RU2494241C1

RU2494241C1 - Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens

Info

Publication number: RU2494241C1
Application number: RU2012112181/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Ильшат Мухаметович Бакиров; Зарина Салаватовна Идиятуллина; Александр Иванович Арзамасцев; Лилия Рафагатовна Оснос; Александр Владиславович Федоров
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2012-03-29
Filing date: 2012-03-29
Publication date: 2013-09-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens involves drilling of injection and production horizontal wells with location of a working face of an injection well above middle part of horizontal production well, pumping of heat carrier through injection wells, extraction of product through production horizontal wells with monitoring of the product temperature; when allowable temperature is exceeded, a packer is installed and its further transfer in a production well for extraction in a section of horizontal shaft with lower temperature. An injection well is drilled above a production well in its direction. A packer is installed after break of heat carrier from injection well to production well with creation of hydrodynamic communication between those wells for cutout of heat carrier break section. At further break of heat carrier from injection well to production well above the installed packer, it is reinstalled in series above heat carrier break sections.

EFFECT: increasing oil recovery, increasing the coverage range of the formation with an agent acting with simultaneous cost reduction.

1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil or bitumen.

Известен «Способ разработки залежи высоковязкой нефти» (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №35 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины, двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину - с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.The well-known "Method for the development of high-viscosity oil deposits" (patent RU No. 2434127, IPC ЕВВ 43/24, published in Bul. No. 35 of November 20, 2011), including drilling vertical injection and producing horizontal wells, pumping coolant through injection wells, product selection through horizontal production wells, a two-well horizontal production well is drilled using one diverter near the bottom of the reservoir, and a vertical injection well with a bottom located above the middle of the horizontal section production well survey at a distance that excludes coolant breakthrough, while the productive formation is conditionally divided into several zones with different temperature conditions, when the coolant is injected as the formation warms up and when the maximum water cut of the well production is reached, selection begins from the lower, warmer zone, after reaching the production temperatures of 80-90% of the breakthrough temperature, selection is transferred to lower temperature zones, isolating zones with a high temperature, close to the breakthrough temperature, by deaf packers, with an increase The temperatures in the new selection zones of the selection zone are moved to colder zones with high-temperature zones being cut off by deaf packers, and when the temperature drops to a decrease in yield below the required value, the selection zones are transferred to zones with higher temperatures below 70% of the breakthrough temperature, and the packers are removed.

Недостатками способа являются сложность в строительстве двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия.The disadvantages of the method are the complexity in the construction of a double-well horizontal well, an increase in the cost of well construction for organizing heat exposure.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов» (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. в Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.The closest in technical essence and the achieved result is the "Method for the development of deposits of highly viscous oil or bitumen" (patent RU No. 2334095, IPC ЕВВ 43/24, publ. In Bull. No. 26 from 09/20/2008), including the drilling of vertical injection wells and horizontal production wells, injection of a working agent through injection wells and oil extraction through production wells, a horizontal wellbore of a producing well is carried out 1.5-2.5 m above the bottom of a productive formation, a horizontal well is perforated above the horizontal well to the bottom of the vertical injection well perforated in the range of 0.5-1.5 m from the bottom, a vertical injection well is placed from the vertical wellbore of the producing well at a distance greater than 2/3 of the length of the horizontal section production wells, up to the end of the horizontal wellbore, while steam is used as a working agent in alternation with air.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the process of displacing highly viscous oil due to uneven heating of the reservoir throughout the horizontal bore interval by the exposure agent.

Техническими задачами настоящего изобретения являются снижение затрат и упрощение строительства горизонтальных скважин, повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта.The technical objectives of the present invention are to reduce costs and simplify the construction of horizontal wells, increase oil recovery, i.e. the effectiveness of the process of displacement of high-viscosity oil, including by increasing the coverage of the formation with an agent of influence due to the consistent development of the entire formation.

Техническая задача решается способом разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающим бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в более низкотемпературном участке горизонтального ствола.The technical problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen, including drilling injection and producing horizontal wells with the location of the bottom of the injection well above the middle part of the horizontal producing well, pumping coolant through the injection wells, selecting products through the producing horizontal wells with monitoring the temperature of the product, if the permissible temperature is exceeded temperature installation of the packer and its subsequent transfer in the production well for selection in a lower temperature section of the horizontal trunk.

Новым является то, что нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва, при последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя.What is new is that the injection well is drilled towards the production well, the packer is installed after the coolant breaks out from the injection well into the production well with the formation of a hydrodynamic connection between these wells to cut off the breakthrough section, during the subsequent breakthrough of the coolant from the injection well into the production well above the installed packer in series reinstall above the breakthrough areas of the coolant.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

В предложенном способе решается задача снижения затрат на строительство горизонтальных скважин, повышения эффективности вытеснения высоковязкой нефти или битумов, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора и прогрева пласта, увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади и вертикали.The proposed method solves the problem of reducing the cost of building horizontal wells, increasing the efficiency of displacement of highly viscous oil or bitumen, increasing oil recovery, increasing the rate of selection and heating of the formation, increasing the coverage of the formation by thermal effects over the area and vertical.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, где: 1 - продуктивный пласт высоковязкой нефти или битумов; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - горизонтальная нагнетательная скважина; 4 - пакер.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of deposits of high viscosity oil or bitumen, where: 1 - productive layer of high viscosity oil or bitumen; 2 - horizontal production well; 3 - horizontal injection well; 4 - packer.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L₂, равной 200-500 м и на расстоянии а от подошвы пласта 1 не менее 1 м и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной L₁ с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины на расстоянии 90-260 м от забоя горизонтальной скважины 2.At least one producing horizontal well 2 with a length of L ₂ equal to 200-500 m and at a distance a from the bottom of the formation 1 of at least 1 m and one horizontal injection well 3 with a length of L ₁ with a bottom face above average part of a horizontal producing well at a distance of 90-260 m from the bottom of a horizontal well 2.

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии 6, равном не менее 6 м и исключающем прорыв теплоносителя между скважинами. Пласт однороден по площади и вертикали. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие пласта 1 на горизонтальном участке скважины 3.The injection well 3 is drilled towards the horizontal production well 2 at a distance of 6 equal to at least 6 m and eliminating the breakthrough of the coolant between the wells. The layer is uniform in area and vertical. Cement the annulus, produce a secondary opening of the reservoir 1 in the horizontal section of the well 3.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар, горячую воду и т.д. Прогревают часть пласта 1 до 100-120°С по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь с вытеснением продукции пласта 1 от нагнетательной скважины 3 и добывающей скважины 2, откуда продукция отбирается на поверхность.Next, coolant is pumped into the injection well 3. Steam, hot water, etc. are used as a heat carrier. Part of formation 1 is heated up to 100-120 ° C along the entire length of the exposed section of productive formation 1, as a result of which a hydrodynamic connection arises between wells 2 and 3 with the displacement of production of formation 1 from injection well 3 and production well 2, from where the products are taken to the surface.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя.After the breakthrough of the coolant from the injection well 3, a packer 4 is installed in the producing well 2 to cut off the breakthrough section of the coolant.

Чаще всего (в 98% случаев) наиболее высокая температура в нагнетательной скважине 3 устанавливается ближе к ее устью, поэтому прорыв теплоносителя происходит в зонах, расположенных ближе к забою добывающей скважины 2, так как скважины 2 и 3 строятся разнонаправленными.Most often (in 98% of cases), the highest temperature in injection well 3 is set closer to its mouth, so the coolant breakthrough occurs in areas located closer to the bottom of production well 2, since wells 2 and 3 are constructed in different directions.

В процессе закачки теплоносителя в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера», которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды. Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего может произойти прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 от пакера 4 ближе к устью. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка. При дальнейшем прорыве теплоносителя последовательность операций повторяют.In the process of pumping the coolant in the region of the barrel of the injection well 3, a zone for heating the borehole medium or “steam chamber” is formed, which increases in the vertical plane as the medium warms up. Heat from steam reduces the viscosity of heavy oil or bitumen, promotes its advancement to the horizontal well of the producing well 2. Steam is injected until a reservoir zone is developed near the injection well 3 as the formation 1 heats up, with a sharp decrease in the well flow rate and when the maximum water cut of the well production is reached. As a result, a breakthrough of the coolant from the injection well 3 into the producing well 2 from the packer 4 closer to the mouth can occur. To cut off the breakthrough section of the coolant, the packer 4 is reinstalled above this section. With a further breakthrough of the coolant, the sequence of operations is repeated.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зонеProduce heating of the reservoir and selection of products in this zone

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м и с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью - 0,70 д. ед., пористостью - 30%, проницаемостью - 0,4 мкм², плотностью нефти - 956 кг/м³ и вязкостью - 600 мПа·с.Develop a reservoir of high-viscosity oil. The reservoir has a highly productive zone with a thickness of 50-60 m and a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.70 units, porosity of 30%, permeability of 0.4 μm ² , oil density of 956 kg / m ³ and a viscosity of 600 MPa · s.

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L₂, равной 300 м, и на расстоянии а от подошвы пласта 1, равном 3 м, и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной 150 м с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины 2 (80 м от забоя скважины 2).On a highly viscous oil or bitumen 1 deposit, one producing horizontal horizontal well 2 of length L ₂ equal to 300 m is drilled and a distance of 3 meters from the bottom of formation 1 and one horizontal horizontal pressure well 3 of length 150 m with a bottom face above the middle part of the horizontal production well 2 (80 m from the bottom of the well 2).

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии, равном 7 м, что исключает прорыв теплоносителя между скважинами. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие пласта 1 на горизонтальном участке скважины 3.The injection well 3 is drilled towards the horizontal production well 2 at a distance of 7 m, which eliminates the breakthrough of the coolant between the wells. Cement the annulus, produce a secondary opening of the reservoir 1 in the horizontal section of the well 3.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают пар под давлением 2,5 МПа. Прогревают часть пласта 1 до 110°C по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь.Next, steam is injected into the injection well 3 under a pressure of 2.5 MPa. Part of formation 1 is heated to 110 ° C along the entire length of the exposed section of productive formation 1, as a result of which a hydrodynamic connection arises between wells 2 and 3.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 на расстоянии 7-12 м от забоя скважины 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя.After the breakthrough of the coolant from the injection well 3 in the producing well 2 at a distance of 7-12 m from the bottom of the well 2, a packer 4 is installed to cut off the breakthrough section of the coolant.

В процессе закачки теплоносителя (пакер 4 установили на расстоянии 25 м от забоя скважины 2) в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера», которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды пласта 1, Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего произошел прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 на расстоянии 32-47 м от забоя скважины 2. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка. При прорыве теплоносителя на расстоянии 75-80 м от забоя скважины 2 пакер переустанавливают на расстоянии 90 м от забоя скважины 2.In the process of pumping coolant (packer 4 was installed at a distance of 25 m from the bottom of the well 2), a zone of heating of the well medium or “steam chamber” is formed in the region of the well of injection well 3, which increases in the vertical plane as the medium of formation 1 warms up. the viscosity of heavy oil or bitumen, contributes to its advancement to the horizontal well bore 2. Steam is injected until a reservoir zone is developed near injection well 3 as the formation 1 heats up, with a sharp decrease in the flow rate of the well and when reaching the maximum water cut of well production. As a result, there was a breakthrough of the coolant from the injection well 3 into the producing well 2 at a distance of 32-47 m from the bottom of the well 2. To cut off the breakthrough section of the coolant, the packer 4 is reinstalled above this section. When the coolant breaks at a distance of 75-80 m from the bottom of the well 2, the packer is reinstalled at a distance of 90 m from the bottom of the well 2.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне. Отбор продукции ведут до полной выработки пласта 1. Пакер переустанавливают еще два раза на расстоянии 120 м и 160 м от забоя скважины 2.Produce heating of the reservoir and selection of products in this zone. The selection of products is carried out until the formation 1 is fully developed. The packer is reinstalled two more times at a distance of 120 m and 160 m from the bottom of the well 2.

Благодаря подаче теплоносителя в нагнетательную скважину 2 увеличивается охват пласта 4 воздействием, пласт равномерно вырабатывается по площади и вертикали и, как результат, повышается нефтеизвлечение. Темп отбора высоковязкой нефти за счет ускорения прогрева пласта увеличивается с 2,5 до 8% от извлекаемых запасов, затраты теплоносителя уменьшились на 30% по сравнению с прототипом.Due to the supply of coolant to the injection well 2, the coverage of the formation 4 is increased by the impact, the formation is uniformly produced in area and vertical and, as a result, the oil recovery is increased. The rate of selection of high-viscosity oil due to accelerated heating of the reservoir increases from 2.5 to 8% of the recoverable reserves, coolant costs decreased by 30% compared with the prototype.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,6. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 30%, снизились затраты на строительство дополнительных горизонтальных добывающих скважин, дополнительная добыча нефти составила 155 тыс.т нефти.The operation of the site is designed to achieve a design oil recovery of 0.6. During the development of the entire interval, the coverage of the formation with the impact increases, oil recovery increased by 30%, the cost of constructing additional horizontal production wells decreased, additional oil production amounted to 155 thousand tons of oil.

Разработка залежи битумной нефти и механизм проведения теплового воздействия производятся аналогично разработке залежи высоковязкой нефти.The development of a bitumen oil deposit and the mechanism of thermal exposure are carried out similarly to the development of a high-viscosity oil deposit.

Применение предложенного способа позволит снизить затраты и упростить строительство горизонтальных скважин, повысить нефтеотдачу, т.е. увеличить эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия, что приведет к получению дополнительной добычи нефти за счет последовательной отработки всего пласта.The application of the proposed method will reduce costs and simplify the construction of horizontal wells, increase oil recovery, i.e. to increase the efficiency of the process of displacement of highly viscous oil, including by increasing the coverage of the formation with an impact agent, which will lead to additional oil production due to the consistent development of the entire formation.

Claims

A method for developing deposits of high-viscosity oil or bitumen, including drilling injection and producing horizontal wells with the bottom of the injection well above the middle part of the horizontal producing well, pumping coolant through injection wells, selecting products through producing horizontal wells with monitoring the temperature of the product, if the packer is exceeded, the packer is installed and its subsequent transfer in the producing well for selection in the lower-temperature section horizon a borehole, characterized in that the injection well is drilled above the production well to meet it, the packer is installed after the coolant breaks out from the injection well into the production well with the appearance of a hydrodynamic connection between these wells to cut off the coolant breakout section, with the subsequent breakthrough of the coolant from the injection well into the production well above the installed the packer sequentially reinstall it above the breakthrough areas of the coolant.