RU2739013C1 - Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones - Google Patents

Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones Download PDF

Info

Publication number
RU2739013C1
RU2739013C1 RU2019136420A RU2019136420A RU2739013C1 RU 2739013 C1 RU2739013 C1 RU 2739013C1 RU 2019136420 A RU2019136420 A RU 2019136420A RU 2019136420 A RU2019136420 A RU 2019136420A RU 2739013 C1 RU2739013 C1 RU 2739013C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
zones
saturated
injection
packer
Prior art date
Application number
RU2019136420A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Инкилапович Амерханов
Наиль Мунирович Ахметшин
Фаниль Муктасимович Ахметзянов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019136420A priority Critical patent/RU2739013C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2739013C1 publication Critical patent/RU2739013C1/en

Links

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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • 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
    • 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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • 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
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • 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
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (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)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.
SUBSTANCE: invention relates to the oil-producing industry. Method of developing a reservoir of high-viscosity oil with water-saturated zones includes the construction of horizontal production and higher injection wells with the installation of casing strings with filter parts in the corresponding horizontal sections, heating the reservoir by injection into both wells of a hot working agent with a specific weight below the specific gravity of the reservoir water, conducting studies to determine water-saturated zones adjacent to the production well, after that in casing adjacent to water-saturated zones of this well, these zones are covered with water-insulating compound destructing at external action, with subsequent process exposure, pumping of displacement agent into injection well and withdrawal of product from production well. Waterproofing composition used is heat-resistant gel composition, and displacing agent - steam with temperature of not less than 180 °C. Determination of water-saturated zones is carried out in the production well by geophysical studies in two stages, the first of which is electric and/or radioactive - before the beginning of steam injection, and second thermometric - after the formation is heated before production begins. Upon detection of water-saturated zones, opened by horizontal shaft of production well on the side of wellhead, and determination of extreme upper and lower boundaries of these zones before pumping and forcing into the porous space of the productive formation water-insulating composition closer to the bottom not less than 15 m relative to the lower boundary of the water-saturated zone, a blind drilled packer is installed. Then, closer to the mouth at least 15 m relative to the upper boundary of the water-saturated zone on the tubing string, a passable detachable packer is lowered and installed with an outlet into the inter-packer space by at least 3 meters from the detachable packer. Pumping of water-insulating compound is carried out along the tubing string at pressure not exceeding the pressure of hydraulic fracturing of the formation. After the process exposure, the detachable packer is removed together with the tubing string, and the blind packer is drilled together with water-proof composition left in the well shaft. After that, in the production well, the pump running in the tubing is placed below the depth of the water-insulating composition pumping interval by at least 50 m. After that, injection well is started for steam pumping, and producer - for product extraction.
EFFECT: technical result is high-quality insulation of water-saturated zones of formation, concentration of depression created by pump in production well, in oil sections of horizontal shaft, creation of local hydrodynamic connection between horizontal production and located above injection wells in zone of toe and expansion along bores of wells with simultaneous reduction of material costs in operation.
1 cl, 3 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity and bituminous oil.

Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU №2578134, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2016), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%, после чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.There is a known method of developing an oil reservoir in fractured reservoirs with water-oil zones (patent RU No. 2578134, IPC E21B 43/20, publ. Bull. No. 8 dated 03/20/2016), including the construction of vertical wells, determination of fractured or decompaction zones in each well and oil-saturated compacted layers, drilling horizontal production wells in oil-saturated compacted layers below the top of the reservoir at a distance of 2-5 m and above the oil-water contact at a distance of at least 10 m, isolating the above-defined zones on both sides with packers with the installation of controlled valves between them, pumping a displacing agent into injection wells and oil withdrawal through production wells until the water cut of the produced oil reaches more than 75%, after which water-insulating viscous compositions are periodically injected into horizontal wells that are resistant to water erosion with open controlled valves until the injection pressure increases from the initial by 30-50%, but not exceeding q Reservoir fracture opening, so that the reservoir pressure is equalized in the horizontal wellbore and the oil is uniformly displaced from the reservoir pores from bottom to top along the section by bottom water.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки высоковязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.The disadvantages of the known method are a narrow field of application, since it is impossible to use in thermal methods of high-viscosity oil development due to the instability of water-isolating compositions, incomplete impact on the formation, limited by the interval between two packers, high cost of packers with controlled valves.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, причем в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.The closest in technical essence is a method of developing a deposit of high-viscosity oil and / or bitumen with water-oil zones (patent RU No. 2522369, IPC Е21В 43/24, publ. Bull. No. 19 dated 07/10/2014), including the construction of horizontal production and injection wells with the installation of casing strings, injection of a displacing agent with a specific gravity lower than the specific gravity of formation water into an injection well and withdrawal of products from a production well, moreover, a coolant with a temperature of at least 80 ° C is used as a displacing agent, and studies are carried out to determine aquifers adjacent to the production well, after which the casing adjacent to the aquifers of this well is sequentially filled from the bottomhole to the wellhead with a water-insulating composition that collapses when the stability temperature of this composition is exceeded, which is selected below the temperature of the coolant, after technological holding of the insulating composition the wells are brought into production as usual.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, с учетом того, что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии при превышении температуры стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также способ не предусматривает вариант расположения водонасыщенных зон в начальной части горизонтального ствола примыкающей к началу фильтра - зона «пятки», при условии отсутствия водонасыщенных зон в зоне окончания горизонтального ствола - зоне «носка».The disadvantages of this method are a narrow field of application, taking into account the fact that the water-insulating composition is destroyed by thermal action when the temperature of the stability of this composition is exceeded, which can be easily achieved when extracting high-viscosity oil with injection of high-temperature steam (more than 180 ° C), the method also does not provide a variant of the location of water-saturated zones in the initial part of the horizontal shaft adjacent to the beginning of the filter - the "heel" zone, provided that there are no water-saturated zones in the zone of the end of the horizontal shaft - the "toe" zone.

Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пластаза счет их качественной изоляции, сосредоточение депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, создание локальной гидродинамической связи между скважинами в зоне «носка» и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин.The technical objectives of the proposed method are to expand the functionality due to the stability of the water-insulating composition at high temperatures (at least 180 ° C), reduce material costs due to unproductive operation and heating of water-saturated zones of the reservoir due to their high-quality isolation, concentration of the depression created by the pump in the production well , in the oil-saturated sections of the horizontal wellbore, the creation of a local hydrodynamic connection between the wells in the "toe" zone and its expansion along the horizontal wells of the pair wells.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.The problem is solved by the method of developing a high-viscosity oil reservoir with water-saturated zones, including the construction of horizontal production and injection wells located above with the installation of casing strings with filter parts in the corresponding horizontal sections, heating the formation by pumping into both wells a hot working agent with a specific gravity below the specific gravity of formation water , conducting research to determine the water-saturated zones adjacent to the production well, after which, in the casing adjacent to the water-saturated zones of this well, these zones are overlapped with a water-insulating composition that collapses under external influence, followed by technological exposure, injection of the displacing agent into the injection well and selection of products from a production well.

Новым является то, что в качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, при обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определения крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава, ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах - НКТ спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера, закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта, после технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины, после этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.The novelty is that a heat-resistant gel composition is used as a water-insulating composition, and steam with a temperature of at least 180 ° C is used as a displacing agent, the determination of water-saturated zones is carried out in a production well by geophysical studies in two stages, the first of which is electric and / or radioactive - before steam injection, and the second thermometric one - after heating the formation before the start of production, when water-saturated zones are detected, exposed by the horizontal wellbore of the production well from the wellhead, and the extreme upper and lower boundaries of these zones are determined before the injection and pushing into the pore space of the productive formation with a water isolation composition, a blind drillable packer is installed closer to the bottom at least 15 m relative to the lower boundary of the water-saturated zone, then closer to the wellhead at least 15 m relative to the upper boundary of the water-saturated zone on the tubing - the tubing is lowered and a through-hole removable packer is installed with an outlet to between the packer space is not less than 3 meters from the removable packer, the water-insulating composition is injected along the tubing at a pressure not exceeding the hydraulic fracturing pressure, after technological holding, the removable packer is removed together with the tubing, and the blind packer is drilled out together with the water-insulating composition remaining in the wellbore , after that, a pump running on the tubing is placed in the production well below the depth of the water-insulating composition injection interval by at least 50 m, after which the injection well is launched for steam injection, and the production well is launched for product withdrawal.

На фиг. 1 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе циркуляции пара в обе скважины.FIG. 1 shows a diagram of the profile of a pair of horizontal wells at the stage of steam circulation in both wells.

На фиг. 2 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе закачки водоизолирующего состава.FIG. 2 shows a diagram of the profile of a pair of horizontal wells at the stage of injection of a water shut-off composition.

На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе эксплуатации.FIG. 3 shows a diagram of the profile of a pair of horizontal wells during the production phase.

Способ осуществляется следующим образом.The method is carried out as follows.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2, установку обсадных колонн с щелями - фильтрами (на чертежах показаны условно), проведение первого этапа геофизических исследований (электрические и/или радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль ствола добывающей скважины 2, а также определение водонасыщенных зон 4, примыкающих к добывающей скважине 2.The method of developing high-viscosity oil deposits with water-saturated zones includes the construction in the productive formation 1 (Fig. 1, 2 and 3) of a horizontal production well 2 and an injection well 3 located above and parallel to the production well 2, the installation of casing strings with slots - filters (in the drawings shown conditionally), the first stage of geophysical surveys (electrical and / or radioactive) to determine oil saturation along the wellbore of production well 2, as well as determination of water-saturated zones 4 adjacent to production well 2.

Далее в нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) и в добывающей скважине 2 для закачки пара размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6 для соответственно, при длине горизонтального ствола скважины более 700 метров - две колонны НКТ, при менее 700 метров - одну колонну НКТ, при этом при использовании двух НКТ 5 и/или 6 (не показано) конец НКТ 5 и/или 6 меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец НКТ 5 и/или 6 большего диаметра во второй половине ствола скважины 3 и 2 соответственно. При этом концы колонн НКТ 6 добывающей скважины 2 размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ 5 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 30 м. На условия расположения НКТ 5 и 6 в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют.Further, in the injection well 3 (Fig. 1) and in the production well 2 for steam injection, one or two tubing strings are placed - tubing 5 and 6 for, respectively, with a horizontal wellbore length of more than 700 meters - two tubing strings, with less 700 meters - one tubing string, while using two tubing strings 5 and / or 6 (not shown) the end of tubing strings 5 and / or 6 of a smaller diameter is located at the beginning of the horizontal wellbore, and the end of tubing strings 5 and / or 6 of a larger diameter in the second half wellbores 3 and 2, respectively. In this case, the ends of the tubing strings 6 of the production well 2 are placed with a horizontal offset relative to the ends of the tubing 5 of the injection well 3 by at least 30 m. The authors do not pretend to the conditions for the location of tubing strings 5 and 6 in wells 2 and 3.

В обе скважины 2 и 3 через НКТ 5 и 6 закачивают теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С для образования паровой камеры (на чертеже не показана). На месторождениях Татарстана рекомендуемый коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальных скважин составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,3-8,6 т/м, а для добывающей скважины 2 - 6,4-6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва покрышки пласта 1. На режимы закачки авторы не претендуют.In both wells 2 and 3 through tubing 5 and 6, a heat carrier in the form of steam with a temperature of at least 180 ° C is pumped to form a steam chamber (not shown in the drawing). In the fields of Tatarstan, the recommended steam flow rate per one linear meter of the filter section of horizontal wells is 8.3-8.6 t / m for injection well 3, and 6.4-6.6 t / m for production well 2 at pressure , not exceeding the pressure of hydraulic fracturing of the seam cover 1. The authors do not pretend to injection modes.

После образования паровой камеры (не показана)до начала добычи продукции проводят второй этап геофизических исследований - термометрический со снятием термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 для определения со стороны устья (не показано)как минимум одной водонасыщенной зоны 4 с пониженной температурой прогрева и уточнения крайних верхней и нижней границ этих зон 4, так как после прогрева интервал зоны 4 может измениться за счет тепловых процессов в пласте 1. При обнаружении водонасыщенных зон 4 (фиг. 2) в начальной зоне (со стороны устья) горизонтального ствола добывающей скважины 2 перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта 1 водоизолирующего состава 7 в виде термостойкой гелевой композиции эти зоны 4 в добывающей скважине перекрывают с двух сторон с запасом не менее 15 м пакерами 8 и 9 для обеспечения надежной водоизоляции. При этом первоначально устанавливают ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер разбуриваемый пакер 8 (например, см. патенты RU №№167386, 2128279, 2441973 и т.п.), потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах - НКТ 6 спускают и устанавливают проходной съемный пакер 9 (например, см. патенты ПМ RU №№164723, 130624 и т.п.) с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера 9 для закачки водоизолирующего состава 7.After the formation of a steam chamber (not shown), before the start of production, the second stage of geophysical research is carried out - thermometric with taking a thermogram along the wellbore of production well 2 to determine from the wellhead side (not shown) at least one water-saturated zone 4 with a reduced heating temperature and clarify the extreme upper and the lower boundaries of these zones 4, since after heating, the interval of zone 4 may change due to thermal processes in reservoir 1. When water-saturated zones 4 are detected (Fig. 2) in the initial zone (from the wellhead side) of the horizontal wellbore of production well 2 before injection and By forcing a water-insulating composition 7 in the form of a heat-resistant gel composition into the pore space of the productive formation 1, these zones 4 in the production well are closed on both sides with a margin of at least 15 m with packers 8 and 9 to ensure reliable water isolation. At the same time, initially, a blind drillable packer, drillable packer 8 is installed closer to the bottom of the bottom at least 15 m relative to the lower boundary of the water-saturated zone (for example, see patents RU No. 167386, 2128279, 2441973, etc.), then closer to the wellhead not less than 15 m relative to the upper boundary of the water-saturated zone on the tubing - tubing 6 is lowered and a through-hole removable packer 9 is lowered (for example, see patents PM RU No. 164723, 130624, etc.) with an exit into the inter-packer space not less than 3 meters from the removable packer 9 for pumping the waterproofing composition 7.

Осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом 7 закачкой при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта, через НКТ 6 в межпакерное пространство, с последующей технологической выдержкой, после закачки водоизолирующего состава 7, продавки его водой и технологической выдержки съемный пакер 9 извлекают вместе с НКТ 6, а глухой пакер 8, установленный ближе к забою, разбуривают вместе с водоизолирующим составом 7 оставшимся в стволе скважины 2. На способы посадки и извлечения пакеров 8 и 9 авторы не претендуют, так как это зависит от конструкции самих пакеров 8 и 9.These zones are overlapped with a water-insulating composition 7 by injection at a pressure not exceeding the hydraulic fracturing pressure through the tubing 6 into the inter-packer space, followed by technological holding, after pumping the water-insulating composition 7, displacing it with water and technological holding, the removable packer 9 is removed together with the tubing 6, and the blind packer 8, installed closer to the bottomhole, is drilled out together with the waterproofing composition 7 remaining in the wellbore 2. The authors do not pretend to the methods of planting and retrieving packers 8 and 9, since it depends on the design of the packers 8 and 9 themselves.

После чего в добывающей скважине 2 (фиг. 3) размещают спускаемый на НКТ 6 насос 10 ниже не менее 40 м глубины интервала установки водоизолирующего состава 7. Вдоль всего ствола скважины 2 может быть размещен оптоволоконный кабель (не показан). Нагнетательную скважину 3 запускают под закачку пара через НКТ 5, а добывающую 2 - под отбор продукции насосом 10 по НКТ 6. При этом создаваемая насосом 10 депрессия будет охватывать влиянием всю дренируемую область обсаженного горизонтального ствола скважины 2 за исключение водонасыщенной зоны 4 с проникшим в пласт водоизолирующим составом 7.After that, in the production well 2 (Fig. 3), a pump 10, which is lowered onto the tubing 6, is placed below at least 40 m of the depth of the interval for installing the water-insulating composition 7. A fiber-optic cable (not shown) can be placed along the entire wellbore 2. Injection well 3 is launched for steam injection through tubing 5, and production well 2 - for product withdrawal by pump 10 along tubing 6. In this case, the depression created by pump 10 will affect the entire drained area of the cased horizontal wellbore 2, except for the water-saturated zone 4 with penetrated into the formation waterproofing compound 7.

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.

На Черемшанском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 145 м, коллектор - пласт 1 (фиг. 1) представлен неоднородными пластами толщиной около 20 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,69 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 0,321 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 958 кг/м3, вязкостью 14860 мПа*с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую -2 и нагнетательную -3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 956 м. После строительства скважин провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные)для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны 4, примыкающие к добывающей скважине 2 на глубине 280 м - 550 м. Провели прогрев пласта 1 закачкой пара температурой 210°С в обе скважины 2 и 3 через НКТ 6 и 5, соответственно, с созданием паровой камеры, при этом в верхнюю нагнетательную скважину 3 закачали объем пара 5400 тонн со среднесуточным расходом 120 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 2 закачали объем пара 4100 тонн со среднесуточным расходом 90 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 17 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 2 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно уточнили границы зоны 4 с пониженной температурой прогрева, которая расположена в интервале глубин от 283 м до 560 м добывающей скважины 2. Установили в скважине 2 разбуриваемый глухой пакер 8 (фиг. 2) на глубине 583 м, после чего спустили на НКТ 6 съемный пакер 9 на глубине 267 м с НКТ, проходящим в межпакерную зону на 5 м от пакера 9. После чего через НКТ 6 закачали водоизолирующий состав 7 (состоящий из гуаровой камеди, полиакриламида, окиси цинка, ацетата хрома, формалина) посредством установки КУДР-8 в объеме 17 м3, с давлением на устье 45 атм (давление гидроразрыва пласта 1 было определено равным 55 атм), далее закачали 6 м3 чистой воды. После остановки закачки и технологической выдержки (24 ч) снизили давление в НКТ 6, пакер 8 вернули в транспортное положение извлекли на НКТ 6 из скважины 2. Далее разбурили внутрискважинное пространство скважины 2 с водоизолирующим составом 7 и пакером 8.At the Cheremshanskoye super-viscous oil field, located at a depth of 145 m, the reservoir - reservoir 1 (Fig. 1) is represented by heterogeneous formations about 20 m thick with the presence of water-saturated zones, reservoir temperature 8 ° C and pressure 0.4 MPa, oil saturation 0.69 d units, porosity 29%, permeability 0.321 µm 2 , density of bitumen in reservoir conditions 958 kg / m 3 , viscosity 14860 mPa * s. A pair of horizontal wells was drilled in reservoir 1: production -2 and injection -3 at a distance of about 5 m from each other, 956 m long.After the wells were built, geophysical surveys (electrical and radioactive) were carried out to determine oil saturation along the wells of production 2 and injection 3 wells , identified potential water-saturated zones 4, adjacent to production well 2 at a depth of 280 m - 550 m. We heated formation 1 by pumping steam at a temperature of 210 ° C into both wells 2 and 3 through tubing 6 and 5, respectively, with the creation of a steam chamber, with At the same time, a volume of steam of 5,400 tons was pumped into the upper injection well 3 with an average daily flow rate of 120 tons / day, and a volume of steam of 4100 tons was pumped into the lower production well 2 with an average daily flow rate of 90 tons / day. Then, after exposure to thermocapillary impregnation for 17 days, thermobarometric measurements were carried out in production well 2 by means of geophysical studies. Based on the results of these studies, the boundaries of zone 4 with a lowered heating temperature were re-specified, which is located in the depth interval from 283 m to 560 m of production well 2. A drillable blind packer 8 (Fig. 2) was installed in well 2 at a depth of 583 m, and then lowered on tubing 6, a removable packer 9 at a depth of 267 m with tubing passing into the inter-packer zone 5 m from the packer 9. Then, through tubing 6, a waterproofing compound 7 (consisting of guar gum, polyacrylamide, zinc oxide, chromium acetate, formalin) was pumped through installation KUDR-8 in a volume of 17 m 3 , with a pressure at the wellhead of 45 atm (the pressure of hydraulic fracturing of formation 1 was determined to be 55 atm), then 6 m 3 of pure water was injected. After stopping the injection and technological holding (24 hours), the pressure in tubing 6 was reduced, the packer 8 was returned to the transport position and removed on tubing 6 from well 2. Next, the downhole space of well 2 was drilled out with a waterproofing compound 7 and a packer 8.

После этого спустили электроцентробежный насос - ЭЦН10 (фиг. 3) на НКТ 6 в добывающую скважину 2 на глубину 715 м, а также оптиковолоконный кабель для контроля динамики температуры вдоль ствола скважины 2, и начали отбор продукции. А в нагнетательную скважину 3 закачивали пар со среднесуточным расходом 100-110 т/сут. После 5 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2, обводненность составила 86-88%, дебит по нефти - 19-22 т/сут.After that, an electric centrifugal pump - ESP10 (Fig. 3) was lowered onto tubing 6 into production well 2 to a depth of 715 m, as well as an optical fiber cable to control the temperature dynamics along the wellbore 2, and product selection began. And steam was injected into injection well 3 with an average daily flow rate of 100-110 tons / day. After 5 months of operation and the establishment of a stable thermohydrodynamic connection between wells 2 and 3, characterized by an increase in the temperature of the produced fluid, as well as an increase in the thermogram along the wellbore of production well 2, the water cut was 86-88%, the oil production rate was 19-22 tons / day.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта за счет их качественной изоляции, сосредоточить депрессию, создаваемую насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола.The proposed method for the development of high-viscosity oil deposits with water-saturated zones allows expanding the functionality due to the stability of the water-insulating composition at high temperatures (at least 180 ° C), reducing material costs due to unproductive operation of water-saturated zones of the reservoir due to their high-quality isolation, concentrating the depression created pump in a production well, in oil-saturated areas of a horizontal wellbore.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, при обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определения крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера, закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта, после технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины, после этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.A method of developing a high-viscosity oil reservoir with water-saturated zones, including the construction of horizontal production and injection wells located above with the installation of casing strings with filter parts in the corresponding horizontal sections, heating the formation by pumping into both wells a hot working agent with a specific gravity below the specific gravity of the formation water, conducting research to determine the water-saturated zones adjacent to the production well, after which, in the casing adjacent to the water-saturated zones of this well, these zones are overlapped with a water-insulating composition that collapses under external influences, followed by technological holding, injection of the displacing agent into the injection well and the selection of products from a production well, characterized in that a heat-resistant gel composition is used as a water-insulating composition, and steam with a temperature of at least 180 ° C is used as a displacing agent, the determination of water-saturated zones is carried out in the production well important by geophysical surveys in two stages, the first of which is electrical and / or radioactive - before the start of steam injection, and the second is thermometric - after heating the formation before the start of production, upon detection of water-saturated zones, exposed by the horizontal wellbore of the production well from the wellhead, and determination of the extreme of the upper and lower boundaries of these zones, before pumping and pushing into the pore space of the productive formation, the water-insulating composition is closer to the bottom of the bottom of at least 15 m relative to the lower boundary of the water-saturated zone, a blind drilled packer is installed, then closer to the mouth of at least 15 m relative to the upper boundary of the water-saturated the zones on the tubing (tubing) are lowered and a through-hole removable packer is installed with an outlet into the inter-packer space at least 3 meters from the removable packer, the water isolation composition is injected through the tubing at a pressure not exceeding the pressure of hydraulic fracturing, after technological holding it is removable The th packer is removed together with the tubing, and the blind packer is drilled out together with the water-insulating compound remaining in the wellbore, after which a pump running on the tubing is placed in the production well below the depth of the water-insulating compound injection interval by at least 50 m, after which the injection well is launched under steam injection, and producing steam - for product selection.
RU2019136420A 2019-11-12 2019-11-12 Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones RU2739013C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019136420A RU2739013C1 (en) 2019-11-12 2019-11-12 Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019136420A RU2739013C1 (en) 2019-11-12 2019-11-12 Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2739013C1 true RU2739013C1 (en) 2020-12-21

Family

ID=74063100

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019136420A RU2739013C1 (en) 2019-11-12 2019-11-12 Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2739013C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4804043A (en) * 1987-07-01 1989-02-14 Mobil Oil Corp. Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery
RU2522369C1 (en) * 2012-12-11 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
RU2527051C1 (en) * 2012-12-27 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2570156C1 (en) * 2014-11-25 2015-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development of flooded oil deposit
RU2578134C1 (en) * 2015-03-11 2016-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones
RU2679423C1 (en) * 2018-04-04 2019-02-08 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals
RU2684262C1 (en) * 2018-03-30 2019-04-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4804043A (en) * 1987-07-01 1989-02-14 Mobil Oil Corp. Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery
RU2522369C1 (en) * 2012-12-11 2014-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
RU2527051C1 (en) * 2012-12-27 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2570156C1 (en) * 2014-11-25 2015-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development of flooded oil deposit
RU2578134C1 (en) * 2015-03-11 2016-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones
RU2684262C1 (en) * 2018-03-30 2019-04-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2679423C1 (en) * 2018-04-04 2019-02-08 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2522369C1 (en) Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones
CA1070611A (en) Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction
US3692111A (en) Stair-step thermal recovery of oil
RU2287677C1 (en) Method for extracting oil-bitumen deposit
RU2455475C1 (en) Method of development of high-viscosity oil fields with strata of small thickness by way of cyclic injection of solvent and steam into single inclined wells
RU2663526C1 (en) Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells
RU2305762C1 (en) Method for viscous oil or bitumen deposit field development
RU2442883C1 (en) Method for development of high-viscosity oil reserves
RU2527051C1 (en) Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect
RU2582251C1 (en) Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen
RU2387819C1 (en) Method to develop sticky oil and bitumen accumulation
RU2626845C1 (en) High-viscosity oil or bitumen recovery method, using hydraulic fractures
RU2274742C1 (en) Method for high-viscous oil or bitumen field development
RU2527984C1 (en) Development method of ultraviscous oil deposit
RU2433254C1 (en) Method of oil filed development
RU2690586C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2693055C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2739013C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones
RU2097536C1 (en) Method of developing irregular multiple-zone oil deposit
RU2584467C1 (en) Method of developing high-viscosity oil field
RU2684262C1 (en) Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones
RU2690588C2 (en) Method of super-viscous oil field development
RU2679423C1 (en) Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals
RU2652245C1 (en) Method for developing the bituminous oil deposit
RU2623407C1 (en) Method of bitumen field development