RU2722895C1 - Method for development of multilayer heterogenous oil deposit - Google Patents
Method for development of multilayer heterogenous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2722895C1 RU2722895C1 RU2019136914A RU2019136914A RU2722895C1 RU 2722895 C1 RU2722895 C1 RU 2722895C1 RU 2019136914 A RU2019136914 A RU 2019136914A RU 2019136914 A RU2019136914 A RU 2019136914A RU 2722895 C1 RU2722895 C1 RU 2722895C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- oil
- low
- kerogen
- oxygen
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 102
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 34
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 23
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 91
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 abstract description 26
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки трудноизвлекаемых запасов нефти плотных неоднородных по проницаемости коллекторов. Низкопроницаемые коллекторы концентрируют большие запасы углеводородов, добыча которых невозможна традиционными методами. При этом значительная часть углеводородов может содержится в закрытых порах, в результате чего для добычи необходимо создание искусственной пористости в коллекторе. Кроме того, такие месторождения зачастую содержат твердое органическое вещество - кероген (ТОВ), который не всегда рентабельно добывать и использовать. Примером таких месторождений может служить Баженовская свита, содержащая до 30% керогена. Из-за низкой проницаемости Баженовская свита является флюидоупором для нефти и газа нижележащих нефтегазоносных горизонтов, в частности, трудноизвлекаемых запасов низкопроницаемых пластов Тюменской свиты (верхняя юра).The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for developing hard-to-recover oil reserves of dense reservoirs heterogeneous in permeability. Low-permeability reservoirs concentrate large hydrocarbon reserves, the production of which is impossible by traditional methods. At the same time, a significant part of the hydrocarbons may be contained in closed pores, as a result of which the production of artificial porosity in the reservoir is necessary for production. In addition, such deposits often contain solid organic matter - kerogen (TOV), which is not always cost-effective to extract and use. An example of such deposits is the Bazhenov Formation, containing up to 30% kerogen. Due to its low permeability, the Bazhenov Formation is a fluid support for oil and gas of the underlying oil and gas horizons, in particular, hard-to-recover reserves of low-permeability layers of the Tyumen Formation (Upper Jurassic).
Известен способ разработки низкопроницаемых нефтегазовых пластов, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин с последовательным чередованием забоев, проведение гидроразрыва пласта (ГРП) с учетом горизонтальных напряжений в пласте и нагнетания вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающих скважин (RU 2579039, 2015).There is a method of developing low-permeability oil and gas reservoirs, including drilling production and injection wells with sequential alternation of faces, hydraulic fracturing (Fracturing) taking into account horizontal stresses in the reservoir and injection of a displacing agent directly into the supply area of production wells (RU 2579039, 2015).
Недостатками данного способа являются сложность его осуществления, недостаточный КИН, не учет капиллярных сил в низкопроницаемом пласте и, как следствие, потеря динамического напора при вытеснении нефти.The disadvantages of this method are the complexity of its implementation, insufficient oil recovery factor, disregarding capillary forces in a low-permeability formation and, as a result, loss of dynamic pressure during oil displacement.
Известен способ разработки углеводородных запасов Баженовской свиты предполагающий использование метансодержащего газа (попутного нефтяного или природного) для поэтапной закачки в пласт в качестве вытесняющего агента, обеспечивающего растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице (RU 2513963, 2014).There is a method for developing hydrocarbon reserves of the Bazhenov Formation involving the use of methane-containing gas (associated petroleum or natural) for phased injection into the reservoir as a displacing agent, which provides the dissolution of liquid hydrocarbons and their release from the bound state in a kerogen-containing matrix (RU 2513963, 2014).
Недостатками способа являются высокий расход метансодержащего газа, а также низкая эффективность в случае применения в пласте с закрытой пористостью.The disadvantages of the method are the high consumption of methane-containing gas, as well as low efficiency in the case of application in the reservoir with closed porosity.
Известен способ разработки неоднородных пластов с применением гидроразрыва пласта и паротепловых циклических воздействий (RU 2633930, 2017).A known method for the development of heterogeneous formations using hydraulic fracturing and thermal cyclic impacts (RU 2633930, 2017).
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных пластов. Кроме того, применение паротепловых методов обработки является малоэффективным при больших глубинах залегания платов.The disadvantage of this method is the low oil recovery in the development of heterogeneous formations. In addition, the use of steam-thermal processing methods is ineffective at large depths of the boards.
Известен способ разработки керогенсодержащих пластов Баженовской свиты внутрипластовым горением с вводом дополнительного топлива, включающий создание очага горения в Баженовском пласте за счет закачки в пласт дополнительного топлива и кислородсодержащей смеси (воздуха) в качестве окислителя и дальнейшее использование керогена в качестве топлива (RU 2637695, 2017).There is a method for developing kerogen-containing strata of the Bazhenov formation by in-situ combustion with the introduction of additional fuel, which includes creating a combustion zone in the Bazhenov formation by injecting additional fuel and an oxygen-containing mixture (air) as an oxidizing agent into the reservoir and further use of kerogen as fuel (RU 2637695, 2017) .
Недостатком способа является недостаточная эффективность, затрата значительной части закачиваемого воздуха на окисление нефти и дополнительного топлива, низкая эффективность и невозможность одновременной добычи углеводородного сырья из Баженовской и Тюменской свит.The disadvantage of this method is the lack of efficiency, the cost of a significant part of the injected air for the oxidation of oil and additional fuel, low efficiency and the inability to simultaneously produce hydrocarbons from the Bazhenov and Tyumen suites.
Известен способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти, включающий закачку в нагнетательные скважины воздуха и воды для создания в пласте внутрипластового окисления и/или горения и отбора нефти, газов горения и попутных нефтяных газов из добывающих скважин с целью закачки их в нагнетательные скважины и использования их совместно или по отдельности в качестве компонентов вытесняющего агента (RU 97115241).There is a method of developing deposits with hard-to-recover oil reserves, including the injection of air and water into injection wells to create in-situ oxidation and / or combustion in the formation and selection of oil, combustion gases and associated oil gases from production wells with the aim of injecting them into injection wells and using them together or separately as components of a displacing agent (RU 97115241).
Недостатком способа является невозможность его применения для неоднородных по проницаемости пластов, необходимость применения воды для контроля протекания процессов внутрипластового горения и/или окисления, расход части добываемой нефти в результате внутрипластового горения для обеспечения термического воздействия. Также недостатком является существенная удаленность в пространстве выхода газов горения и попутных нефтяных газов из добывающей скважины от нагнетательной скважины, в которую предполагается их закачивать, что создает необходимость дополнительной транспортировки газов.The disadvantage of this method is the impossibility of its application for heterogeneous permeability formations, the need to use water to control the processes of in-situ combustion and / or oxidation, the consumption of part of the oil produced as a result of in-situ combustion to provide thermal effects. Another disadvantage is the substantial distance in the space of the exit of combustion gases and associated petroleum gases from the producing well from the injection well into which it is supposed to be injected, which creates the need for additional gas transportation.
Известен способ разработки внутрипластовым горением неоднородных по проницаемости пластов, разделенных непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 до 3 метров, включающий закачку вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и обработку призабойных зон скважин методом внутрипластового горения, при котором температуру фронта горения поддерживают на уровне и в течение времени достаточном для создания зоны развития проницаемости в непроницаемых перемычках непродуктивных пород и обеспечения вертикальной фильтрации флюидов через созданную зону, при этом внутрипластовое горение инициируют в пласте (пропластке) с наименьшей проницаемостью. Технический результат способа заключается в повышении охвата вытеснением и нефтеотдачи, в снижении затрат вытесняющего агента на добычу нефти за счет более рационального использования введенного в пласт тепла (RU 2607127).There is a method of developing in-situ combustion of heterogeneous permeability formations separated by impermeable bridges of unproductive rocks with thicknesses from 0.5 to 3 meters, which includes injecting displacing agents through injection wells and treating bottom-hole zones of wells by in-situ combustion, at which the combustion front temperature is maintained at and for enough time to create a zone of permeability development in impermeable bridges of unproductive rocks and to ensure vertical fluid filtration through the created zone, while in-situ combustion is initiated in the formation (layer) with the lowest permeability. The technical result of the method consists in increasing the coverage of the displacement and oil recovery, in reducing the cost of the displacing agent for oil production due to a more rational use of heat introduced into the reservoir (RU 2607127).
Недостатками способа являются необходимость применения дополнительных вытесняющих агентов, существенный расход добываемых углеводородов в процессе внутрипластового горения, необходимость контролировать процесс горения в узком диапазоне условий, многостадийность технологического процесса, что в совокупности снижает эффективность добычи нефти из многопластового неоднородного месторождения с низкопроницаемыми и закрытопористыми системами.The disadvantages of the method are the need to use additional displacing agents, a significant consumption of produced hydrocarbons in the in-situ combustion process, the need to control the combustion process in a narrow range of conditions, the multi-stage process, which together reduces the efficiency of oil production from a multi-layer heterogeneous field with low permeability and closed-porous systems.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами, включающий создание системы многозабойных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин на разных уровнях выше и ниже нефтеносного горизонта, создание дополнительных восходящих и нисходящих боковых стволов, параллельно пронизывающих нефтеносный слой. Добычу нефти осуществляют после создания перфорации боковых стволов, осуществления гидравлического разрыва пласта, закачки в образовавшиеся трещины пропанта и закачивания кислородсодержащей смеси в пропластки-неколлекторы с созданием зоны окисления с повышенной температурой (RU 2567918).Closest to the proposed invention is a method of developing oil fields represented by multilayer reservoirs heterogeneous in permeability and non-reservoirs, including the creation of a system of multilateral injection and producing horizontal wells at different levels above and below the oil horizon, the creation of additional ascending and descending sidetracks parallel to the oil-bearing layer . Oil production is carried out after perforation of the sidetracks, hydraulic fracturing, injection of proppant into the formed cracks and injection of an oxygen-containing mixture into non-reservoir interlayers with the creation of an oxidation zone with elevated temperature (RU 2567918).
Недостатком способа является невозможность осуществления одновременной разработки пропластков-неколлекторов и пропластков-коллекторов, так как в первую очередь осуществляется разработка пропластков-неколлекторов методом внутрипластового окисления, что заведомо снижает производительность системы скважин. По завершении разработки пропластков-неколлекторов данный способ позволяет использовать многозабойные скважинные системы для добычи нефти из пропластков-коллекторов. При этом необходимо применение дополнительного вытесняющего агента в большом количестве, от характеристик которого зависит эффективность вытеснения нефти на данном этапе.The disadvantage of this method is the impossibility of the simultaneous development of non-reservoir interlayers and reservoir interlayers, since the first is the development of non-reservoir interlayers by in-situ oxidation, which obviously reduces the productivity of the well system. Upon completion of the development of non-reservoir interlayers, this method allows the use of multi-well borehole systems for oil production from reservoir interlayers. In this case, it is necessary to use an additional displacing agent in large quantities, the efficiency of oil displacement at this stage depends on the characteristics of which.
Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение нефтеотдачи при разработке многопластового неоднородного нефтяного месторождения, представленного сочетанием низкопроницаемого и керогенсодержащего пластов.The technical problem to which the present invention is directed is to increase oil recovery in the development of a multi-layer heterogeneous oil field, represented by a combination of low-permeability and kerogen-containing formations.
Указанная проблема решается тем, что в способе разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения осуществляют бурение горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, параллельных друг другу по простиранию пластов, соответственно, в вышележащем непроницаемом керогенсодержащем пласте и в нижележащем низкопроницаемом пласте, далее производят перфорацию стволов скважин с последующим гидравлическим разрывом каждого пласта жидкостью на углеводородной основе с образованием систем трещин, соединенных в единый техногенный коллектор, после чего производят закачку в образованную систему трещин пропанта и осуществляют подачу в нагнетательную скважину непроницаемого керогенсодержащего пласта кислородсодержащего агента с созданием в нем зоны окисления с повышенной температурой и образованием в зоне внутрипластового горения вытесняющего агента в виде продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента с обеспечением его вертикальной фильтрации в нижележащий низкопроницаемый пласт, затем по добывающей скважине из низкопроницаемого пласта осуществляют подъем нефти на устье, причем бурение горизонтальной нагнетательной скважины в непроницаемом керогенсодержащем пласте производят на расстоянии от кровли низкопроницаемого пласта не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащего агента.This problem is solved by the fact that in the method of developing a multilayer heterogeneous oil field, horizontal injection and production wells are drilled parallel to each other along the strike of the formation, respectively, in the overlying impenetrable kerogen-containing formation and in the underlying low-permeability formation, then perforation of the boreholes followed by each layer with a hydrocarbon-based liquid with the formation of fracture systems connected into a single technogenic reservoir, after which proppant cracks are injected into the formed fracture system and an oxygen-impermeable oxygen-containing agent is injected into the injection well with the formation of an oxidation zone in it with an elevated temperature and formation in the zone of in-situ combustion of a displacing agent in the form of a product of in-situ transformation of an oxygen-containing agent with the provision of its vertical filtration into the underlying low-prone reservoir, then oil is lifted from the low-permeability formation well at the wellhead, and the horizontal injection well is drilled in the impermeable kerogen-containing formation at a distance from the roof of the low-permeability formation not less than the radius of the zone of total oxygen consumption during the injection of the oxygen-containing agent.
Достигаемый технический результат изобретения заключается в обеспечении повышенной степени смесимости в низкопроницаемых пластах нефти и вытесняющего инертного газового агента, состоящего из продуктов внутрипластового горения непроницаемых керогенсодержащих пластов, что обуславливает высокую степень вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов-коллекторов при осуществлении совместной разработки разных по проницаемости пластов.The achieved technical result of the invention is to provide an increased degree of miscibility in low-permeability oil formations and a displacing inert gas agent consisting of products of in-situ combustion of impermeable kerogen-containing formations, which leads to a high degree of oil displacement from low-permeability reservoirs during the joint development of different permeability formations.
Сущность изобретения поясняется чертежами, на которых приведена схема осуществления ГРП (фиг. 1) и схема предлагаемого способа добычи нефти многопластового неоднородного месторождения после осуществления ГРП (фиг. 2).The invention is illustrated by drawings, which shows a diagram of the implementation of hydraulic fracturing (Fig. 1) and a diagram of the proposed method of oil production of a multilayer heterogeneous field after hydraulic fracturing (Fig. 2).
На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - добывающая скважина, 2 - нагнетательная скважина, 3 - непроницаемый керогенсодержащий пласт, 4 - низкопроницаемый нефтеносный пласт, 5 - линия подачи воздуха, 6 - линия подъема нефти, 7 - вектор внутрипластового горения воздуха, 8 - линия фильтрации (вытеснения) нефти в пласте инертным газовым агентом, 9 - процесс трещинообразования в результате проведения гидроразрыва в низкопроницаемом нефтеносном пласте, 10 - процесс трещинообразования в результате проведения гидроразрыва в непроницаемом керогенсодержащем пласте.The following notation is adopted in the drawing: 1 - production well, 2 - injection well, 3 - impermeable kerogen-containing formation, 4 - low-permeability oil-bearing formation, 5 - air supply line, 6 - oil rise line, 7 - in-situ air combustion vector, 8 - line filtration (displacement) of oil in the formation by an inert gas agent, 9 - the process of fracturing as a result of hydraulic fracturing in a low-permeable oil-bearing formation, 10 - the process of fracturing as a result of hydraulic fracturing in an impermeable kerogen-containing formation.
Предложенный способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
На разрабатываемом участке осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин 1 в нефтеносном низкопроницаемом пласте 4 и параллельных им по простиранию пластов нагнетательных скважин 2 в непроницаемом керогенсодержащем пласте 3. Бурение нагнетательной скважины 2 осуществляют таким образом, чтобы расстояние от горизонтального участка скважины 2 до кровли нефтенасыщенного низкопроницаемого пласта 4 составляло не менее радиуса зоны полного потребления кислорода в реакции окисления твердых органических веществ (ТОВ) при последующем нагнетании кислородсодержащей смеси в эту скважину. Выбор такого расстояния осуществляется с целью формирования условий минимизации горения добываемой нефти, при которых создаваемое в дельнейшем внутрипластовое горение локализуется преимущественно в верхнем керогенсодержащем пласте, а в нижнем низкопроницаемом пласте осуществляется преимущественно фильтрация (вытеснение) нефти. Величина радиуса полого потребления кислорода определяется на основании моделирования процессов горения/окисления конкретного пласта, в результате которого определяются и учитываются период индукции взаимодействия кислородсодержащего агента и ТОВ пород при начальных температурах пласта (обычно 80-120°С), скорость протекания реакции горения/окисления, объем кислородсодержащего агента, необходимого для полного протекания реакции горения/окисления ТОВ.At the developed site,
Протяженность горизонтальных участков добывающих и нагнетательных скважин 1 и 2 устанавливаются исходя из протяженности и мощности разрабатываемых пластов и технических возможностей применяемого оборудования. После забуривания скважин производят перфорацию горизонтальных участков стволов нагнетательной и добывающей скважинных систем. Далее осуществляют гидроразрыв низкопроницаемого пласта 4 для увеличения приемистости пласта и закачку в образовавшуюся систему трещин пропанта, после чего осуществляют гидроразрыв непроницаемого керогенсодержащего пласта 3 с образованием систем трещин двух пластов, соединенных в единый техногенный коллектор, и закачку в систему трещин пропанта. При проведении ГРП не используют растворы, способствующие набуханию или диспергированию глинистых компонентов породы при пластовых температурах (используются жидкости для ГРП на углеводородной основе). При проведении гидроразрыва пластов 3 и 4 с образованием трещин, объединенных в пластах в единый техногенный коллектор между горизонтальными участками скважин, возникает гидродинамическая связь между нагнетательной и добывающей скважинами.The length of the horizontal sections of production and
Далее осуществляют закачку кислородсодержащего агента в нагнетательную скважину непроницаемого керогенсодержащего пласта. В качестве кислородсодержащего агента используют технический воздух, который не требует специальной подготовки.Next, an oxygen-containing agent is pumped into the injection well of an impermeable kerogen-containing formation. As an oxygen-containing agent, technical air is used, which does not require special preparation.
При закачивании в пласт кислородсодержащего агента происходит окисление ТОВ керогенсодержащего пласта, сопровождающееся выделением большого количества тепла. ТОВ породы окисляется легче нефти, поэтому нефть не расходуется на реакцию с воздухом, в отличие от обычного термогазового способа. Легкая окисляемость ТОВ и низкая теплопроводность породы приводит к неравномерному разогреву и растрескиванию породы, т.е. образованию в непроницаемых пластах искусственной пористости. В процессе взаимодействия с ТОВ закачиваемый воздух трансформируется в инертный газовый агент, состоящий из непрореагировавших компонентов воздуха (азот и др.), продуктов окисления ТОВ (углекислый газ) и легких углеводородов пласта, перешедших в газовую фазу. Углеводороды породы с закрытой пористостью будут мобилизоваться и испаряться при нагреве в газовой фазе, обогащая газ и повышая его нефтевытесняющую способность за счет увеличения смесимости с нефтью. Продукт внутрипластовой трансформации воздуха (инертный газовый агент) после формирования в керогенсодержащем слое распространяется в нефтенасыщенный низкопроницаемый пласте под влиянием градиента избыточного давления, сформированного в результате закачивания в керогенсодержащий пласт кислородсодержащего газового агента, а также в результате горения ТОВ, т.о. обеспечивается его вертикальная фильтрация в нижележащий низкопроницаемый пласт Распространяясь в нефтенасыщенном низкопроницаемом пласте, газовый агент вытесняет при этом нефтепродукты, содержащиеся в этом пласте, которые добывают через добывающую скважину нефтеносного пласта (2). Состав вытесняющего газового агента обуславливает высокую степень вытеснения нефти из плотных низкопроницаемых пластов, а его инертность обеспечивает отсутствие процессов окисления нефти в пласте.When an oxygen-containing agent is injected into the formation, TOV of the kerogen-containing formation is oxidized, accompanied by the release of a large amount of heat. TOV of the rock is oxidized more easily than oil, so oil is not consumed in a reaction with air, in contrast to the conventional thermogas method. The easy oxidizability of TOV and low thermal conductivity of the rock leads to uneven heating and cracking of the rock, i.e. the formation of impermeable layers of artificial porosity. In the process of interaction with TOV, the injected air is transformed into an inert gas agent, consisting of unreacted air components (nitrogen, etc.), TOV oxidation products (carbon dioxide) and light hydrocarbons of the formation that have passed into the gas phase. Closed-porosity rock hydrocarbons will mobilize and evaporate when heated in the gas phase, enriching the gas and increasing its oil-displacing ability by increasing the miscibility with oil. The product of in-situ transformation of air (inert gas agent) after formation in the kerogen-containing layer spreads to the oil-saturated low-permeability layer under the influence of an overpressure gradient formed as a result of injection of an oxygen-containing gas agent into the kerogen-containing layer, and also as a result of TOV combustion, i.e. it is vertically filtered into the underlying low-permeability formation. Spreading in an oil-saturated low-permeability formation, the gas agent displaces the oil products contained in this formation, which are produced through the producing well of the oil-bearing formation (2). The composition of the displacing gas agent causes a high degree of oil displacement from dense low-permeability formations, and its inertness ensures the absence of oil oxidation processes in the formation.
Таким образом, при разработке неоднородного многопластового месторождения создаются условия формирования инертного газового агента в одном пласте (непроницаемый керогенсодержащий пласт) и его использования в другом пласте (плотный низкопроницаемый коллектор) для эффективного вытеснении нефти, что обеспечивает реализацию эффективной совместной одновременной разработки разных по проницаемости пластов. При этом за счет генерирования тепла непосредственно в непроницаемом керогенсодержащем пласте значительно снижаются потери в стволе скважины тепловой энергии, необходимой для растрескивания породы в непроницаемом керогенсодержащем пласте и испарения легких углеводородов, что позволяет применять метод в условиях глубоко залегающих пластов и месторождений с интервалами многолетних мерзлотных пород.Thus, when developing a heterogeneous multilayer field, conditions are created for the formation of an inert gas agent in one layer (an impermeable kerogen-containing layer) and its use in another layer (a dense low-permeability reservoir) for efficient oil displacement, which ensures the effective simultaneous development of different permeability layers. At the same time, due to the generation of heat directly in the impermeable kerogen-containing formation, the losses in the borehole of the thermal energy necessary for cracking the rock in the impermeable kerogen-containing formation and evaporation of light hydrocarbons are significantly reduced, which allows the method to be used in deep-seated formations and deposits with intervals of permafrost.
Предложенный способ добычи нефти многопластового неоднородного месторождения продемонстрирован на примере разработки запасов углеводородов Баженовской свиты, представленной закрытопористыми керогенсодержащими пластами, и Тюменской свиты, представленной платными низкопроницаемыми нефтеносными коллекторами.The proposed method for oil production of a multilayer heterogeneous field is demonstrated by the example of developing hydrocarbon reserves of the Bazhenov Formation, represented by closed-porous kerogen-containing formations, and the Tyumen Formation, represented by paid low-permeability oil reservoirs.
Разрабатываемый низкопроницаемый нефтеносный пласт залегает на глубине 2500 м. Проницаемость пласта составляет 0,001-0,003 мкм2. Пласт насыщен нефтью вязкостью 0,9 мПа*с при пластовых условиях: температуре 90°С и давлении 25.5 МПа. Пласт сложен породами терригенного типа. Суммарная эффективная толщина пласта 25 м, начальная нефтенасыщенность 0.75, средняя пористость около 18%. Непосредственно над разрабатываемом пластом расположен керогенсодержащий пласт с закрытой пористостью. Эффективная толщина непроницаемого керогенсодержащего пласта составляет 45 м. Содержание ТОВ в породе составляет 25% масс.The developed low-permeability oil-bearing formation lies at a depth of 2500 m. The permeability of the formation is 0.001-0.003 μm2. The reservoir is saturated with oil with a viscosity of 0.9 MPa * s under reservoir conditions: a temperature of 90 ° C and a pressure of 25.5 MPa. The bed is composed of terrigenous rocks. The total effective thickness of the formation is 25 m, the initial oil saturation is 0.75, and the average porosity is about 18%. Directly above the reservoir under development is a kerogen-containing reservoir with closed porosity. The effective thickness of the impermeable kerogen-containing formation is 45 m. The content of TOV in the rock is 25% of the mass.
На основании результатов геологоразведочных работ и моделирования распространения фронта горения данного керогенсодержащего пласта установлено эффективное расстояние между забоями горизонтальной нагнетательной скважины в керогенсодержащем пласте и добывающей горизонтальной скважины в верхнем керогенсодержащем пласте, составившее 255 м. Горизонтальный участок нагнетательной скважины располагают в верхней трети керогенсодержащего пласта, горизонтальный участок добывающей скважины располагают в нижней трети керогенсодержащего пласта. Таким образом, расстояние между горизонтальными участками скважин составляет в среднем 60 м.Based on the results of exploration and modeling the propagation of the combustion front of this kerogen-containing formation, the effective distance between the faces of the horizontal injection well in the kerogen-containing formation and the producing horizontal well in the upper kerogen-containing formation was 255 m. The horizontal section of the injection well is located in the upper third of the kerogen-containing formation production wells are located in the lower third of the kerogen-containing formation. Thus, the distance between the horizontal sections of the wells is on average 60 m.
На первом этапе проводили ГРП в обоих пластах с использованием жидкости на углеводородной основе до момента начала установления гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами. После проведения ГРП закачивали пропант в образованную систему трещин.At the first stage, hydraulic fracturing was performed in both reservoirs using a hydrocarbon-based fluid until the moment the hydrodynamic relationship between the producing and injection wells was established. After hydraulic fracturing, proppant was pumped into the formed system of cracks.
Далее осуществляли первичную закачку воздуха в объеме 320 тыс м3 в нагнетательную скважину верхнего керогенсодержащего пласта, инициировали процесс горения в пласте, после чего продолжали закачку воздуха в пласт и развитие внутрипластового горения до температуры 200-250°С и выше. Через сутки после начала осуществления процесса внутрипластового горения начинали отбор нефти из добывающей скважины нижнего низкопроницаемого пласта.Next, primary air was injected in a volume of 320 thousand m 3 into the injection well of the upper kerogen-containing formation, the combustion process in the formation was initiated, after which air injection into the formation and the development of in-situ combustion to a temperature of 200-250 ° C and higher were continued. A day after the start of the in situ combustion process, the selection of oil from the production well of the lower low-permeability formation began.
Процесс нефтедобычи осуществляли до момента прорыва вытесняющего газового агента через добывающую скважину нижнего нефтеносного пласта. Общее количество добытой нефти на участке составило 4483 т. При альтернативном способе разработки на основе внутрипластового горения в нефтенасыщенном пласте на аналогичном участке количество добытой нефти составило 2156 т, что существенно менее эффективно, чем применение вышеописанного способа и свидетельствует о меньшей степени смесимости нефти и вытесняющего инертного газового агента.The oil production process was carried out until the displacement of the displacing gas agent through the production well of the lower oil reservoir. The total amount of oil produced in the area was 4483 tons. In an alternative development method based on in-situ combustion in an oil-saturated formation in a similar area, the amount of oil produced was 2156 tons, which is significantly less effective than using the above method and indicates a lower degree of miscibility of oil and displacing inert gas agent.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019136914A RU2722895C1 (en) | 2019-11-18 | 2019-11-18 | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019136914A RU2722895C1 (en) | 2019-11-18 | 2019-11-18 | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2722895C1 true RU2722895C1 (en) | 2020-06-04 |
Family
ID=71067836
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019136914A RU2722895C1 (en) | 2019-11-18 | 2019-11-18 | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2722895C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753318C1 (en) * | 2020-10-20 | 2021-08-13 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Хабаровский Федеральный исследовательский центр Дальневосточного отделения Российской академии наук | Method for developing petroleum deposits |
| RU2819880C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for development of zonal-inhomogeneous kerogen-containing formation |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2109133C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
| EA010677B1 (en) * | 2003-11-03 | 2008-10-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales |
| RU2344280C1 (en) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells |
| US20140096958A1 (en) * | 2012-10-09 | 2014-04-10 | Eric John Wernimont | Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment |
| RU2567918C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| RU2574434C1 (en) * | 2015-01-23 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Method of mining-well tar production and process equipment system for its implementation |
| US20180010434A1 (en) * | 2015-02-07 | 2018-01-11 | World Energy Systems Incorporated | Stimulation of light tight shale oil formations |
-
2019
- 2019-11-18 RU RU2019136914A patent/RU2722895C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2109133C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
| EA010677B1 (en) * | 2003-11-03 | 2008-10-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales |
| RU2344280C1 (en) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells |
| US20140096958A1 (en) * | 2012-10-09 | 2014-04-10 | Eric John Wernimont | Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment |
| RU2567918C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| RU2574434C1 (en) * | 2015-01-23 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (ГУУ) | Method of mining-well tar production and process equipment system for its implementation |
| US20180010434A1 (en) * | 2015-02-07 | 2018-01-11 | World Energy Systems Incorporated | Stimulation of light tight shale oil formations |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753318C1 (en) * | 2020-10-20 | 2021-08-13 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Хабаровский Федеральный исследовательский центр Дальневосточного отделения Российской академии наук | Method for developing petroleum deposits |
| RU2819880C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for development of zonal-inhomogeneous kerogen-containing formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Sheng | Critical review of field EOR projects in shale and tight reservoirs | |
| Alvarez et al. | Current overview of cyclic steam injection process | |
| US7604054B2 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by convective heating of oil sand formations | |
| US6918444B2 (en) | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock | |
| CA2698757C (en) | Application of reservoir conditioning in petroleum reservoirs | |
| RU2306410C1 (en) | Method for thermal gaseous hydrate field development | |
| US8899327B2 (en) | Method for recovering hydrocarbons using cold heavy oil production with sand (CHOPS) and downhole steam generation | |
| CA2975611A1 (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
| US20070199706A1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by convective heating of oil sand formations | |
| US20070199705A1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by vaporizing solvents in oil sand formations | |
| US20070199710A1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by convective heating of oil sand formations | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2358099C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil | |
| WO2013059909A1 (en) | Steam flooding with oxygen injection, and cyclic steam stimulation with oxygen injection | |
| RU2567918C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2722893C1 (en) | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit | |
| US20070199699A1 (en) | Enhanced Hydrocarbon Recovery By Vaporizing Solvents in Oil Sand Formations | |
| CA2958715C (en) | Systems and methods for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation that includes overlying inclined heterolithic strata | |
| RU2722895C1 (en) | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit | |
| Turta | In situ combustion | |
| RU2386801C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion | |
| RU2597040C1 (en) | Method for development of hydrocarbon fluid deposits | |
| Ezeuko et al. | Towards the development of bitumen carbonates: an integrated analysis of Grosmont steam pilots | |
| RU2669949C1 (en) | Method of development of low-permeable oil deposits | |
| Alfarge et al. | Other enhanced oil recovery methods for unconventional reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201203 Effective date: 20201203 |