RU2473796C1 - Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity - Google Patents
Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity Download PDFInfo
- Publication number
- RU2473796C1 RU2473796C1 RU2011124701/03A RU2011124701A RU2473796C1 RU 2473796 C1 RU2473796 C1 RU 2473796C1 RU 2011124701/03 A RU2011124701/03 A RU 2011124701/03A RU 2011124701 A RU2011124701 A RU 2011124701A RU 2473796 C1 RU2473796 C1 RU 2473796C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vertical
- layer
- well
- steam
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла, сложенной многопластовым послойно-неоднородным коллектором с частичной вертикальной сообщаемостью.The invention relates to the development of deposits of super-viscous oil using heat folded by a multilayer layer-heterogeneous reservoir with partial vertical connectivity.
Известен «Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин» (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24. опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).The well-known "Method for the development of a heavy oil or bitumen deposit using double-well horizontal wells" (RF patent No. 2340768, IPC 8 Е21В 43/24. Published in bulletin No. 32 of 12/10/2008), including the injection of a coolant through a double-mouth horizontal injection well, warming up the productive formation with the creation of a steam chamber and taking products through a two-well horizontal production well, while heating the productive formation begins with steam injection in both wells, heats the inter-well zone of the formation, reduces the viscosity oil or bitumen, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of punching the latter to the top of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the production process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating for uniformity of heating and the presence of temperature peaks are analyzed, and Taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the filtration direction and / or the modes of coolant injection and product selection, while the injection volume and a coolant through the mouth of the injection well and / or selection of products through the mouth of the production well at a ratio change,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной):- firstly, the large financial costs for the construction of a double-well well (the cost of building a double-well well is three times more expensive than a single-well well):
- во-вторых, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин:- secondly, high material costs associated with the fact that the temperature sensors are placed along the entire length of the shafts of the double-well wells:
- в-третьих, для эффективного осуществления данного способа необходимо изменять объемы закачки и отбора, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10);- thirdly, for the effective implementation of this method, it is necessary to change the volumes of injection and selection, while the volume of injection of the coolant through the mouth of the injection well and / or the selection of products through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90- 10);
- в-четвертых, горизонтальные стволы не позволяют создать эффективную паровую камеру в пластах с высоковязкой нефтью при их малой толщине, вследствие того, что горизонтальные стволы расположены друг над другом в одной вертикальной плоскости.- fourthly, horizontal shafts do not allow creating an effective steam chamber in formations with high viscosity oil at their small thickness, due to the fact that the horizontal shafts are located one above the other in one vertical plane.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин (патент RU №2379494, МПК 8 E21В 43/24, опуб. 20.01.2010 г. в бюл. №2), горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам и контроль технологических параметров пласта и скважины, при этом окончания колонн насосно-компрессорных труб располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин, прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта с увеличением размеров паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.The closest in technical essence is a method of developing a highly viscous oil reservoir using a pair of horizontal injection and production wells (patent RU No. 2379494, IPC 8 E21B 43/24, published on January 20, 2010 in Bull. No. 2), the horizontal sections of which are located parallel to one another in the vertical plane of the reservoir, equipped with a string of tubing, allowing simultaneous injection of coolant and selection of products, injection of coolant, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber, selection of products through the production well through tubing and control of the technological parameters of the formation and the well, while the ends of the columns of tubing are located at opposite ends of the conventionally horizontal section of the wells, heating of the producing formation begins with steam injection into both wells, and the cross-hole zone of the formation is heated , reduce the viscosity of highly viscous oil, and the steam chamber is created by pumping a coolant, propagating to the upper part of the reservoir with increasing size s of the steam chamber, in the process of selection of products, periodically, 2-3 times a week, determine the mineralization of the water taken along the way, analyze the effect of changes in the mineralization of the water taken along on the uniformity of heating the steam chamber and, taking into account the changes in the salinity of the water taken off, carry out the uniform heating of the steam chamber regulation of the coolant injection mode or selection of well production until a stable mineralization value of the water taken along the way is achieved.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность применения данного способа в продуктивном послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью, что обусловлено неоднородностью коллекторов (пластов), имеющих различия между собой в фильтрационно-емкостных свойствах и проницаемостях при разогреве и отборе высоковязкой нефти или битума из них, в связи с чем паровая камера может концентрироваться только в определенной зоне продуктивного пласта и не продвигаться (расширяться) далее в глубь продуктивного пласта вследствие низкой проницаемости отдельных коллекторов многопластовой залежи, что в свою очередь приводит к неполной (частичной) выработке залежи высоковязкой нефти или битума (сверхвязкой нефти);- firstly, the low efficiency of the application of this method in a productive layer-by-layer heterogeneous reservoir with partial vertical connectivity, due to the heterogeneity of reservoirs (formations) having differences in filtration-capacitive properties and permeabilities during heating and selection of highly viscous oil or bitumen from them therefore, the steam chamber can concentrate only in a certain zone of the reservoir and not advance (expand) further into the reservoir due to low penetration the cost of individual reservoirs of a multilayer reservoir, which in turn leads to the incomplete (partial) development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen (super-viscous oil);
- во-вторых, небольшая площадь прогрева сверхвязкой нефти, связанная с конструкцией горизонтальной скважины и обусловленная тем, что в большей степени прогревается только приствольная часть горизонтального участка и, как следствие, малый объем паровой камеры и большие потери тепла через кровлю (сверху) и подошву (снизу) пласта, что снижает объем разогретой вязкой нефти, подлежащей отбору на поверхность;- secondly, a small area of heating of extra-viscous oil associated with the construction of a horizontal well and due to the fact that only the near-barrel part of the horizontal section is warmed to a greater extent and, as a result, a small volume of the steam chamber and large heat losses through the roof (top) and sole (bottom) of the reservoir, which reduces the volume of heated viscous oil to be taken to the surface;
- в-третьих, расширение паровой камеры при закачке пара в пласт через одну нагнетательную горизонтальную скважину происходит медленно и применимо только в зоне пласта с хорошей вертикальной сообщаемостью, при этом остаются низкими объемы отбора разогретой высоковязкой нефти, и затягивается во времени процесс выработки залежи сверхвязкой нефти.- thirdly, the expansion of the steam chamber when steam is injected into the formation through one horizontal injection well occurs slowly and is applicable only in the zone of the formation with good vertical connectivity, while the selection volumes of heated highly viscous oil remain low, and the process of producing a super-viscous oil reservoir is delayed in time .
Задачей изобретения является повышение эффективности применения способа разработки сверхвязкой залежи, представленной в виде многопластового послойно-неоднородного коллектора с его полной выработкой, а также увеличение площади прогрева залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью не зависимо от фильтрационно-емкостных свойств и проницаемости многопластового послойно-неоднородного коллектора и сокращение сроков разработки продуктивного многопластового послойно-неоднородного коллектора.The objective of the invention is to increase the efficiency of the method for developing an extra-viscous reservoir, presented in the form of a multilayer stratified heterogeneous reservoir with its full development, as well as to increase the heating area of a super-viscous oil reservoir in a stratified inhomogeneous reservoir with partial vertical connectivity regardless of the filtration-capacitive properties and permeability multi-layer multi-layer heterogeneous reservoir and reduction in the development time of a productive multi-layer multi-layer heterogeneous th collector.
Поставленная задача решается способом разработки способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью, включающим бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины.The problem is solved by the method of developing a method of developing a highly viscous oil or bitumen deposit in a layered heterogeneous reservoir with partial vertical connectivity, including drilling a pair of horizontal injection and producing wells, the horizontal sections of which are parallel to each other in a vertical plane, heating the layered heterogeneous reservoir by pumping coolant (pair) in both wells with the formation of a steam chamber, heating the inter-well zone of a layered-heterogeneous reservoir good vertical communicability, reducing the viscosity of highly viscous oil, injecting steam into the upper horizontal injection well and selection of products from the lower horizontal production well.
Новым является то, что горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно-неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.What is new is that horizontal sections of horizontal injection and production wells were drilled in the interval of a layered heterogeneous reservoir with good vertical connectivity, and at least two vertical wells were drilled in a layer of heterogeneous reservoir in the areas of the beginning and end of horizontal sections and opened in intervals of a layered heterogeneous collectors with degraded vertical communication, and first, steam is injected into both vertical wells to heat layer-by-layer heterogeneous collector in with a degraded vertical communication until a hydrodynamic connection is formed between the vertical wells, after which steam is pumped into one of the vertical wells, and products are taken from the other vertical well, and when steam breaks into the trunk of a vertical producing well, the production is reduced by 50% until the gas flow ceases into the barrel of a vertical production well, after which the selection of products from the vertical well is resumed in the same volume, with a decrease in the injectivity of the vertical injection wells We are 70% switch to the injection of hot water.
На фигуре схематично изображен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью.The figure schematically depicts a method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen in a layered heterogeneous reservoir with partial vertical connectivity.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти (высоковязкой нефти или битума) в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе 1 (см. фигуру) с частичной вертикальной сообщаемостью представляет собой продуктивный пласт сверхвязкой нефти, состоящий из зон с хорошей вертикальной сообщаемостью и зон с ухудшенным вертикальным сообщением неоднородных по своим фильтрационно-емкостным свойствам и проницаемости.A method for developing a deposit of super-viscous oil (high-viscosity oil or bitumen) in a multi-layer stratified inhomogeneous reservoir 1 (see figure) with partial vertical connectivity is a productive layer of super-viscous oil, consisting of zones with good vertical connectivity and areas with poor vertical communication of heterogeneous reservoir properties and permeability.
Например, многопластовый послойно-неоднородный коллектор 1 состоит из двух зон 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением, которые расположены выше и ниже зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2.For example, a multilayer stratified heterogeneous collector 1 consists of two zones 1 'and 1' 'with degraded vertical communication, which are located above and below the zone with good vertical communication 2.
В свою очередь каждая из зон 1':1'' с ухудшенной вертикальной сообщаемостью состоит из нескольких пропластков, разделенных между собой непроницаемыми глинистыми прослоями (на фигуре показано условно), вследствие чего ухудшается вертикальная сообщаемость. Например, каждая из зон 1'; 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением состоит из трех пропластков 3' 3''; 3''' и 4'; 4''; 4''', соответственно, с различной толщиной h1i и h2i, соответствующих этим зонам 1'; 1'' и обычно составляет от 0,5 до 4 метров каждого из них.In turn, each of the zones 1 ': 1''with poor vertical connectivity consists of several layers separated by impermeable clay interlayers (conventionally shown in the figure), as a result of which vertical connectivity worsens. For example, each of the zones 1 '; 1 '' with reduced vertical communication consists of three interlayers 3 '3''; 3 '''and4';four''; 4 ″ ″, respectively, with different thicknesses h 1i and h 2i corresponding to these zones 1 ″; 1 '' and usually ranges from 0.5 to 4 meters each of them.
Для многопластовых послойно-неоднородных коллекторов характерна расчлененность и значительная неоднородность фильтрационных свойств (проницаемость может изменяться от сотых долей до нескольких единиц мкм), при этом значения пористости могут лежать в пределах от 20% до 45%.Multilayer layered-heterogeneous reservoirs are characterized by fragmentation and significant heterogeneity of filtration properties (permeability can vary from hundredths to several units of microns), while porosity values can range from 20% to 45%.
Горизонтальные участки 5 и 6 соответствующих горизонтальных нагнетательной 7 и добывающей 8 скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора 1 с хорошей вертикальной сообщаемостью 2. Верхняя горизонтальная нагнетательная скважина 7 используется для нагнетания пара в зону с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 и создания высокотемпературной паровой камеры. Нижняя горизонтальная добывающая скважина 8 используется для отбора продукции (разогретой сверхвязкой нефти).The horizontal sections 5 and 6 of the corresponding horizontal injection 7 and production 8 wells were drilled in the interval of the layered heterogeneous reservoir 1 with good vertical connectivity 2. The upper horizontal injection well 7 is used to inject steam into the area with good vertical connectivity 2 and create a high-temperature steam chamber. The lower horizontal production well 8 is used for the selection of products (heated super-viscous oil).
Минимум две вертикальные скважины 9 и 10 пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков 6 и 7 и вскрыты в интервалах послойно-неоднородного коллектора 1 с ухудшенным вертикальным сообщением 1' и 1''.At least two vertical wells 9 and 10 were drilled in a layered heterogeneous reservoir in the zones of the beginning and end of horizontal sections 6 and 7 and were opened in intervals of a layered heterogeneous reservoir 1 with a degraded vertical communication 1 'and 1' '.
Вертикальная скважина 9 имеет интервалы вскрытия 11' 11''; 11''', соответствующие пропласткам 3' 3''; 3''' в зоне 1' с ухудшенным вертикальным сообщением и интервалы вскрытия 12' 12''; 12''', соответствующие пропласткам 4'; 4''; 4''' в зоне с ухудшенным вертикальным сообщением 1''.Vertical well 9 has opening intervals 11 '11' '; 11 ″ ″ corresponding to 3 ″ 3 ″ interlayers; 3 ″ ″ in zone 1 ’with degraded vertical communication and opening intervals 12 ″ 12 ″; 12 ″ ″ corresponding to 4 ″ interlayers; four''; 4 '' 'in an area with 1' '' degraded vertical communication.
Вертикальная скважина 10 имеет интервалы вскрытия 13' 13''; 13''', соответствующие пропласткам 3' 3''; 3''' в зоне 1' с ухудшенным вертикальным сообщением и интервалы вскрытия 14' 14''; 14''', соответствующие пропласткам 4'; 4''; 4''' в зоне с ухудшенным вертикальным сообщением 1''. Далее горизонтальные нагнетательная 7 и добывающая 8 скважины, а также вертикальные скважины 9 и 10 оснащают эксплуатационным оборудованием для закачки пара.Vertical well 10 has opening intervals 13 ′ 13 ″; 13 ″ ″ corresponding to 3 ″ 3 ″ interlayers; 3 ″ ″ in zone 1 ’with degraded vertical communication and opening intervals 14 ″ 14 ″; 14 ″ ″ corresponding to 4 ″ interlayers; four''; 4 '' 'in an area with 1' '' degraded vertical communication. Next, horizontal injection 7 and producing 8 wells, as well as vertical wells 9 and 10, are equipped with operational equipment for injecting steam.
Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара во все скважины 6 и 7, а также 9 и 10, при этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев между горизонтальными участками 5 и 6 соответственно нагнетательной 7 и добывающей 8 скважин, т.е. зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 послойно-неоднородный коллектор 1, а также в зонах 1' (в трех пропластках 3' 3''; 3''') и 1'' (в трех пропластках 4'; 4''; 4''') с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1 между вертикальными скважинами 9 и 10. В результате снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между горизонтальными участками 5 и 6, соответственно, горизонтальных нагнетательной 7 добывающей 8 скважин, а также между вертикальными скважинами 9 и 10.The process of steam-gravity action begins with the preheating stage, during which (several months) steam is circulated to all wells 6 and 7, as well as 9 and 10, and due to conductive heat transfer, heating is carried out between horizontal sections 5 and 6, respectively, of injection 7 and producing 8 wells, i.e. zones with good vertical connectivity 2 layer-heterogeneous reservoir 1, as well as in zones 1 '(in three interlayers 3' 3 ''; 3 '' ') and 1' '(in three interlayers 4'; 4 ''; 4 ' '') with a degraded vertical communication of the stratified inhomogeneous reservoir 1 between vertical wells 9 and 10. As a result, the viscosity of the oil in this zone decreases and, thereby, hydrodynamic connection between the horizontal sections 5 and 6, respectively, of the horizontal injection 7 of the producing 8 wells , as well as between vertical wells 9 and 10.
Далее горизонтальную добывающую скважину 8 оснащают насосным оборудованием для отбора на поверхность разогретой сверхвязкой нефти.Next, the horizontal production well 8 is equipped with pumping equipment for screening of heated super-viscous oil to the surface.
Также, например, вертикальную скважину 9 используют как нагнетательную для продолжения закачки пара, а вертикальную скважину 10 используют как добывающую и оснащают насосным оборудованием (на фиг. не показано) для отбора на поверхность разогретой сверхвязкой нефти. Далее производят нагнетание пара в горизонтальную нагнетательную 7 и вертикальную нагнетательную 9 скважины. Закачиваемый в горизонтальный участок 5 горизонтальной нагнетательной скважины 7 пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 послойно-неоднородный коллектор 1, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру.Also, for example, a vertical well 9 is used as an injection well to continue injecting steam, and a vertical well 10 is used as a production well and equipped with pumping equipment (not shown in FIG.) For the selection of heated super-viscous oil to the surface. Next, steam is injected into the horizontal injection 7 and vertical injection 9 wells. 7 pairs injected into the horizontal section 5 of the horizontal injection well 7, due to the difference in densities, breaks through to the upper part of the zone with good vertical connectivity 2 layer-heterogeneous collector 1, creating an increasing in size steam chamber.
На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз в горизонтальный участок 6 добывающей скважины 8 под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 послойно-неоднородного коллектора 1, т.е. нижнего непроницаемого глинистого прослоя пропластка 3''' зоны 1' с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1, а затем она начинает расширяться в стороны, при этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой, а снизу паровая камера также ограничена верхним непроницаемым глинистым прослоем пропластка 3''' зоны 1' с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1. Таким образом, потери тепла в паровой камере зоны с хорошей вертикальной сообщаемостью 2 послойно-неоднородного коллектора 1 минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.At the interface between the steam chamber and the cold oil-saturated thicknesses, a heat exchange process constantly occurs, as a result of which the steam condenses into water and, together with the heated oil, flows down into the horizontal section 6 of the producing well 8 by gravity. The growth of the steam chamber continues until it reaches the roof of the zone with good vertical connectivity 2 of the layer-by-layer inhomogeneous collector 1, i.e. of the lower impermeable clay interlayer 3 '' 'of zone 1' with a deteriorated vertical communication of the layer-inhomogeneous reservoir 1, and then it begins to expand to the sides, while the oil is always in contact with the high-temperature vapor chamber, and the lower vapor chamber is also limited by the upper impermeable the clay layer is an interlayer 3 '' 'of zone 1' with a deteriorated vertical communication of the layer-heterogeneous collector 1. Thus, the heat loss in the steam chamber of the zone with good vertical communication 2 layer-by-layer homogeneous collector 1 are minimal, which makes this development method economically advantageous.
Одновременно с этим, поскольку закачку пара осуществляют одновременно в горизонтальную нагнетательную скважину 7 и вертикальную нагнетательную скважину 9, т.е. в интервалы вскрытия 11' 11''; 11''', соответствующие пропласткам 3' 3''; 3''' в зоне 1' с ухудшенным вертикальным сообщением и интервалы вскрытия 12' 12''; 12''', соответствующие пропласткам 4'; 4''; 4''' в зоне с ухудшенным вертикальным сообщением 1''.At the same time, since the steam is injected simultaneously into the horizontal injection well 7 and the vertical injection well 9, i.e. at autopsy intervals 11 '11' '; 11 ″ ″ corresponding to 3 ″ 3 ″ interlayers; 3 ″ ″ in zone 1 ’with degraded vertical communication and opening intervals 12 ″ 12 ″; 12 ″ ″ corresponding to 4 ″ interlayers; four''; 4 '' 'in an area with 1' '' degraded vertical communication.
В результате паровые камеры образуются в зонах 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением в каждом, из соответствующих им пропластках 3' 3''; 3''' и пропластках 4'; 4''; 4'''. Закачку пара в вертикальные скважины 9 и 10 с расширением паровых камер в пропластках 3' 3''; 3''' и пропластках 4'; 4''; 4''' продолжают до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами 9 и 10.As a result, steam chambers are formed in zones 1 'and 1' 'with degraded vertical communication in each of the corresponding interlayers 3' 3 ''; 3 '' 'and 4' interlayers; four''; four'''. Steam injection into vertical wells 9 and 10 with expansion of steam chambers in interlayers 3 '3' '; 3 '' 'and 4' interlayers; four''; 4 '' 'is continued until the formation of a hydrodynamic connection between vertical wells 9 and 10.
После чего вертикальную скважину 10 используют как добывающую и оснащают ее насосом, спущенным в нее на колонне труб (на фиг. не показано). Разогретая сверхвязкая нефть отбирается из вертикальной добывающей скважины 10 насосом по колонне труб из интервалов вскрытия 13' 13''; 13''', соответствующих пропласткам 3' 3''; 3''' в зоне 1' с ухудшенным вертикальным сообщением и интервалов вскрытия 14' 14''; 14''', соответствующих пропласткам 4'; 4''; 4''' в зоне с ухудшенным вертикальным сообщением 1'''. Таким образом, потери тепла в паровых камерах зон 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1. также минимальны.Then the vertical well 10 is used as the production well and equip it with a pump lowered into it on a pipe string (not shown in Fig.). Heated super-viscous oil is taken from a vertical producing well 10 by a pump along a pipe string from opening intervals 13 '13' '; 13 ″ ″ corresponding to 3 ″ 3 ″ interlayers; 3 ″ ″ in zone 1 ’with degraded vertical communication and opening intervals 14 ″ 14 ″; 14 ″ ″ corresponding to 4 ″ interlayers; four''; 4 '' 'in the area with a degraded vertical 1' '' message. Thus, heat losses in the steam chambers of zones 1 'and 1' 'with a deteriorated vertical communication layer-heterogeneous collector 1. are also minimal.
Благодаря наличию непроницаемых глинистых прослоев в зонах 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением потери тепла в паровых камерах минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.Due to the presence of impermeable clay interlayers in zones 1 'and 1' 'with poor vertical communication, heat losses in the steam chambers are minimal, which makes this development method economically advantageous.
Разработку залежи сверхвязкой нефти продолжают, как указано выше, при этом периодическим отбором проб добываемой разогретой сверхвязкой нефти на устье скважины определяют ее обводненность. При прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины 10, о чем судят по проценту обводненности проб добываемой разогретой нефти, например обводненность разогретой сверхвязкой нефти в периодически отбираемых пробах разогретой сверхвязкой нефти стала составляет 70%, при этом снижают отбор продукции на 50%. При этом также периодически продолжают отбирать пробы и определять в них обводненность разогретой сверхвязкой нефти до прекращения поступления пара в ствол вертикальной добывающей скважины 10 (судят по обводненности проб, отбираемой разогретой сверхвязкой нефти), после чего отбор продукции из вертикальной добывающей скважины 10 возобновляют в прежнем объеме.The development of a super-viscous oil reservoir is continued, as indicated above, with the periodic water sampling of the produced heated super-viscous oil at the wellhead determining its water cut. When steam breaks into the barrel of a vertical producing well 10, which is judged by the percentage of water cut in samples of produced heated oil, for example, the water cut of heated super-viscous oil in periodically taken samples of heated super-viscous oil has become 70%, while reducing production by 50%. At the same time, they continue to take samples periodically and determine the water content of the heated super-viscous oil in them until the flow of steam into the barrel of the vertical production well 10 stops (judged by the water content of the samples taken by the heated super-viscous oil), after which production from the vertical production well 10 is resumed .
При повторном прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины 10 вышеуказанную операцию повторяют.When the steam breaks back into the barrel of the vertical production well 10, the above operation is repeated.
В процессе разработки залежи сверхвязкой нефти при закачке пара в результате действия пресного конденсата на глинистые компоненты пористой среды (непроницаемые глинистые прослои пропластков 3' 3''; 3''' и 4'; 4''; 4' соответствующих зон 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением) происходит к разбуханию глин, что приводит к снижению приемистости вертикальной нагнетательной скважины в зонах 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением послойно-неоднородного коллектора 1. Поэтому как только приемистость вертикальной нагнетательной скважины 9 снижается на 70% и ниже, то переходят на закачку горячей воды при температуре 85-95°C, при этом происходит увеличение и последующая стабильность приемистости пропластков 3' 3''; 3''' и 4'; 4''; 4' соответствующих зонам 1' и 1'' с ухудшенным вертикальным сообщением, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи разогретой сверх вязкой нефти в ствол вертикальной добывающей скважины 10.During the development of a super-viscous oil deposit during steam injection as a result of the action of fresh condensate on the clay components of the porous medium (impermeable clay interlayers of interlayers 3 '3' '; 3' '' and 4 '; 4' '; 4' of the corresponding zones 1 'and 1 '' with degraded vertical communication) leads to clay swelling, which leads to a decrease in the injectivity of the vertical injection well in zones 1 'and 1' 'with degraded vertical communication of the stratified heterogeneous reservoir 1. Therefore, as soon as the injectivity of the vertical injection well 9 is lower aetsya 70% or less, the routine proceeds to download the hot water at a temperature of 85-95 ° C, while there is an increase and subsequent stability pickup interlayers 3 '3' '; 3 '' 'and 4'; four''; 4 'corresponding to zones 1' and 1 '' with reduced vertical communication, the ratio of the mobilities of oil and water is improved, there is a thermal increase in the volume of oil and the weakening of molecular-surface forces. All this leads to an increase in oil recovery of super-viscous oil in the barrel of a vertical producing well 10.
Предложенный способ разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью позволяет повысить эффективности выработки, т.е. произвести полную выработку запасов сверхвязкой нефтью за счет одновременного и раздельного отбора разогретой сверхвязкой нефти из зон с хорошей и ухудшенной сообщаемостью, а также увеличить площадь прогрева сверхвязкой нефти не зависимо от фильтрационно-емкостных свойств и проницаемости многопластового послойно-неоднородного коллектора и минимизировать потери паровых камер в процессе осуществления способа и тем самым сократить сроки разработки многопластового послойно-неоднородного коллектора.The proposed method for developing a reservoir of super-viscous oil in a multilayer stratified inhomogeneous reservoir with partial vertical connectivity allows to increase the production efficiency, i.e. to fully develop reserves of super-viscous oil due to simultaneous and separate selection of heated super-viscous oil from areas with good and impaired connectivity, as well as increase the heating area of super-viscous oil regardless of the filtration-capacitive properties and permeability of a multilayer stratified inhomogeneous reservoir and minimize the loss of steam chambers in the process of implementing the method and thereby reduce the development time of a multilayer layer-heterogeneous reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011124701/03A RU2473796C1 (en) | 2011-06-16 | 2011-06-16 | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011124701/03A RU2473796C1 (en) | 2011-06-16 | 2011-06-16 | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011124701A RU2011124701A (en) | 2012-12-27 |
| RU2473796C1 true RU2473796C1 (en) | 2013-01-27 |
Family
ID=48807050
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011124701/03A RU2473796C1 (en) | 2011-06-16 | 2011-06-16 | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2473796C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2515662C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2528310C1 (en) * | 2013-08-06 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method for oil deposit area |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| RU2563463C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil |
| RU2672272C2 (en) * | 2017-01-10 | 2018-11-13 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for developing super-viscous oil deposits |
| RU2822258C1 (en) * | 2024-01-12 | 2024-07-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of layer-by-layer-zonal non-uniformv deposit of superviscous oil or bitumen |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108843286B (en) * | 2018-06-21 | 2021-04-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Technical method for layered oil production well selection |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| RU2295030C1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2358099C1 (en) * | 2008-07-16 | 2009-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil |
| RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2386800C1 (en) * | 2008-12-19 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen |
-
2011
- 2011-06-16 RU RU2011124701/03A patent/RU2473796C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| RU2295030C1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
| RU2358099C1 (en) * | 2008-07-16 | 2009-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2386800C1 (en) * | 2008-12-19 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2515662C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2531412C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of superviscous oil field development |
| RU2528310C1 (en) * | 2013-08-06 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method for oil deposit area |
| RU2563463C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil |
| RU2672272C2 (en) * | 2017-01-10 | 2018-11-13 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for developing super-viscous oil deposits |
| RU2822258C1 (en) * | 2024-01-12 | 2024-07-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for development of layer-by-layer-zonal non-uniformv deposit of superviscous oil or bitumen |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011124701A (en) | 2012-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2340768C2 (en) | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells | |
| RU2473796C1 (en) | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| CN105649588A (en) | Method for exploiting heavy oil reservoir by using SAGD (steam assisted gravity drainage) | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| CN106640002A (en) | Method for exploiting thick oil | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CN106593368B (en) | Pretreatment method for improving SAGD development effect | |
| RU2468194C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit using wells with inclined sections | |
| RU2468193C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2431744C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells | |
| RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2527984C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| RU2386800C1 (en) | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen | |
| RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2433256C1 (en) | Method of high-viscosity oil or bitumen pool development | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180617 |