RU2434129C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2434129C1 RU2434129C1 RU2010120777/03A RU2010120777A RU2434129C1 RU 2434129 C1 RU2434129 C1 RU 2434129C1 RU 2010120777/03 A RU2010120777/03 A RU 2010120777/03A RU 2010120777 A RU2010120777 A RU 2010120777A RU 2434129 C1 RU2434129 C1 RU 2434129C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- level
- oil
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет снижения контролируемого уровня водонефтяного контакта ВНК в продуктивном пласте. В способе разработки залежи высоковязкой нефти перед бурением скважин производят исследование продуктивного пласта для определения уровня ВНК и поднятий кровли пласта в виде купола, в котором производят строительство многозабойной нагнетательной скважины с направленными в разные стороны горизонтальными участками. Перпендикулярно и ниже указанных горизонтальных участков ближе к периферии купола выше уровня ВНК располагают горизонтальные добывающие скважины, между которыми в том же интервале строят горизонтальные нагнетательные скважины с шагом между горизонтальными скважинами 50-400 м. В нагнетательные скважины осуществляют закачку теплоносителя, из добывающих скважин - добычу пластовых флюидов. Во время разработки пласта в многозабойной скважине поддерживают такой температурный режим и давление закачиваемого теплоносителя, чтобы уровень ВНК максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин. 2 ил.
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть.
Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием (патент RU №2368767, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №27 от 27.09.2009), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных нагнетательных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, закачку теплоносителя в горизонтальные скважины и отбор высоковязкой и тяжелой нефти из вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом под каждой нагнетательной горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину для отбора высоковязкой и тяжелой нефти, а вертикальные добывающие и нагнетательные скважины в рядах располагают поочередно, при этом из вертикальных добывающих скважин высоковязкую тяжелую нефть отбирают до прорыва в них теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин, после чего закачку теплоносителя в вертикальные нагнетательные скважины прекращают и переводят их в добывающие, а те добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, переводят в нагнетательные скважины, в дальнейшем при прорыве теплоносителя из горизонтальных нагнетательных скважин в вертикальные добывающие скважины, переведенные ранее из нагнетательных скважин, производят обратную замену по переводу вертикальных нагнетательных скважин в добывающие скважины, а вертикальные добывающие - в нагнетательные и цикл повторяют до полной выработки призабойных зон вертикальных и горизонтальных скважин.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти;
- во-вторых, обводнение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти, при этом не предусмотрена изоляция обводняющихся участков залежи высоковязкой и тяжелой нефти;
- в-третьих, дороговизна осуществления способа, связанная со строительством большого количества как вертикальных, так и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.
Также известен способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти (патент RU №2199656, Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №6 от 27.02.2003), включающий бурение рядов вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин вдоль рядов вертикальных скважин, периодическую закачку теплоносителя, например пара, в горизонтальные скважины и отбор нефти из вертикальных добывающих скважин, при этом отбор ведут также из вертикальных нагнетательных скважин, а в период прекращения закачки пара ведут отбор из горизонтальных скважин, являющихся источником прорыва пара в вертикальные скважины, а после выработки пласта в районе призабойной зоны всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины, одновременно отбирая нефть из остальных скважин.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, небольшой охват тепловым воздействием участков пласта и, как следствие, низкие коэффициенты охвата и нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти, быстрое обводнение залежи вследствие остывания теплоносителя и кольматации пласта;
- во-вторых, обводнение добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2062865, МПК 8 Е21В 43/00, Е21В 43/24, опубл. в бюл. № от 27.06.1996), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин, вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом горизонтальные скважины располагают вдоль рядов вертикальных добывающих скважин на минимальном расстоянии от их забоев, одновременно с закачкой теплоносителя через нагнетательные вертикальные скважины осуществляют периодическую закачку теплоносителя через горизонтальные скважины до его прорыва в вертикальные добывающие скважины, затем подают вытекающий агент в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса песка, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.
Недостатком данного способа является то, что за счет ускорения процесса удаления песчаных пробок, что достигается тем, что вытесняющий агент подают в вертикальные скважины под давлением, достаточным для выноса, а из горизонтальных скважин осуществляют отбор песка и пластового флюида, происходят быстрый рост уровня водонефтяного контакта (ВНК) и быстрое обводнение залежи высоковязкой нефти. В результате добываемая продукция быстро обводняется и резко увеличивается процент ее обводненности, и разработка залежи высоковязкой нефти становится нерентабельной.
Задачей изобретения является снижение обводненности добываемой продукции в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет снижения контролируемого уровня ВНК в продуктивном пласте в процессе разработки залежи высоковязкой нефти, чтобы не произошло быстрое обводнение скважин, горизонтальные участки которых выполнены над уровнем ВНК.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим построение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов из добывающих скважин.
Новым является то, что перед бурением скважин производят исследование продуктивного пласта для определения уровня водонефтяного контакта (ВНК) и поднятий кровли пласта в виде купола, в котором производят строительство многозабойной нагнетательной скважины с направленными в разные стороны горизонтальными участками, перпендикулярно и ниже которых ближе к периферии купола выше уровня ВНК располагают горизонтальные добывающие скважины, между которыми в том же интервале строят горизонтальные нагнетательные скважины с шагом между горизонтальными скважинами 50-400 м, причем во время разработки пласта в многозабойной скважине поддерживают такой температурный режим и давление закачиваемого теплоносителя, чтобы уровень ВНК максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин.
На фиг.1 и 2 изображены схемы разработки залежи высоковязкой нефти.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.
Производят исследование продуктивного пласта 1 (см. фиг.1 и 2) с целью определения уровня водонефтяного контакта (ВНК) 2 и поднятий кровли пласта 1 в виде купола 3. После чего в куполе 3 продуктивного пласта 1 производят строительство многозабойной нагнетательной скважины 4 с направленными в разные стороны горизонтальными участками 5; 5′; 5″…5n, перпендикулярно и ниже которых ближе к периферии купола 3 выше уровня ВНК 2 располагают горизонтальные добывающие скважины 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′.
Между горизонтальными добывающими скважинами 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′ в том же интервале продуктивного пласта 1 строят соответствующие горизонтальные нагнетательные скважины 6″; 7″; 8″; 9″ с шагом -S между горизонтальными скважинами 6, 6′ и 6″; 7, 7′ и 7″; 8, 8′ и 8″; 9, 9′ и 9″ от 50 до 400 м.
По окончании бурения и строительства производят обустройство всех горизонтальных добывающих скважин 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′ насосным оборудованием (на фиг.1, 2 не показано) и начинают закачку теплоносителя (пара, горячей воды, газа) в многозабойную нагнетательную скважину 4, а также горизонтальные нагнетательные скважины 6″; 7″; 8″; 9″. Теплоноситель по многозабойной скважине 4 через ее направленные в разные стороны горизонтальные участки 5′; 5″…5n попадает в продуктивный пласт 1 и начинает прогревать высоковязкую нефть (нефтебитум), при этом в зоне купола 3 продуктивного пласта 1 образуется паровая камера. Одновременно теплоноситель подают в горизонтальные нагнетательные скважины 6″; 7″; 8″; 9″. По мере закачки теплоносителя происходит прогревание нефтебитума, который разжижается, то есть снижается его вязкость и в прогретом состоянии нефтебитум поступает в горизонтальные добывающие скважины 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′. С помощью насосного оборудования (на фиг.1 и 2 не показано), спущенного в горизонтальные добывающие скважины 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′, производят отбор прогретого нефтебитума.
Во время разработки продуктивного пласта 1 в многозабойной скважине 4 с направленными в разные стороны горизонтальными участками 5; 5′; 5″…5n поддерживают температурный режим закачки теплоносителя (например, 220°С и давление закачиваемого теплоносителя Р=10 МПа), таким образом, чтобы пар, образующий паровую камеру и находящийся в зоне купола 3 продуктивного пласта 1, не конденсировался в воду, поднимая уровень ВНК 2, а давление пара в паровой камере, создаваемое закачиваемым теплоносителем, оказывало воздействие вниз на уровень ВНК 2, снижая его до уровня ВНК 2′ (см. фиг.2) так, чтобы уровень ВНК 2′ при постоянном отборе нефтебитума максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′. Снижение уровня ВНК с 2 до 2′ происходит за счет парогравитационного разделения, из-за этого обводнение горизонтальных добывающих скважин 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′ переносится на более поздний срок разработки залежи высоковязкой нефти, при этом повышается нефтеизвлечение за счет контроля за температурой в интервале отбора и увеличения охвата вытеснения путем теплового воздействия через горизонтальные нагнетательные скважины 6″; 7″; 8″; 9″; построенные с шагом -S между горизонтальными скважинами 6 и 6′; 7 и 7′; 8 и 8′; 9 и 9′ от 50 до 400 м.
Предложенный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции (разогретого нефтебитума) в процессе разработки залежи высоковязкой нефти за счет снижения уровня ВНК в продуктивном пласте путем поддержки такого температурного режима и давления закачиваемого теплоносителя в многозабойную нагнетательную скважину, чтобы с достаточной степенью рентабельности произвести разработку залежи высоковязкой нефти, не допустив преждевременного обводнения горизонтальных добывающих скважин.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий построение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и добычу пластовых флюидов из добывающих скважин, отличающийся тем, что перед бурением скважин производят исследование продуктивного пласта для определения уровня водонефтяного контакта (ВНК) и поднятий кровли пласта в виде купола, в котором производят строительство многозабойной нагнетательной скважины с направленными в разные стороны горизонтальными участками, перпендикулярно и ниже которых ближе к периферии купола выше уровня ВНК располагают горизонтальные добывающие скважины, между которыми в том же интервале строят горизонтальные нагнетательные скважины с шагом между горизонтальными скважинами 50-400 м, причем во время разработки пласта в многозабойной скважине поддерживают такой температурный режим и давление закачиваемого теплоносителя, чтобы уровень ВНК максимально долго находился ниже уровня горизонтальных добывающих скважин.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010120777/03A RU2434129C1 (ru) | 2010-05-21 | 2010-05-21 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010120777/03A RU2434129C1 (ru) | 2010-05-21 | 2010-05-21 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2434129C1 true RU2434129C1 (ru) | 2011-11-20 |
Family
ID=45316724
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010120777/03A RU2434129C1 (ru) | 2010-05-21 | 2010-05-21 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2434129C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013075208A1 (en) * | 2011-11-25 | 2013-05-30 | Archon Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed horizontal wells |
RU2526430C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления |
US8978758B2 (en) | 2011-11-25 | 2015-03-17 | Capri Petroleum Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed hortizonal wells |
RU2686766C1 (ru) * | 2018-07-25 | 2019-04-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
-
2010
- 2010-05-21 RU RU2010120777/03A patent/RU2434129C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013075208A1 (en) * | 2011-11-25 | 2013-05-30 | Archon Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed horizontal wells |
US8978758B2 (en) | 2011-11-25 | 2015-03-17 | Capri Petroleum Technologies Ltd. | Oil recovery process using crossed hortizonal wells |
RU2526430C1 (ru) * | 2013-10-14 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления |
RU2686766C1 (ru) * | 2018-07-25 | 2019-04-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2531963C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов | |
RU2663526C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
RU2663532C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти | |
CN102900415A (zh) | 深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法 | |
RU2442884C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
RU2675114C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2434129C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2626845C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
RU2434127C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2435948C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
WO2012095473A2 (en) | Process for the recovery of heavy oil and bitumen using in-situ combustion | |
RU2007107583A (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2526047C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2434128C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием | |
RU2555163C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами | |
RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
RU2310744C1 (ru) | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2418945C1 (ru) | Шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов | |
RU2225942C1 (ru) | Способ разработки битумного месторождения | |
RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2600255C1 (ru) | Способ доразработки нефтяной залежи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160522 |