RU2431744C1

RU2431744C1 - Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells

Info

Publication number: RU2431744C1
Application number: RU2010115299/03A
Authority: RU
Inventors: Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Рамиль Хабутдинович Низаев (RU); Рамиль Хабутдинович Низаев; Александр Иванович Арзамасцев (RU); Александр Иванович Арзамасцев; Лилия Рафагатовна Оснос (RU); Лилия Рафагатовна Оснос
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2010-04-16
Filing date: 2010-04-16
Publication date: 2011-10-20

Abstract

FIELD: oil and gas production. ^ SUBSTANCE: according to procedure there are used pairs of horizontal-inclined pressure and horizontal producing wells. A bottom-hole of the horizontal-inclined pressure well is directed closer to a bore of the horizontal producing well in vertical plane of a payout reservoir at distance not less, than 5 metres to facilitate more efficient collector heating in a region of the producing well. When heat carrier is being pumped and production is being withdrawn there is performed control of temperature of extracted production of the well and its yield from the producing well. At each drop of yield or when temperature of reservoir production reaches 80-90% of heat carrier temperature of outbreak from the pressure well to the producing well, the bottomhole of the pressure well is successively insulated at a step of 7-15 metres, where upon wells are operated under a normal mode. According to the invention steam of 180C temperature and dryness 0.8 d. units is supplied via the horizontal inclined well. The payout reservoir is heated starting from pumping steam only into the horizontal-inclined well. Further, an inter-well zone of the reservoir is heated which decreases viscosity of high viscous reservoir oil. There is created a steam chamber by means of pumping steam spreading above the producing horizontal well. The bottomhole of the horizontal inclined well should strike the zone with the highest water saturation and penetrability to obtain the highest time indices of heating. ^ EFFECT: raised efficiency of deposit development due to increased horizontal sweep with heat influence; raised quality of control over uniformity of steam chamber heating by regulation of pressure well perforation and over withdrawal of production. ^ 4 dwg, 1 tbl

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов.The proposal relates to the oil industry, and in particular to methods for developing deposits of high viscosity oils and bitumen.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2322576, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №11 от 20.04.2008), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте, размещение в полости скважины поршня с силовыми тягами, которые на устьях скважины соединены с приводным узлом, причем поршень выполнен с возможностью реверсивного движения в скважине, дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивают отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах с обеих сторон поршня устанавливают глубинные датчики для контроля температуры и давления в процессе отбора из добывающей скважины продукции.A known method for the development of deposits of viscous oils and bitumen (RF patent No. 2322576, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 11 of 04/20/2008), including drilling a producing double-well well, securing it with a production string with a perforated section located in the reservoir the placement of a piston with power rods in the well cavity that are connected to the drive unit at the wellheads, the piston being capable of reversing movement in the well, additionally drill an injection well with a profile parallel to the production profile the production well, it is secured by its production string with a perforated section located in the same reservoir above the production well, the piston is installed to interact directly with the production string of the production well and reverse movement within it, the speed of the piston provides the selection of viscous oil and bitumen at a speed exceeding the rate of reverse oil filtration from the well cavity in front of the moving piston into the reservoir, is installed on power rods on both sides of the piston depth sensors are injected to monitor temperature and pressure during the selection process of products from the producing well.

Недостатками способа являются сложность конструкции устройства для его осуществления, неравномерный прогрев пласта и добыча нефти на поздней стадии разработки из-за значительного расстояния между скважинами, с чем связана низкая нефтеотдача пласта и большие затраты на начальном этапе разработки без получения продукции.The disadvantages of the method are the complexity of the design of the device for its implementation, uneven heating of the formation and oil production at a late stage of development due to the significant distance between the wells, which is associated with low oil recovery and high costs at the initial stage of development without producing products.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2006), включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины, параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине отбирают продукцию, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют, вначале закачивают пар высокой степени сухости до увеличения приемистости нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины и доли пара в отбираемой продукции, а затем закачивают пар в малой степени сухости, объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают непревышающим давление раскрытия вертикальных трещин, а продукцию отбирают по добывающей двухустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (RF patent No. 2287677, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 32 of 11/20/2006), including the construction of a production double-well horizontal well, a double-well injection pump is being built in parallel with it horizontal well, create a permeable zone between the wells by injecting water vapor into both wells, after creating the permeable zone, steam is supplied only to the injection two-well horizontal well, and the producing horizontal production wells are taken away from the wellhead, and the degree of dryness of the injected steam is periodically alternated, first the steam of a high degree of dryness is pumped up to increase the injectivity of the injection double-mouth horizontal well and the proportion of steam in the production being taken, and then the steam is injected in a low degree of dryness, the volume of which is determined by increasing pressure injection, which support non-exceeding the pressure of the opening of vertical cracks, and the products are selected for mining double mouth horizontal sk important until the full development of the reservoir.

Недостатком способа является добыча нефти на поздней стадии разработки из-за значительного расстояния между скважинами, с чем связана низкая нефтеотдача пласта и большие затраты на начальном этапе разработки без получения продукции.The disadvantage of this method is oil production at a late stage of development due to the significant distance between the wells, which is associated with low oil recovery and high costs at the initial stage of development without producing products.

Технической задачей является перевод начала добычи нефти на более раннюю стадию разработки за счет строительства горизонтально-наклонной нагнетательной скважины с забоем, приближенным к стволу добывающей горизонтальной скважины, с целью уменьшения расстояния между ними и увеличения нефтеизвлечения при помощи периодической изоляции перфорации от забоя в сторону устья горизонтально-наклонной нагнетательной скважины во избежание прорыва теплоносителя в добывающую скважину.The technical task is to transfer the start of oil production to an earlier stage of development due to the construction of a horizontally-deviated injection well with a bottom close to the trunk of the producing horizontal well, in order to reduce the distance between them and increase oil recovery by periodically isolating the perforation from the bottom to the side of the mouth horizontally - an inclined injection well in order to avoid a breakthrough of the coolant into the producing well.

Техническая задача решается способом, включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтально-наклонным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.The technical problem is solved by a method including the construction of a production well with a horizontal open section in the producing formation, the construction of an injection well with a horizontally-inclined open section located above a similar section of the production well in the same formation, pumping the coolant into the injection well and selecting production from the production well .

Новым является то, что забой нагнетательной скважины при строительстве направляют в сторону горизонтального участка добывающей скважины так, чтобы расстояние от забоя нагнетательной скважины до этого участка было не менее 5 метров, при закачке теплоносителя и добыче продукции контроль ведут по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят последовательно изоляцию забоя в направлении от забоя к устью нагнетательной скважины с шагом 7-15 метров, после чего работу скважин вводят в обычный режим.What is new is that the bottom of the injection well during construction is directed towards the horizontal section of the producing well so that the distance from the bottom of the injection well to this section is at least 5 meters, when the coolant is injected and production is controlled, the temperature of the produced well’s production and its flow rate are controlled from a production well, with each decrease in production rate or when the temperature of formation production reaches 80-90% of the temperature of the breakthrough of the coolant from the injection well into the production The bottom hole is sequentially insulated in the direction from the bottom to the mouth of the injection well in increments of 7-15 meters, after which the wells are put into normal operation.

На фиг.1 представлена схема размещения горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин.Figure 1 presents the layout of horizontal production and horizontal-deviated injection wells.

На фиг.2 представлен вид А фиг.1.Figure 2 presents a view And figure 1.

На фиг.3 представлены графики суточных дебитов нефти при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода двух горизонтальных скважин, добывающей и нагнетательной (II-вариант).Figure 3 presents graphs of the daily oil production rate when implementing the proposed method (I-option) and when implementing the method of two horizontal wells, production and injection (II-option).

На фиг.4 представлены графики накопленных дебитов нефти, при реализации предлагаемого метода (I-вариант) и при реализации метода двух горизонтальных скважин, добывающей и нагнетательной (II-вариант).Figure 4 presents graphs of the accumulated oil production rates, when implementing the proposed method (I-option) and when implementing the method of two horizontal wells, production and injection (II-option).

Способ разработки высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин осуществляется следующим способом.The method of developing high viscosity oils and bitumen using horizontal production and horizontal-directional injection wells is carried out in the following way.

В подошве продуктивного пласта 1 (фиг.1) бурят одноустьевую или двухустьевую горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор и контроль продукции, и нагнетательную горизонтально-наклонную нагнетательную скважину 3, через которую будет производиться закачка теплоносителя, например пара. Поначалу строительство нагнетательной скважины 3 идет параллельно стволу добывающей скважины 2, а потом постепенно меняет направление в ее сторону с углом наклона 20-25°. От забоя нагнетательной скважины 3 до ствола добывающей скважины 2 расстояние h (фиг.2) должно быть не менее 5 метров во избежание прорыва пара и неизбежной потери теплоносителя при его закачке. Забой нагнетательной скважины 3 может находиться в области продуктивного пласта 1 с наибольшей водонасыщенностью и проницаемостью для уменьшения времени его прогрева в области ствола добывающей скважины 2.At the bottom of the reservoir 1 (Fig. 1), a single-mouth or two-mouth horizontal production well 2 is drilled through which product selection and control will go, and an injection horizontal-inclined injection well 3 through which a coolant, for example steam, will be injected. Initially, the construction of injection well 3 runs parallel to the trunk of production well 2, and then gradually changes direction in its direction with an inclination angle of 20-25 °. From the bottom of the injection well 3 to the well of the producing well 2, the distance h (Fig. 2) should be at least 5 meters in order to avoid steam breakthrough and the inevitable loss of coolant when it is injected. The bottom of the injection well 3 may be located in the area of the reservoir 1 with the highest water saturation and permeability to reduce the time of its heating in the region of the well of the producing well 2.

Далее через нагнетательную скважину 3 идет закачка пара температурой 180°С и сухостью 0,8 д. ед. При достижении дебита продукции ведется непрерывный контроль за его температурой и динамикой и при каждом его снижении или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 производят последовательную изоляцию забоя нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом L₁ (фиг.2), (7-15 метров), во избежание прорыва пара и неизбежной потери его энергии. Закрытие перфорации производим, например, пакером или цементированием. Далее нагнетательная скважина 3 вводится в обычный режим работы, и также ведется контроль за температурой и динамикой дебита добываемой продукции. Опять же при повторном снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 80-90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 производят последовательную изоляцию забоя нагнетательной скважины 3 от забоя к устью с шагом L₂ (7-15 метров) и так далее до полной выработки продуктивного пласта 1.Next, through injection well 3, steam is injected with a temperature of 180 ° C and a dryness of 0.8 units. Upon reaching the production flow rate, its temperature and dynamics are continuously monitored, and each time it decreases or when the formation production temperature reaches 80-90% of the breakthrough temperature of the coolant from the injection well 3 into the production well 2, the bottom of the injection well 3 is sequentially isolated from the bottom to mouth with a step L ₁ (figure 2), (7-15 meters), in order to avoid breakthrough of the steam and the inevitable loss of its energy. Closing the perforation is done, for example, by packer or cementing. Next, the injection well 3 is entered into normal operation, and temperature and the dynamics of the flow rate of the produced products are also monitored. Again, when the production rate is again reduced or when the formation production temperature reaches 80-90% of the temperature of the coolant breakthrough from the injection well 3 into the production well 2, the bottom of the injection well 3 is sequentially isolated from the bottom to the mouth with a step of L ₂ (7-15 meters) and so on until the full development of the reservoir 1.

Представленное предложение было реализовано на Ашальчинском месторождении, а также пробурены контрольные скважины по прототипу. В нижеприведенной таблице приведены геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта.The proposal was implemented at the Ashalchinskoye field, and control wells were drilled using the prototype. The table below shows the geological and physical characteristics of the production facility.

ТаблицаTable ПараметрParameter ЗначениеValue Средняя глубина залегания, мAverage depth, m 81,081.0 Средняя общая толщина, мAverage total thickness, m 26,026.0 Коэффициент пористости, д. ед.The coefficient of porosity, d. 0,320.32 Значение средней проницаемости по керну, мкм² The value of average core permeability, μm ² 2,52.5 Значение начальной пластовой температуры, °СThe value of the initial reservoir temperature, ° C 8,08.0 Значение начального пластового давления, МПаThe value of the initial reservoir pressure, MPa 0,440.44 Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мПа·сThe coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions, MPa · s 14000,014000.0 Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях, кг/м³ The density coefficient of oil in reservoir conditions, kg / m ³ 965,0965.0 Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, мПа·сThe coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions, MPa · s 1,531,53 Коэффициент плотности воды в пластовых условиях, кг/м³ The density coefficient of water in reservoir conditions, kg / m ³ 1002,91002.9

Результаты показаны на фиг.3, где предложенный способ (I-вариант) и контрольные скважины (II-вариант), работающие в том же пласте и построенные по прототипу. Из фиг. 3 видно, что дебит по предложенному способу начал расти на значительно более ранней стадии разработки, через 5 месяцев после начала эксплуатации скважин, а не по истечении 4 лет, при параллельном строительстве нагнетательной скважины относительно добывающей (II-вариант). В первые четыре года эксплуатации по предлагаемому способу было получено 4050 м³ продукции, по прототипу за тот же период времени 550 м³, что на 636% меньше предложенного способа.The results are shown in figure 3, where the proposed method (I-option) and control wells (II-option), working in the same reservoir and built on the prototype. From FIG. Figure 3 shows that the production rate of the proposed method began to grow at a much earlier stage of development, 5 months after the start of operation of the wells, and not after 4 years, with the parallel construction of the injection well relative to the producing one (II option). In the first four years of operation by the proposed method, 4050 m ^{3 of} products were obtained, according to the prototype for the same period of time, 550 m ³ , which is 636% less than the proposed method.

На базе полученных данных и с учетом параметров месторождения (см. таблицу) в программном комплексе CMG модуля STARS был смоделирован данный объект разработки, история которого полностью адаптирована с данными суточных дебитов продукции, полученных на практике до 2009 г. На фиг.4 показана накопленная добыча нефти до 2027 г. по предложенному способу (I-вариант) и по прототипу (II-вариант), на котором суммарная добыча нефти по предложенному способу превышает накопленную добычу нефти по прототипу на 46%. Результаты исследований по предложению не публиковались в открытых источниках.Based on the obtained data and taking into account the parameters of the field (see the table), this development object was simulated in the CMG software package of the STARS module, the history of which is fully adapted to the daily production rates obtained in practice before 2009. Figure 4 shows cumulative production oil until 2027 according to the proposed method (I-option) and the prototype (II-option), in which the total oil production by the proposed method exceeds the cumulative oil production by the prototype by 46%. The research results for the proposal were not published in open sources.

Применение данного метода позволяет вести добычу нефти на более ранней стадии разработки объекта при строительстве горизонтально-наклонной нагнетательной скважины, а не по истечении 3-4 лет при параллельном расположении обеих скважин. Также накопленная добыча нефти выше на 50-60% в зависимости от свойств пласта за счет равномерного прогрева пласта при своевременном закрытии перфорации нагнетательной скважины.The application of this method allows oil production to be carried out at an earlier stage of the facility development during the construction of a horizontally-deviated injection well, and not after 3-4 years with the parallel arrangement of both wells. Also, cumulative oil production is 50-60% higher depending on the properties of the formation due to uniform heating of the formation with timely closure of the perforation of the injection well.

Claims

A method for developing deposits of high viscosity oils and bitumen using a horizontal production and horizontal-inclined injection wells, including the construction of a production well with a horizontal open section in the producing formation, the construction of an injection well with a horizontal-inclined open section located above a similar section of the producing well in the same formation , the injection of coolant into the injection well and the selection of formation products from the producing well, characterized in that the bottom during construction, the injection wells are directed towards the horizontal section of the production well so that the distance from the bottom of the injection well to this section is at least 5 m, when the coolant is injected and production is controlled, the temperature of the produced production of the well and its flow rate from the production well are monitored, at each decrease in flow rate or when the temperature of formation production reaches 80-90% of the temperature of the breakthrough of the coolant from the injection well into the producing one sequentially isolates battle in the direction from the bottom to the mouth of the injection well in increments of 7-15 m, after which the operation of the wells is entered into normal mode.