RU2691234C2

RU2691234C2 - Development method of super-viscous oil deposit

Info

Publication number: RU2691234C2
Application number: RU2017136268A
Authority: RU
Inventors: Марат Инкилапович Амерханов; Нияз Анисович Аслямов; Марат Зуфарович Гарифуллин; Ильмира Фаритовна Гадельшина; Алия Рамилевна Ахметшина; Эльза Рустамовна Хабибуллина
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2017-10-12
Filing date: 2017-10-12
Publication date: 2019-06-11
Also published as: RU2017136268A; RU2017136268A3

Abstract

FIELD: oil industry.SUBSTANCE: development method of super-viscous oil deposit includes construction in lower bed above water-oil contact of horizontal production well with ascending additional shafts, above which is built an injection well with horizontal or ascending additional shafts, pumping of heat carrier into both wells prior to heating of intersurface space of productive formations, pumping of heat carrier into injection well and extraction of product from production well. Additional shafts of production and injection wells are drilled with length from 50 to 300 m, are built one above another with shortest distance between them at least 2 m. At the same time the faces of additional shafts of the production well are located above the main shaft at the absolute mark by 2–5 m, and the pressure well - by 0–3 m, after which the side boreholes are equipped with casing strings.EFFECT: technical result is higher efficiency of development method, reduced heat loss, increased oil production due to increased zone of drainage of formation with simultaneous reduction of material costs.1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.The invention relates to the oil industry and, in particular, to the development of deposits of super-viscous oil using heat to heat the reservoir.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU №2531412, МПК Е21 В 43/24, опубл. 20.10.2014), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, отличающийся тем, что прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.There is a method of developing deposits of super-viscous oil (patent RU No. 2531412, IPC E21 B 43/24, publ. 10/20/2014), which includes drilling a pair of horizontal upper injection and lower production wells, the horizontal sections of which are placed in parallel one above the other in a vertical plane, heating reservoir by injecting steam into both wells to form a steam chamber, heating the interwell zone of the reservoir, reducing the viscosity of super-viscous oil, injecting steam into the upper horizontal injection well and selecting products from the lower horizontal Well, characterized in that the formation is heated by steam injection into both wells until the value of the steam-oil ratio is stabilized, after which three modes of development of a super-viscous oil reservoir are used alternately, the first mode includes steam injection into the injection well and holding it in the formation for 48-72 hours , the second mode includes injection of propylene glycol into the producing well at the rate of 5 m3 per 100 m of the horizontal section of the producing well with the content of the main substance not less than 98% with a holding in the reservoir for 12-24 hours and simultaneous circulation of water vapor in the injection well, the third mode includes the production of high-viscosity oil from the production well before the steam-oil ratio increases 1.5 times.

Недостатком известного способа является узкая область применения, так как может использоваться эффективно в пределах литологически выдержанного по вертикали и площади пласта с равномерной нефтенасыщенностьюThe disadvantage of this method is the narrow scope, as it can be used effectively within lithologically aged vertically and square formation with uniform oil saturation

Также известен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2582251, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.04.2016 г.), включающий определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемый пропласток, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину, из которой строят дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с низкой проницаемостью с вскрытием слабопроницаемого пропластка и дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной, при этом расстояние между дополнительными нисходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения между ними фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в нагнетательную скважину на колонне труб, располагаемых напротив дополнительных стволов, не сообщенных с добывающей скважиной, и пакеров, изолирующих межтрубное пространство нагнетательной скважины между дополнительными стволами и выше фильтров, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам.Also known is the method of developing layer-zoned non-uniform deposits of high-viscosity oil or bitumen (patent RU No. 2582251, IPC Е21В 43/24, publ. 04/20/2016), which includes determining two productive layers in the deposits, separated by a low-permeable formation layer, construction in the lower the reservoir above the water-oil contact of the horizontal production well, above which an injection well is being built with additional trunks, revealing a low-permeable interlayer, injection of heat-transfer agent into both wells before the interwell well space is heated formation reservoir, injection of coolant into the injection well and product selection from the production well, characterized in that an injection well is built in the upper reservoir, from which additional descending trunks are built through sections of the reservoirs with low permeability with opening the low-permeable formation and additional descending channels through the sections of reservoirs with high permeability to hydrodynamic communication or connection with the production well, with the distance between the additional downstream Tailings are determined taking into account the technological capabilities of drilling equipment for their wiring, as well as with the possibility of placing filters with adjustable transmission between them, running into the injection well on a string of pipes located opposite additional trunks not communicated with the production well and packers isolating the annular space injection well between the additional trunks and above the filters, and the amount of injected coolant and selected products is determined from the properties open seams in each additional trunk due to adjustable filters.

Недостатками данного способа являютсяThe disadvantages of this method are

- большой риск прорыва пара по боковым стволам в добывающую скважину, находящейся в одной плоскости с нагнетательной скважиной;- a high risk of steam breakthrough in the sidetracks into the production well located in the same plane as the injection well;

- недостаточная эффективность нефтеизвлечения за счет бурения восходящих стволов непосредственно над основным стволом.- insufficient efficiency of oil recovery due to drilling of ascending stems directly above the main trunk.

Наиболее близким по сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2295030, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.03.2007 г.), включающий строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, при этом определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые - слабопродуктивные пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым - слабопродуктивным пропластком или восходящие стволы с заканчиванием их выше этого пропластка, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый - слабопродуктивный пропласток дополнительные боковые стволы, нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию.The closest in essence and the achieved result is a method of developing a layer-zoned heterogeneous reservoir of high-viscosity oil or bitumen (patent RU No. 2295030, IPC EV21B 43/24, publ. 10.03.2007), including the construction of a multi-well horizontal well, supply of heat carrier and the selection of products, while determining in the reservoir productive layers and clayey - poorly productive layers, the horizontal wellbore of a multi-well production horizontal well is carried out mainly in the productive formation, from this wellbore are drilled Additional lateral trunks under the clay - weakly productive interlayer or ascending trunks with their completion above this interlayer, higher vertically and parallel to the multi-stream production horizontal well build a multi-outlet horizontal injection well, from which additional lateral trunks extend ascending through the clay - weakly productive interlayer, pressurize the heat source. wells and create a permeable zone between the multi-well horizontal wells, after creating a permeable the zones stop the flow of coolant into a multi-outlet production horizontal well and select products from a multi-outlet production horizontal well with additional sidetracks.

Недостатками данного способа являются высокие материальные затраты, так как требуется бурение многоустьевых скважин, необходимо также бурение и обустройство вертикальных скважин, при этом расположение дополнительных стволов, увеличивая охват залежи, не учитывает распространение тепла от нагнетательной скважины к добывающей, увеличивая теплопотери.The disadvantages of this method are high material costs, since it requires the drilling of multi-well wells, drilling and arrangement of vertical wells is also necessary, while the location of additional shafts, increasing the coverage of the reservoir, does not take into account the distribution of heat from the injection well to the producing well, increasing heat loss.

Технической задачей предложения является снижение материальных затрат за счет строительства одноустьевых горизонтальных скважин и снижение теплопотерь и увеличение добычи нефти за счет взаимного оптимального расположения дополнительных стволов.The technical objective of the proposal is to reduce material costs due to the construction of single-hole horizontal wells and the reduction of heat loss and increased oil production due to the mutual optimal location of additional shafts.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины с восходящими дополнительными стволами, выше которой строят нагнетательную скважину с горизонтальными или восходящими дополнительными стволами, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.The technical problem is solved by a method for developing a super-viscous oil reservoir, including the construction of a horizontal production well with an ascending additional barrel in the lower reservoir above the oil-water contact, above which an injection well with horizontal or ascending additional wells is built, injection of the coolant into both wells before the interwell well space of the productive layers is heated, injection coolant in the injection well and the selection of products from the production well.

Новым является то, что дополнительные стволы добывающей и нагнетательной скважин бурят длиной от 50 до 300 м строят друг над другом с кратчайшими расстояниями между ними не менее 2 м, при этом забои дополнительных стволов добывающей скважины располагают выше основного ствола по абсолютной отметке на 2-5 м, а нагнетательной скважины - на 0 - 3 м, после чего боковые стволы оснащают обсадными колонными.New is that additional trunks of the producing and injection wells of Buryat length from 50 to 300 m are built one above the other with the shortest distance between them of at least 2 m, while the bottom of the additional wells of the production well are above the main trunk in absolute value by 2-5 m, and the injection well - 0 - 3 m, after which the sidetracks are equipped with casing.

На фиг. 1 изображена схема расположения нагнетательной и добывающей скважин (вид сверху).FIG. 1 shows the layout of the injection and production wells (top view).

На фиг. 2 изображена схема расположения нагнетательной и добывающей скважин в продольном разрезе.FIG. 2 shows the layout of the injection and production wells in a longitudinal section.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины с восходящими дополнительными стволами, выше которой строят нагнетательную скважину с горизонтальными или восходящими дополнительными стволами, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что дополнительные стволы добывающей и нагнетательной скважин бурят длиной от 50 до 300 м, строят друг над другом с кратчайшим расстояния между ними не менее 2 м, при этом забои дополнительных стволов добывающей скважины располагают выше основного ствола по абсолютной отметке на 2-5 м, а нагнетательной скважины - на 0-3 м, после чего боковые стволы оснащают обсадными колонными.A method for developing a super-viscous oil reservoir, including the construction of a horizontal production well with ascending additional wells in the lower reservoir above the oil-water contact, above which an injection well with horizontal or ascending additional trunks is built, heating fluid is pumped into both wells to warm up the interwell well of productive strata, and the coolant is pumped into the injection well the well and the selection of products from the production well, characterized in that the additional trunks I mine drilling and injection wells with lengths from 50 to 300 m are built one above the other with the shortest distance between them not less than 2 m, while the bottom holes of the extractive wells of the production well are 2-5 m higher than the main wellbore, and the injection well at 0-3 m, after which the sidetracks are equipped with casing.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти реализуется в следующей последовательности.The way to develop deposits of superviscous oil is implemented in the following sequence.

Бурят расположенные друг над другом горизонтальные нагнетательную скважину 1 (фиг. 1 и 2) с боковыми стволами 2 и добывающую скважину 3 с боковыми стволами 4 в нефтяном пласте 5 (фиг. 2). При этом горизонтальные основные стволы верхней нагнетательной скважины 1 и нижней добывающей скважины 3 располагают в пласте 5 параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, исключающем прорыв пара. Перед бурением боковых стволов 4 (фиг. 1 и 2) из добывающей скважины 3 гидродинамическими исследованиями определяют расстояние, на котором наименее вероятен прорыв пара из нагнетательной скважины 1 в добывающую 3 через боковые стволы 2 и 4. Исходя из этих исследований из горизонтального участка нагнетательной скважины 1 (фиг. 2) последовательно в разном направлении бурят и обсаживают восходящие или горизонтальные боковые стволы 2 длиной от 50 до 300 м так, чтобы забои дополнительных стволов 2 располагались выше основного ствола скважины 1 по абсолютной отметке на 0-3 м. Из горизонтального участка добывающей скважины 3 под каждым из боковых стволов 2 бурят и обсаживают восходящие боковые стволы 4 длиной от 50 до 300 м так, чтобы забои дополнительных стволов 4 добывающей скважины располагались выше основного ствола скважины 3 по абсолютной отметке на 2-5 м (для слива продукции из боковых стволов 4 в основной ствол скважины 3 и отбора на поверхность), а расстояние между боковыми стволами 2 и 4 было не менее 2 м для исключения прорыва пара. Длину боковых стволов выбирают пропорционально площади участка с нефтенасыщенной толщиной пласта 5 более 10 м (например, для участка пласта площадью 100*100 м длина бокового ствола составит 5-50 м, для участка 100*300 м и больше - 300 м). При строительстве основные стволы скважин 1 (фиг. 1 и 2) и 2 и боковые стволы 3 и 4 оснащают противопесочным фильтром (на фиг. 1 и 2 не показаны).Horizontal injection wells 1 (Fig. 1 and 2) are located one above the other with sidetracks 2 and a production well 3 with laterals 4 in the oil reservoir 5 (Fig.2). While the horizontal main trunks of the upper injection well 1 and the lower production well 3 are located in the reservoir 5 in parallel one above the other in a vertical plane at a distance that eliminates steam breakthrough. Before drilling the sidetracks 4 (Fig. 1 and 2) from the production well 3, hydrodynamic studies determine the distance at which steam from the injection well 1 to the production well 3 is less likely to break through the sidetracks 2 and 4. Based on these studies, from the horizontal section of the injection well 1 (Fig. 2) are consistently drilled in different directions and are surrounded by ascending or horizontal lateral trunks 2 with a length of 50 to 300 m so that the faces of the additional trunks 2 are located above the main well bore 1 in absolute 0-3 m. From the horizontal section of the production well 3 under each of the side trunks 2 are drilled and the ascending side trunks 4 with a length of 50 to 300 m are planted so that the bottom holes of the additional wells 4 of the production well are located above the main well bore 3 in absolute mark at 2-5 m (to drain products from the sidetracks 4 into the main wellbore 3 and selection to the surface), and the distance between the sidetracks 2 and 4 was at least 2 m to exclude steam breakthrough. The length of the sidetracks is chosen in proportion to the area of the section with oil-saturated formation thickness of 5 more than 10 m (for example, for a section of a formation with an area of 100 * 100 m, the length of the lateral trunk will be 5-50 m, for a section of 100 * 300 m and more - 300 m). During construction, the main boreholes of wells 1 (Fig. 1 and 2) and 2 and side trunks 3 and 4 are equipped with an anti-sand filter (not shown in Figs. 1 and 2).

Нагнетают пар в добьшающую 3 (фиг. 1) и нагнетательную 1 скважины и создают паровую камеру (на фиг. 1 и 2 не показана) в пласте 5 (фиг. 2), разогревают межскважинную зону пласта 5 между горизонтальными участками верхней нагнетательной 1 и нижней добывающей 3 скважин, а также зону между боковыми стволами 2 и 4, при этом закачиваемый в пласт 5 водяной пар из-за разности плотностей стремится к верхней части нефтенасыщенного интервала пласта 5, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. Разогрев пласта 5 приводит к снижению вязкости нефти, и она приобретает подвижность. На поверхности раздела паровой камеры и холодных зон нефтенасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируясь преобразуется в воду, которая вместе с разогретой нефтью движется к добывающей скважине 3 с дополнительными стволами 4. Наличие дополнительных стволов 2 и 4 в нагнетательной 1 и добывающей 3 скважинах позволяет увеличить площадь прогрева из скважины 1 и фильтрации скважины 3 и охват пласта 5, вовлекая в отбор его дополнительные зоны, что приводит к увеличению добычи продукции из пласта 5. Расположение боковых стволов 2 и 4 друг над другом позволяет создать дополнительную площадь дренирования на участках со сложным геологическим строением на которых экономически не выгодно бурение дополнительной пары скважин. После создания паровой камеры осуществляют отбор сверхвязкой нефти через добывающую скважину 3, а водяной пар закачивают только в нагнетательную скважину 1. Разработку залежи сверхвязкой нефти в таком режиме ведут до стабилизации величины паронефтяного отношения: 3-3,5. Паронефтяное отношение определяют, как объем пара, закачанного для добычи одной тонны высоковязкой нефти. При этом увеличение добычи по сравнению с аналогичными скважинами может составлять от 20 до 50% в зависимости от длины боковых стволов от 100 до 300 метров.Steam is pumped into the advanced 3 (FIG. 1) and injection 1 well and a steam chamber is created (not shown in FIGS. 1 and 2) in the formation 5 (FIG. 2), the interwell zone of the formation 5 is heated between the horizontal sections of the upper injection 1 and the lower producing 3 wells, as well as the area between the side trunks 2 and 4, while the water vapor injected into the reservoir 5 tends to the upper part of the oil-saturated interval of the reservoir 5, creating an increasing steam chamber. Heating layer 5 leads to a decrease in oil viscosity, and it acquires mobility. At the interface of the steam chamber and the cold zones of oil-saturated thickness, heat exchange occurs, as a result, the steam condenses into water, which, together with the heated oil, moves to the production well 3 with additional shafts 4. The presence of additional shafts 2 and 4 in injection 1 and the production well 3 allows increase the heating area from well 1 and filtering well 3 and the coverage of reservoir 5, involving additional zones in the selection, which leads to an increase in production from the reservoir 5. Location of the side 2 and 4 one above the other allows creating an additional drainage area in areas with a complex geological structure where it is not economically advantageous to drill an additional pair of wells. After creating the steam chamber, extra-viscous oil is taken through the production well 3, and water vapor is pumped only into the injection well 1. The development of a super-viscous oil reservoir in this mode is carried out until the value of the steam-oil ratio is stabilized: 3-3.5. The oil-oil ratio is defined as the volume of steam pumped to produce one ton of high-viscosity oil. At the same time, an increase in production compared to similar wells may be from 20 to 50%, depending on the length of the sidetracks from 100 to 300 meters.

Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти позволяет повысить эффективность благодаря снижению материальных затрат за счет строительства одноустьевых горизонтальных скважин, уменьшению теплопотерь и увеличению добычи нефти за счет увеличения зоны дренирования пласта при помощи расположенных друг над другом дополнительных стволов нагнетательной и добывающей скважин.The proposed method of development of deposits of super-viscous oil allows to increase efficiency by reducing material costs due to the construction of single-hole horizontal wells, reduction of heat loss and increased oil production due to an increase in the zone of drainage of the reservoir using one above another injection and production wells.

Claims

A method for developing a super-viscous oil reservoir, including the construction of a horizontal production well with ascending additional wells in the lower reservoir above the oil-water contact, above which an injection well with horizontal or ascending additional trunks is built, heating fluid is pumped into both wells to warm up the interwell well of productive strata, and the coolant is pumped into the injection well the well and the selection of products from the production well, characterized in that the additional trunks I mine drilling and injection wells with lengths from 50 to 300 m are built one above the other with the shortest distance between them not less than 2 m, while the bottom holes of the extractive wells of the production well are 2-5 m higher than the main wellbore, and the injection well at 0-3 m, after which the sidetracks are equipped with casing.