RU2467161C1 - Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil - Google Patents
Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2467161C1 RU2467161C1 RU2011115893/03A RU2011115893A RU2467161C1 RU 2467161 C1 RU2467161 C1 RU 2467161C1 RU 2011115893/03 A RU2011115893/03 A RU 2011115893/03A RU 2011115893 A RU2011115893 A RU 2011115893A RU 2467161 C1 RU2467161 C1 RU 2467161C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- length
- width
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов с трещиноватыми коллекторами.The invention relates to the oil industry, in particular to thermal mine methods for developing deposits of high viscosity oils and natural bitumen with fractured reservoirs.
Известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2321734 от 30.10.2006, МПК: E21B 43/24), включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, пробуренные к границе участка из галереи нефтяного пласта, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, также пробуренные к границе участка из галереи нефтяного пласт, при этом устья всех скважин закрепляют обсадными колоннами, а нагнетательные скважины оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). Перед закачкой теплоносителя в пласт в затрубное пространство нагнетательных скважин закачивают высоковязкий нетвердеющий раствор, например глинистый раствор с добавками асбестового и(или) базальтового порошка и осуществляют периодическую закачку теплоносителя в нагнетательные скважины. При снижении уровня высоковязкого нетвердеющего раствора в затрубном пространстве осуществляют его подкачку. Способ предполагает заполнение крупных трещин высоковязким нетвердеющим раствором для распределения тепла по непрогретым зонам.A well-known thermal mine method for developing a fractured reservoir of high-viscosity oil (RF patent No. 2321734 from 10.30.2006, IPC: E21B 43/24), including pumping coolant into the oil reservoir through deviated injection wells drilled to the boundary of the section from the oil reservoir gallery, fluid withdrawal through ascending production wells, also drilled to the boundary of the site from the oil reservoir gallery, while the mouths of all wells are fixed with casing strings, and injection wells are equipped with a tubing string. Before pumping the coolant into the annulus of the injection wells, a highly viscous non-hardening solution, such as a clay solution with the addition of asbestos and (or) basalt powder, is pumped and the coolant is periodically pumped into the injection wells. When reducing the level of highly viscous non-hardening solution in the annulus, it is pumped. The method involves filling large cracks with a highly viscous non-hardening solution for the distribution of heat in unheated zones.
Недостатком способа является сложность осуществления процесса из-за необходимости закачки в затрубное пространство нагнетательных скважин высоковязкого нетвердеющего раствора для заполнения крупных трещин и необходимости подкачки раствора при снижении его уровня ниже первоначального. Таким образом, периодически одни и те же крупные трещины оказываются открытыми и происходит неконтролируемый уход в них теплоносителя, то есть процесс прогрева пласта по площади не поддается контролю, при этом оказываются неохваченные тепловым воздействием некоторые зоны пласта, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.The disadvantage of this method is the complexity of the process due to the need to inject into the annulus of injection wells a highly viscous non-hardening solution to fill large cracks and the need to pump the solution while lowering its level below the original. Thus, from time to time, the same large cracks appear to be open and the coolant goes out in an uncontrolled manner, i.e., the process of heating the formation over the area is not amenable to control, while some zones of the formation that are not covered by the thermal effect, which leads to a decrease in the oil recovery coefficient.
Также известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2012789 от 12.07.91, МПК: E21B 43/24), включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные к границе участка из галереи нефтяного пласта в виде ярусов, распределенных по толщине пласта, устья которых закрепляют обсадными колоннами. Согласно способу закачку теплоносителя в нагнетательные скважины чередуют с закачкой регулирующей вязкоупругой системы, а также дополнительно осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, изолирующего пенного состава до полного снижения их приемистости. Способ также предусматривает заполнение трещин, через которые произошел прогрев пласта, пенными системами для переноса фронта теплового воздействия в непрогретые зоны.Also known is the thermal mine method for developing a fractured reservoir of highly viscous oil (RF patent No. 20132789 dated 12.07.91, IPC: E21B 43/24), which includes pumping the coolant into the oil reservoir through deviated injection wells, withdrawing fluid through ascending production wells drilled to the site boundary from oil reservoir galleries in the form of tiers distributed over the thickness of the reservoir, the mouths of which are fixed with casing strings. According to the method, the coolant is pumped into injection wells alternating with the injection of a viscoelastic control system, and they are also additionally injected into production wells, into which the coolant, an insulating foam composition, has penetrated until their injectivity is completely reduced. The method also provides for filling the cracks through which the formation was heated up with foam systems for transferring the heat front to unheated zones.
Недостатком способа также является сложность осуществления процесса из-за необходимости регулярно подготавливать и осуществлять закачку пенного и изолирующего составов, причем под воздействием температуры пласта пенные системы со временем разрушаются, их закупоривающее действие прекращается, то есть нарушается равномерное распределение тепла по площади пласта и теплоноситель вновь продолжает прорываться в крупные трещины уже прогретых зон, и, как результат, оказываются неохваченные тепловым воздействием некоторые зоны пласта, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.The disadvantage of this method is the complexity of the process due to the need to regularly prepare and inject foam and insulating compositions, moreover, under the influence of the temperature of the formation, foam systems break down over time, their clogging effect ceases, that is, the uniform distribution of heat over the formation area is disturbed and the coolant continues to break into large cracks of already warmed up zones, and, as a result, some zones of the formation that are not covered by the heat leads to a decrease in oil recovery coefficient.
Задачей изобретения является упрощение процесса осуществления способа и повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет одновременного воздействия теплоносителем на весь участок нефтяного пласта путем равномерного распределения зон теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом распространения трещин.The objective of the invention is to simplify the process of implementing the method and increase the oil recovery coefficient due to the simultaneous influence of the coolant on the entire section of the oil reservoir by uniformly distributing the heat affected zones along the thickness and the area of the reservoir section, taking into account the propagation of cracks.
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом термошахтном способе разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти осуществляют закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные кустами к границе участка из галереи нефтяного пласта ярусами, распределенными по толщине пласта в виде вертикального веера, устья которых закреплены обсадными колоннами.This object is achieved by the fact that in the inventive thermal mine method for developing a fractured reservoir of high-viscosity oil, coolant is pumped into the oil reservoir through inclined injection wells, fluid is taken through upstream production wells drilled by bushes to the boundary of the section from the oil reservoir by tiers distributed in the thickness of the reservoir in the form vertical fans, the mouths of which are fixed by casing strings.
Существенные отличительные признаки заявленного изобретения:Salient features of the claimed invention:
- определяют ширину охранной зоны вокруг галереи по среднему расстоянию между трещинами;- determine the width of the security zone around the gallery by the average distance between the cracks;
- выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин;- perform the length of the casing of all producing wells is not less than the width of the protection zone, taking into account the angle of inclination of the wells;
- бурят нагнетательные скважины кустами к границе участка распределенными по толщине пласта ярусами в виде вертикального веера;- drill injection wells with bushes to the boundary of the plot in tiers distributed in the thickness of the formation in the form of a vertical fan;
- бурят нагнетательные скважины разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной разных трещин по ширине пласта;- drill injection wells of different lengths, ensuring that each well opens different cracks across the width of the reservoir;
- распределяют равномерно зоны теплового воздействия по толщине и площади пласта путем выполнения обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины, причем увеличивают длину обсадной колонны нагнетательной скважины обустраиваемого яруса по сравнению с нагнетательной скважиной предыдущего обустроенного яруса, обеспечивая перекрытие следующей трещины по ширине пласта, а забоем этой скважины вскрывают трещину, следующую за перекрытой по ширине пласта;- evenly distribute heat-affected zones along the thickness and area of the formation by making casing strings of injection wells of different lengths, and increasing the length of the casing string of the injection wells of the tier being equipped compared to the injection well of the previous equipped tier, ensuring that the next fracture overlaps the width of the formation, and the bottom of this well open the crack following the overlapped in the width of the reservoir;
- выполняют длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины не менее среднего расстояния между трещинами с учетом угла наклона скважин.- perform the length of the open hole of each injection well not less than the average distance between the cracks, taking into account the angle of inclination of the wells.
Указанная совокупность существенных признаков упрощает процесс осуществления способа и обеспечивает условия для увеличения охвата тепловым воздействием всего объема разрабатываемого участка трещиноватого нефтяного пласта, как по толщине, так и по площади, при этом тепловое воздействие осуществляют одновременно по всему объему участка пласта. Учитывая, что поровое пространство коллектора заполнено высоковязкой нефтью, распространение закачиваемого теплоносителя по пласту и основной прогрев его происходят через крупные трещины. В таких условиях важно распределить закачиваемый теплоноситель равномерно по всем имеющимся в пласте трещинам и произвести, тем самым, более полный охват участка нефтяного пласта тепловым воздействием. Выполнение обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины по различным ярусам с учетом распространения трещин по залежи позволяет равномерно распределить закачиваемый теплоноситель по всем имеющимся в пласте трещинам и создает благоприятные условия для прогрева коллектора всего объема участка нефтяного пласта.The specified set of essential features simplifies the process of implementing the method and provides conditions for increasing the thermal impact of the entire volume of the developed section of the fractured oil reservoir, both in thickness and in area, while the thermal effect is carried out simultaneously over the entire volume of the reservoir. Given that the pore space of the reservoir is filled with highly viscous oil, the distribution of the injected coolant through the reservoir and its main heating occur through large cracks. In such conditions, it is important to distribute the injected coolant evenly over all the cracks in the formation and, thereby, to more fully cover the area of the oil reservoir with thermal exposure. Execution of casing of injection wells of different lengths across different tiers, taking into account the propagation of cracks in the reservoir, allows evenly distributing the injected coolant over all the cracks in the reservoir and creates favorable conditions for the reservoir to warm up the entire volume of the oil reservoir section.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанные нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the claimed invention is new. The claimed features of the invention are not obvious to the average person skilled in the art. In this regard, we believe that the claimed invention has an inventive level. The invention is industrially applicable since the available equipment and technology developed by us, allow us to fully implement the method.
На фиг.1 схематично изображен разрез пласта с расположением горных выработок и скважин при разбуривании нефтяного пласта из надпластовой горной выработки нагнетательными скважинами и из галереи нефтяного пласта добывающими скважинами, вариант увеличения длины обсадных колонн нагнетательных скважин по ярусам снизу вверх; на фиг.2 схематично изображен разрез пласта с расположением горной выработки и скважин при разбуривании нефтяного пласта из галереи нефтяного пласта добывающими и нагнетательными скважинами, вариант увеличения длины обсадных колонн нагнетательных скважин по ярусам снизу вверх; на фиг.3 схематично изображен разрез пласта с расположением горной выработки и скважин при разбуривании нефтяного пласта из галереи нефтяного пласта добывающими и нагнетательными скважинами, вариант увеличения длины обсадных колонн нагнетательных скважин по мере обустройства разбуриваемых ярусов.Figure 1 schematically shows a section of the formation with the location of the mine workings and wells when drilling an oil reservoir from an over-bed mine by injection wells and from the gallery of the oil reservoir by producing wells, an option to increase the length of the casing of injection wells along the tiers from bottom to top; figure 2 schematically shows a section of the formation with the location of the mine and the wells when drilling an oil reservoir from the gallery of the reservoir with producing and injection wells, an option to increase the length of the casing of the injection wells along the tiers from bottom to top; figure 3 schematically shows a section of the formation with the location of the mine and the wells when drilling an oil reservoir from the gallery of the reservoir with producing and injection wells, an option to increase the length of the casing of the injection wells as the drilllines are being developed.
Обустройство участка залежи по предлагаемому способу согласно фиг.1 производят в следующей последовательности. После обустройства шахтных стволов и рудничного двора (на схеме не показано) проходят выработки 1 надпластового горизонта 2 для бурения нагнетательных 3 скважин. Затем из выработок 1 проходят наклонные горные выработки (на схеме не показаны) до подошвы нефтяного пласта 4. У подошвы нефтяного пласта 4 или ниже пласта, вблизи водонефтяного контакта (ВНК), сооружают галерею 5 для бурения добывающих 6 скважин и соединяют ее, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным и вентиляционным (на схеме не показано). Разбуривание участка производят кустами добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин. Из галереи 5 бурят кусты в виде вертикального веера восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 6 и располагают их, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 4 до границы участка. Забои добывающих скважин 6 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 4. Забои добывающих скважин других ярусов располагают на границе разрабатываемого участка. Кусты добывающих скважин 6 располагают перпендикулярно галерее 5. В нижней точке галереи 5 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).The arrangement of the site deposits according to the proposed method according to figure 1 is carried out in the following sequence. After the arrangement of mine shafts and the mine yard (not shown in the diagram), workings of 1 over-layer
Из горных выработок 1 надпластового горизонта 2 бурят кусты в виде вертикального веера наклонных нагнетательных 3 скважин вкрест простирания трещин пласта и располагают их, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 4 до границы участка, при этом скважины выполняют разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной яруса разных трещин по ширине пласта. Кусты нагнетательных скважин 3 располагают перпендикулярно выработке 1 надпластового горизонта 2 в промежутках между добывающими скважинами 6. Количество и длину добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин выбирают с учетом размеров участка, полного и равномерного дренирования нефтяного пласта и с учетом возможностей бурового оборудования.Bushes are drilled from the mine workings of 1 over-layer
По результатам исследований устанавливают среднее расстояние между крупными трещинами в нефтяном пласте. Определяют ширину охранной зоны 7 с учетом среднего расстояния между трещинами и принимают ее равной двум средним расстояниям между трещинами. Выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин и определяют ее по формуле:According to the research results, the average distance between large cracks in the oil reservoir is established. The width of the
Lок.д.=2Rтр./cosα,L approx. = 2R tr. / cosα,
где Rтр. - среднее расстояние между трещинами в пласте;where R tr. - the average distance between the cracks in the reservoir;
α - угол наклона конкретной добывающей и нагнетательной скважины к горизонтальной плоскости.α is the angle of inclination of a particular production and injection well to a horizontal plane.
Обсадкой добывающих и нагнетательных скважин на глубину не менее охранной зоны создают в пласте вблизи буровой галереи зону, в которой отсутствует движение пластовых флюидов, что защищает буровую галерею от проникновения в нее закачиваемого теплоносителя.By casing the production and injection wells to a depth of no less than the protection zone, a zone is created in the formation near the drilling gallery in which there is no movement of formation fluids, which protects the drilling gallery from the penetration of the injected coolant.
В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, например, с образованием трех ярусов нагнетательных скважин, пробуренных из надпластовой горной выработки, и добывающих скважин, пробуренных из галереи нефтяного пласта в соответствии с фиг.1, при увеличении длины обсадных колонн нагнетательных скважин по ярусам в виде вертикального веера снизу вверх, забой нагнетательной 3 скважины нижнего яруса в кусте располагают над подошвой нефтяного пласта 4, при этом длину скважины устанавливают с расчетом вскрытия этой скважиной трещины 8, располагаемой за охранной зоной 7, а длину обсадной колонны такой нагнетательной скважины выполняют с обеспечением перекрытия предыдущей по ширине пласта трещины. Нагнетательную скважину вышерасположенного второго снизу яруса в веере бурят с длиной, обеспечивающей возможность вскрытия ею следующей по ширине пласта трещины 9, а длину обсадной колонны выполняют, обеспечивая перекрытие трещины 8. Нагнетательную скважину третьего яруса, расположенную под кровлей пласта, бурят с длиной, обеспечивающей возможность вскрытия ею следующей по ширине пласта трещины 10, а длину обсадной колонны выполняют, обеспечивая перекрытие трещины 9. Длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины выполняют не менее среднего расстояния между трещинами нефтяного пласта с учетом угла наклона соответствующей скважины: 
Таким образом, для примера, приведенного на фиг.1, при вскрытии нефтяного пласта тремя ярусами нагнетательных скважин длину обсадных колонн нагнетательных скважин определяют по следующим зависимостям:Thus, for the example shown in figure 1, when opening the oil reservoir with three tiers of injection wells, the length of the casing of the injection wells is determined by the following relationships:
где Loбc.1 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса, вскрывающей первую за охранной зоной трещину 8;where L about 1 - the length of the casing of the injection well of the lower tier, opening the
Rтр. - среднее расстояние между трещинами;R tr - average distance between cracks;
Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;To tr. = 0.1-0.9 - coefficient taking into account the error of the average distance between cracks;
где Loбc.2 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины среднего яруса, вскрывающей вторую за охранной зоной трещину 9;where Loс.2 - the length of the casing of the injection well of the middle tier, opening the
Rтр. - среднее расстояние между трещинами;R tr - average distance between cracks;
Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;To tr. = 0.1-0.9 - coefficient taking into account the error of the average distance between cracks;
где Lобс.3 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины верхнего яруса, вскрывающей третью за охранной зоной трещину 10;where L obs.3 - the length of the casing of the injection well of the upper tier, opening the
Rтр. - среднее расстояние между трещинами;R tr - average distance between cracks;
Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;To tr. = 0.1-0.9 - coefficient taking into account the error of the average distance between cracks;
Аналогично определяют длину обсадных колонн нагнетательных скважин при вскрытии нефтяного пласта большим количеством ярусов.Similarly determine the length of the casing of the injection wells when opening the oil reservoir with a large number of tiers.
В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.2, нагнетательные и добывающие скважины бурят из галереи 5 нефтяного пласта, причем в этом случае приведен пример последовательного разбуривания и обустройства нагнетательных скважин снизу вверх, то есть длину каждой нагнетательной скважины последовательно увеличивают снизу вверх, а также последовательно увеличивают снизу вверх длину обсадной колонн с учетом распространения трещин в нефтяном пласте аналогично варианту по фиг.1.In the variant of drilling a section of the oil reservoir shown in FIG. 2, injection and production wells are drilled from the
В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.3, нагнетательные и добывающие скважины также бурят из галереи 5 нефтяного пласта, при этом первой пробурена и обустроена верхняя в ярусе нагнетательная скважина, затем пробурена и обустроена с учетом распространения трещин в нефтяном пласте нагнетательная скважина третьего нижнего яруса и последней пробурена и обустроена нагнетательная скважина среднего яруса, причем последовательность увеличения длины каждой последовательно пробуренной нагнетательной скважины и длины ее обсадной колонны с учетом распространения трещин в нефтяном пласте сохраняется также аналогично примеру, описанному для варианта разбуривания по фиг.1.In the variant of drilling a section of an oil reservoir shown in FIG. 3, injection and production wells are also drilled from the
Возможен вариант иного регулирования длин обсадных колонн по ярусам с учетом распространения трещин по залежи, когда участок нефтяного пласта вскрывают, благодаря возможностям бурового оборудования, скважинами большой длины, пересекающими до десяти трещин, но толщина нефтяного пласта не позволяет без ограничения увеличивать количество ярусов в кусте нагнетательных скважин. В этом случае чередуют кусты нагнетательных скважин разной длины, при этом более короткими скважинами вскрывают трещины, находящиеся ближе к горной выработке, а более длинными нагнетательными скважинами вскрывают трещины, удаленные от горной выработки, и таким образом все трещины вовлекают в прогрев пласта.It is possible to otherwise control the length of the casing strings along the tiers, taking into account the propagation of cracks in the reservoir when the oil reservoir section is opened, thanks to the capabilities of the drilling equipment, by long wells intersecting up to ten fractures, but the thickness of the oil reservoir does not allow to increase the number of tiers in the injection bush without restriction wells. In this case, bushes of injection wells of different lengths alternate, with shorter wells opening cracks closer to the mine working, and with longer injection wells opening cracks remote from the mine working, and thus all cracks are involved in the formation heating.
Также возможен вариант регулирования длин обсадных колонн по ярусам с учетом распространения трещин по залежи, когда толщина нефтяного пласта и возможности бурового оборудования позволяют пробурить достаточное количество ярусов скважин различной длины. В этом случае рассчитывают длину нагнетательных скважин и длину их обсадных колонн с учетом перекрытия каждой трещины пласта или двух трещин пласта либо чередование кустов нагнетательных скважин, обсаженных по данной или вышеуказанной схеме.It is also possible to adjust the length of the casing strings along the tiers, taking into account the propagation of cracks in the reservoir, when the thickness of the oil reservoir and the capabilities of the drilling equipment allow you to drill a sufficient number of tiers of wells of different lengths. In this case, the length of the injection wells and the length of their casing strings are calculated taking into account the overlap of each formation fracture or two formation cracks or the alternation of injection well clusters cased by this or the above scheme.
Рассмотрим пример конкретного осуществления способа.Consider an example of a specific implementation of the method.
Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Залежь представлена терригенными неоднородными трещиновато-пористыми пластами на глубине 200-220 м, толщиной 26 м, с температурой 6-8°C, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм2, вязкостью нефти 12 Па*с. На всей площади месторождения нефтяной пласт интенсивно разбит крутопадающими нарушениями с северо-восточного на юго-западное направление. Средний угол наклона трещин составляет 70°, среднее расстояние между трещинами колеблется в пределах 25 метров. Месторождение отрабатывают по термошахтной технологии отдельными участками размерами от 5 до 20 га. Для прогрева пласта используют в качестве теплоносителя водяной пар с давлением до 1,2 МПа, закачиваемый через нагнетательные скважины. Учитывая, что поровое пространство коллектора заполнено высоковязкой нефтью, распространение закачиваемого пара по пласту и в основном его прогрев происходят по крупным трещинам. В таких условиях важно распределить закачиваемый пар равномерно по всем имеющимся в пласте трещинам и произвести, тем самым, более полный его охват тепловым прогревом.The proposed method can be implemented on the Yaregskoye field of high viscosity oil. The deposit is represented by terrigenous heterogeneous fractured porous layers at a depth of 200-220 m, a thickness of 26 m, with a temperature of 6-8 ° C, with a reservoir pressure of 0.1-0.2 MPa, porosity of 26%, permeability of 2-3 μm 2 , oil viscosity 12 Pa * s. Over the entire area of the field, the oil reservoir is intensively broken by steeply dipping faults from the north-east to the south-west direction. The average angle of inclination of the cracks is 70 °, the average distance between the cracks varies within 25 meters. The field is mined using thermal mine technology in separate sections ranging in size from 5 to 20 ha. To warm the formation, water vapor with a pressure of up to 1.2 MPa, injected through injection wells, is used as a coolant. Considering that the pore space of the reservoir is filled with highly viscous oil, the distribution of injected steam throughout the reservoir and mainly its heating occur along large cracks. In such conditions, it is important to distribute the injected steam evenly over all the cracks in the formation and, thereby, make it more fully covered by thermal heating.
Рассматриваемый участок залежи длиной 500 м и шириной 150 м расположен на границе шахтного поля. Обустройство участка залежи по предлагаемому способу в соответствии с фиг.1 производят в следующей последовательности. После обустройства шахтных стволов и рудничного двора (на схеме не показаны) и проходки выработок надпластового горизонта производят обустройство участка для добычи нефти. Для этого из горных выработок 1 проходят наклонные горные выработки (на схеме не показаны) до подошвы продуктивного пласта 4. В подошве пласта 4 проходят галерею 5 в виде панели длиной до 500 метров. Галерею 5 располагают в 150-ти метрах параллельно границе шахтного поля и производят из нее бурение добывающих 6 скважин, а из выработки 1 надпластового горизонта 2 бурят нагнетательные 3 скважины. Разбуривание участка производят кустами добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин. Кусты добывающих 6 располагают перпендикулярно галерее 5 с расстоянием между собой 50 метров. Кусты нагнетательных 3 скважин бурят перпендикулярно выработке 1 надпластового горизонта 2 и располагают их в промежутках между добывающими 6 скважинами. Добывающие 6 и нагнетательные 3 скважины в своих кустах располагают в виде вертикального веера. Количество и длину добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин выбирают с учетом размеров участка и с расчетом более полного и равномерного дренирования продуктивного пласта и с учетом возможности бурового оборудования. Рассмотрим вариант, когда добывающие 6 скважины по толщине пласта располагают в три яруса из расчета более полного охвата всей его толщины дренированием и бурят их до границы участка. Определяют ширину охранной зоны вокруг галереи и принимают ее равной 50 метрам. Выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин и определяют ее по вышеуказанной формуле: Lок.д.=2Rтр./cosα. Таким образом, при угле наклона добывающей скважины к горизонтальной плоскости 5° длина обсадной колонны равна 50,5 м и соответственно, при угле наклона 15° - 52,1 м, а при угле наклона 25° - 54,9 м.The considered section of the deposit 500 m long and 150 m wide is located on the border of the mine field. The arrangement of the site deposits according to the proposed method in accordance with figure 1 is carried out in the following sequence. After the arrangement of mine shafts and the mine yard (not shown in the diagram) and the sinking of the workings of the over-layer horizon, the site for oil production is arranged. For this, inclined mine workings (not shown in the diagram) pass from the mine workings 1 to the bottom of the
Обсадкой добывающих 6 скважин на глубину не менее 50 м в горизонтальной проекции создают в пласте вблизи галереи 5 охранную зону, в которой отсутствует движение пластовых флюидов, что предотвращает галерею от проникновения в нее закачиваемого в пласт 4 теплоносителя.By casing the producing 6 wells to a depth of at least 50 m in a horizontal projection, a protection zone is created in the reservoir near
Учитывая, что ширина участка равняется 150 м, а среднее расстояние между трещинами по месторождению составляет 25 м, наиболее вероятно, что при бурении нагнетательные 3 скважины пересекут пять трещин. Для равномерного распределения теплоносителя по трещинам скважины 3 в каждом кусте располагают в три яруса. При этом нагнетательные 3 скважины в каждом ярусе бурят разной длины, но с таким расчетом, чтобы одна скважина вскрывала одну трещину. Длину обсадки каждой нагнетательной 3 скважины выбирают такой, чтобы обеспечить открытый ствол в призабойной зоне в интервале, равном не менее чем одному среднему расстоянию между трещинами в проекции на горизонтальную плоскость, то есть с учетом угла наклона скважины.Given that the width of the site is 150 m, and the average distance between the cracks in the field is 25 m, it is most likely that during
Очередность бурения нагнетательных 3 скважин в отдельном кусте (веере) может быть любой. В данном примере рассматриваем вариант, когда первой бурят скважину нижнего яруса, вскрывающую первую за охранной зоной трещину 8 и имеющую наибольший нисходящий угол к горизонту, который составляет 25° (Фиг.1). Следовательно, расчетную длину обсадной колонны определяют по формуле:The sequence of
где Loбc.1 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса, вскрывающей первую за охранной зоной трещину 8;where L about 1 - the length of the casing of the injection well of the lower tier, opening the
Rтр. - среднее расстояние между трещинами;R tr - average distance between cracks;
Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;To tr. = 0.1-0.9 - coefficient taking into account the error of the average distance between cracks;
Loбc.1=(2*25+(0,1-0,9)*25)/0,91=57,5-72,5 (м).L about 1 = (2 * 25 + (0.1-0.9) * 25) / 0.91 = 57.5-72.5 (m).
Таким образом, рассчитывают длину обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса с учетом коэффициента погрешности среднего расстояния между трещинами, соответственно равном - 0,1 (минимальная длина, равная 57,5 м) и 0,9 (максимальная длина, равная 72,5 м). Фактически принимают длину обсадной колонны, равной среднему расстоянию между минимальной и максимальной длиной. При наличии данных исследований керновых образцов используют фактическую информацию. В данном случае принимаем длину обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса с учетом фактических данных кернового образца равной 70 м. Общая длина скважины нижнего яруса с учетом открытого интервала, равного 
Длину обсадной колонны нагнетательной скважины (минимальную и максимальную) среднего яруса (угол наклона к горизонту - 15°) определяют по формуле: 
Третью по удаленности от охранной зоны трещину 10 вскрывают нагнетательной скважиной верхнего яруса (угол наклона к горизонту - 5°). Длина обсадной колонны нагнетательной скважины (минимальная и максимальная) среднего яруса (угол наклона к горизонту - 15°) согласно формуле составит: 
В том случае, когда нагнетательные 3 скважины обустраивают из галереи 5, расчет длины обсадных колонн и открытых интервалов скважин остается аналогичным приведенному выше примеру. При этом очередность бурения скважин в ярусах независимо от места бурения может быть любой.In the case when the
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Теплоноситель, например пар, подают во все нагнетательные 3 скважины одновременно. Учитывая, что каждой нагнетательной скважиной вскрыты различные по ширине участка крупные трещины и нагнетательные скважины равномерно распределены по толщине пласта, происходит распространение пара одновременно по всем вскрытым трещинам, то есть весь объем разрабатываемого участка нефтяного пласта оказывается вовлеченным в тепловое воздействие и происходит теплообмен между паром, распространяемым по трещинам, и пластом. При этом пар конденсируется и, под действием градиента давления, конденсат, смешиваясь с разогретой подвижной нефтью, движется в направлении добывающих скважин. Устья всех добывающих скважин открыты для отбора поступающей из пласта жидкости. По мере прогрева пласта происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим 6 скважинам. В случае прорыва пара в добывающие скважины по высокопроницаемым зонам эти скважины переводят на периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней, при этом темп закачки пара в соседние нагнетательные скважины снижают до ликвидации паропроявлений в добывающих скважинах. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий. В нагнетательные скважины также возможна периодическая закачка попутно добываемой воды, которая отбирает тепло у высокопроницаемых хорошо раздренированных и разогретых зон и переносит его в другие части нефтяного пласта. Для лучшей отмывки нефти от пород пласта в нагнетательные скважины также возможна закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) и(или) ПАВ с попутно добываемой водой. Добываемую жидкость из добывающих скважин транспортируют по специальной канавке в галереях 5 или по трубопроводу, проложенному галереях 5, в сборные емкости. Из сборной емкости жидкость откачивают с помощью насосов на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод.A coolant, for example steam, is supplied to all
Месторождение может отрабатываться одновременно или последовательно отдельными участками.The field can be worked out simultaneously or sequentially in separate sections.
Данное техническое решение по сравнению с прототипом упрощает процесс осуществления способа и обеспечивает благоприятные условия для активизации разогрева всего объема пласта за счет одновременного воздействия теплоносителем на весь участок нефтяного пласта путем равномерного распределения зон теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом распространения трещин, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.This technical solution, in comparison with the prototype, simplifies the process of implementing the method and provides favorable conditions for activating the heating of the entire volume of the reservoir due to the simultaneous exposure of the coolant to the entire section of the oil reservoir by uniformly distributing the heat affected zones along the thickness and area of the reservoir, taking into account the propagation of cracks, which provides a significant increase in the oil recovery coefficient and, as a result, a reduction in the term for the development of the developed area on a similar level of oil production and a reduction in the development time of the entire field.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011115893/03A RU2467161C1 (en) | 2011-04-11 | 2011-04-11 | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011115893/03A RU2467161C1 (en) | 2011-04-11 | 2011-04-11 | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011115893A RU2011115893A (en) | 2012-10-20 |
| RU2467161C1 true RU2467161C1 (en) | 2012-11-20 |
Family
ID=47145126
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011115893/03A RU2467161C1 (en) | 2011-04-11 | 2011-04-11 | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2467161C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2522112C1 (en) * | 2012-12-07 | 2014-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Thermal shaft method of high-viscosity oil pool development |
| RU2552569C1 (en) * | 2014-05-27 | 2015-06-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Thermoshaft method of high viscous oil production |
| RU2560457C1 (en) * | 2014-06-10 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Thermoshaft method of high-viscosity oil development |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU933957A1 (en) * | 1979-01-23 | 1982-06-07 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно-Исследовательский Институт "Внии" | Method of mine development of oil deposit |
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| RU2012789C1 (en) * | 1991-07-12 | 1994-05-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs |
| RU2199657C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit |
| RU2285118C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-10-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Method for thermo-mining extraction of a deposit of highly viscous oil by means of branching wells in accordance to one-level system |
| RU2321734C1 (en) * | 2006-10-30 | 2008-04-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for fractured highly-viscous oil reservoir development |
-
2011
- 2011-04-11 RU RU2011115893/03A patent/RU2467161C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4434849A (en) * | 1978-09-07 | 1984-03-06 | Heavy Oil Process, Inc. | Method and apparatus for recovering high viscosity oils |
| SU933957A1 (en) * | 1979-01-23 | 1982-06-07 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно-Исследовательский Институт "Внии" | Method of mine development of oil deposit |
| RU2012789C1 (en) * | 1991-07-12 | 1994-05-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs |
| RU2199657C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit |
| RU2285118C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-10-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Method for thermo-mining extraction of a deposit of highly viscous oil by means of branching wells in accordance to one-level system |
| RU2321734C1 (en) * | 2006-10-30 | 2008-04-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for fractured highly-viscous oil reservoir development |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2522112C1 (en) * | 2012-12-07 | 2014-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Thermal shaft method of high-viscosity oil pool development |
| RU2552569C1 (en) * | 2014-05-27 | 2015-06-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Thermoshaft method of high viscous oil production |
| RU2560457C1 (en) * | 2014-06-10 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Thermoshaft method of high-viscosity oil development |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011115893A (en) | 2012-10-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3303768B1 (en) | Thermally induced low flow rate fracturing | |
| Sani et al. | The use of completion diagnostics in Haynesville shale horizontal wells to monitor fracture propagation, well communication, and production impact | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| MX2007008515A (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation. | |
| CA2744749C (en) | Basal planer gravity drainage | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| Shen | SAGD for heavy oil recovery | |
| US20150096748A1 (en) | Systems and methods for enhancing steam distribution and production in sagd operations | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| US9359868B2 (en) | Recovery from a subsurface hydrocarbon reservoir | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CA2847759A1 (en) | A method of enhancing resource recovery from subterranean reservoirs | |
| RU2467161C1 (en) | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil | |
| RU2425211C1 (en) | Combined method of thermal well development of high-viscous oil deposit | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2199657C2 (en) | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit | |
| RU2657307C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| WO2014028497A2 (en) | Use of underground access to improve steam distribution in sagd operations | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2268356C1 (en) | Method for thermal action application to highly-viscous oil deposit | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2599124C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2347893C1 (en) | Heterogeneous oil field development method |