, размещают каналы один над другим в одной плоскости, причем закачку теплоносителя осуществляют с устья и забоя нагнетательной скважины, а отбор продукции - с устья и забоя добывающей скважины. A method of developing a reservoir of viscous oil and bitumen, including drilling at least one pair of continuous horizontal wells, a producing well and an injection well located above it, installing a casing with a filter in the interval of the reservoir, injecting coolant into the injection well and selecting products through the producing well, characterized in that the producing horizontal well is placed in the interval of the most permeable layer at 6-8 m above the bottom of the productive formation or oil-water ntact, and the injection horizontal well - at a distance of 6-7 m from the producing well, every 20-30 m in these wells create channels 40 to 100 m long parallel to the oil-water contact or the bottom of the reservoir and perpendicular to the horizontal wells, place channels one above another in the same plane, and the coolant is injected from the mouth and bottom of the injection well, and the selection of products from the mouth and bottom of the producing well.
RU2009100564/03A 2009-01-11 2009-01-11 Method to develop sticky oil and bitumen accumulation RU2387819C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009100564/03A RU2387819C1 (en) 2009-01-11 2009-01-11 Method to develop sticky oil and bitumen accumulation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009100564/03A RU2387819C1 (en) 2009-01-11 2009-01-11 Method to develop sticky oil and bitumen accumulation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2387819C1 true RU2387819C1 (en) 2010-04-27

Family

ID=42672671

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009100564/03A RU2387819C1 (en) 2009-01-11 2009-01-11 Method to develop sticky oil and bitumen accumulation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2387819C1 (en)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2461705C1 (en) * 2011-04-05 2012-09-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect
WO2013075208A1 (en) * 2011-11-25 2013-05-30 Archon Technologies Ltd. Oil recovery process using crossed horizontal wells
RU2490443C1 (en) * 2012-12-03 2013-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Procedure for treatment of bottomhole zone of producer with two wellheads
RU2495237C1 (en) * 2012-02-20 2013-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of bitumen deposit development
RU2504647C2 (en) * 2012-03-29 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") Method of high-viscosity oil pool development
RU2506417C1 (en) * 2012-08-07 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high-viscosity oil deposit
RU2509880C1 (en) * 2012-10-02 2014-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of deposits of viscous oils and bitumens
RU2515662C1 (en) * 2013-05-20 2014-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2461705C1 (en) * 2011-04-05 2012-09-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (ГОУ ВПО БашГУ) Method for development of high-viscous oil deposit at thermal effect
WO2013075208A1 (en) * 2011-11-25 2013-05-30 Archon Technologies Ltd. Oil recovery process using crossed horizontal wells
RU2495237C1 (en) * 2012-02-20 2013-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of bitumen deposit development
RU2504647C2 (en) * 2012-03-29 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") Method of high-viscosity oil pool development
RU2506417C1 (en) * 2012-08-07 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of high-viscosity oil deposit
RU2509880C1 (en) * 2012-10-02 2014-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of deposits of viscous oils and bitumens
RU2490443C1 (en) * 2012-12-03 2013-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Procedure for treatment of bottomhole zone of producer with two wellheads
RU2515662C1 (en) * 2013-05-20 2014-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2295030C1 (en) Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen
RU2350747C1 (en) Method of oil deposit development
RU2305762C1 (en) Method for viscous oil or bitumen deposit field development
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2442883C1 (en) Method for development of high-viscosity oil reserves
RU2368767C1 (en) High-viscous and heavy oil field development method with thermal action
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2363839C1 (en) Procedure for development of high viscous oil deposits
RU2681796C1 (en) Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge
RU2343276C1 (en) Method of development of high viscous oil deposit
RU2506417C1 (en) Development method of high-viscosity oil deposit
RU2439298C1 (en) Method of development of massive oil field with laminar irregularities
RU2433254C1 (en) Method of oil filed development
RU2274741C1 (en) Oil field development method
RU2339807C1 (en) Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits
RU2211318C2 (en) Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation
RU2287679C1 (en) Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen
RU2504646C1 (en) Method of oil deposit development using flooding
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2514046C1 (en) Method of oil pool development
RU2307926C1 (en) Method for bitumen deposit development
RU2483207C2 (en) Development method of fractured high-viscosity oil deposit
RU2456441C1 (en) Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well
RU2339808C1 (en) Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit

Legal Events

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

Effective date: 20160112