RU2386800C1

RU2386800C1 - Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen

Info

Publication number: RU2386800C1
Application number: RU2008150530/03A
Authority: RU
Inventors: Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Рафиль Гиниятуллович Абдулмазитов (RU); Рафиль Гиниятуллович Абдулмазитов; Рашит Газнавеевич Рамазанов (RU); Рашит Газнавеевич Рамазанов; Азат Тимерьянович Зарипов (RU); Азат Тимерьянович Зарипов; Руслан Ильич Филин (RU); Руслан Ильич Филин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2008-12-19
Filing date: 2008-12-19
Publication date: 2010-04-20

Abstract

FIELD: oil-and-gas production. ^ SUBSTANCE: method includes drilling of vertical wells and pair horizontal producing and located higher forcing wells, forcing of heat-carrier of well and production withdrawal from producing well. There are extracted stratums, separated by clay interlayers, of higher and less thickness, there are located coupled horizontal wells in stratums of higher thickness. Vertical wells are communicated to corresponding stratums of less thickness, herewith heat carrier is pumped into coupled horizontal wells. After heating of corresponding stratum, it is sampled production from stratum from producing well with separation of water which after pre-heating is pumped into vertical wells with following withdrawal production from them of corresponding stratums. ^ EFFECT: increasing of generation grade of storage of high-viscosity oil and bitumen is higher than argillaceous interlayers with increasing of withdrawal rate of oil. ^ 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовых или послойно-неоднородных залежей высоковязкой нефти и битума.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of multilayer or layer-heterogeneous deposits of highly viscous oil and bitumen.

Известен способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи, включающий строительство добывающей двухустьевой горизонтальной скважины и отбор продукции. Согласно изобретению выше добывающей двухустьевой горизонтальной скважины параллельно ей строят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину, создавая тем самым пару двухустьевых скважин, на соседнем участке залежи строят аналогичную пару двухустьевых горизонтальных скважин, пары двухустьевых горизонтальных скважин проводят отдельно, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режим работы пар двухустьевых горизонтальных скважин по закачке устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, закачку теплоносителя осуществляют в верхние нагнетательные двухустьевые горизонтальные скважины с обоих устьев, отбор продукции из добывающих двухустьевых горизонтальных скважин производят свабным насосом, причем свабные насосы соседних добывающих двухустьевых горизонтальных скважин связывают друг с другом (патент РФ №2287678, МПК. Е21В 43/24, опубл. БИ №32, 20.11.2006 г).A known method of developing a heterogeneous oil bitumen deposits, including the construction of a producing double-mouth horizontal well and selection of products. According to the invention, above the producing double-well horizontal well, an injection double-well horizontal well is built parallel to it, thereby creating a pair of double-well wells, a similar pair of double-well horizontal wells are built in the adjacent section of the reservoir, pairs of double-well horizontal wells are carried out separately, covering the most productive zones of the well, operation mode of the double-well pairs horizontal injection wells are installed taking into account the characteristics of each section of the reservoir, the coolant injection I carry out in the upper injection double-mouth horizontal wells from both mouths, the selection of products from the producing double-mouth horizontal wells is carried out with a swab pump, and the swab pumps of the adjacent producing double-mouth horizontal wells are connected to each other (RF patent No. 2287678, IPC. Е21В 43/24, publ. BI No. 32, November 20, 2006).

Недостатком этого способа является низкий темп отбора нефти, т.к. режим работы пар двухустьевых горизонтальных скважин, расположенных на различных участках, взаимозависим и при остановке одной пары необходимо остановить и другую, при этом неэффективно используется выделившаяся из продукции вода и ее остаточное тепло.The disadvantage of this method is the low rate of oil recovery, because the operation mode of pairs of double-well horizontal wells located in different areas is interdependent and when one pair stops, the other must be stopped, while the water released from the product and its residual heat are inefficiently used.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающий строительство многоустьевой горизонтальной скважины, подачу теплоносителя и отбор продукции, при этом определяют в залежи продуктивные пласты и глинистые - слабопродуктивные пропластки, горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины проводят преимущественно по продуктивному пласту, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы под глинистым - слабопродуктивным пропластком или восходящие стволы с заканчиванием их выше этого пропластка, выше по вертикали и параллельно многоустьевой добывающей горизонтальной скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину, из которой проводят восходящими через глинистый - слабопродуктивный пропласток дополнительные боковые стволы, нагнетают теплоноситель в обе скважины и создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в многоустьевую добывающую горизонтальную скважину и по многоустьевой добывающей горизонтальной скважине с дополнительными боковыми стволами отбирают продукцию. Способ по п.1 - восходящие стволы бурят при наличии выдержанных по площади глинистых - слабопродуктивных пропластков. Способ по п.2 - бурят с поверхности вертикальные скважины, проходящие через глинистый - слабопродуктивный пропласток и заканчивающиеся ниже глинистого - слабопродуктивного пропластка преимущественно в продуктивном пласте, причем вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала подачи теплоносителя выше залегания глинистого - слабопродуктивного пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине (патент РФ №2295030, МПК Е21В 43/24, опубл, БИ №7, 10.03.2007 г).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for developing a layered-zonal-heterogeneous reservoir of highly viscous oil or bitumen, including the construction of a multi-well horizontal well, supply of coolant and product selection, while productive formations and clay-poorly productive layers, a horizontal multi-well trunk are determined in the deposits the producing horizontal well is carried out mainly along the productive formation, from this trunk additional sidetracks are drilled under a clay - poorly productive interlayer or ascending trunks with their completion above this interlayer, vertically and parallel to a multi-well production horizontal well, a multi-mouth horizontal injection well is constructed, from which additional side shafts are ascended through the clay - low-productive interlayer, pumping coolant into both wells and create a permeable zone between multi-well horizontal wells, after creating a permeable zone, the heat supply is stopped carriers into a multi-mouth horizontal production well and multi-mouth horizontal production well with additional sidetracks take products. The method according to claim 1 - the ascending trunks are drilled in the presence of clayey - poorly productive interlayers sustained over the area. The method according to claim 2 - drill vertical wells from the surface through a clay - poorly productive layer and ending below a clay - poorly productive layer mainly in the reservoir, and vertical wells are used as a transport channel for supplying coolant above the clay - low-productivity layer, and for supplying products down to a multi-wellhead producing horizontal well (RF patent No. 2295030, IPC EV 43/24, publ., BI No. 7, 03/10/2007).

Недостатком способа являются низкая степень выработки запасов нефти выше глинистых - слабопродуктивных пропластков и низкий темп отбора нефти, т.к. эффективное регулирование выработки путем изменения режима эксплуатации многоустьевых горизонтальных скважин по каждому боковому (восходящему) стволу отдельно невозможно, а вертикальные скважины используются пассивно как канал подачи теплоносителя выше залегания глинистого (слабопродуктивного) пропластка, так и для подачи продукции вниз к многоустьевой добывающей горизонтальной скважине, при этом неэффективно используется выделившаяся из продукции вода и ее остаточное тепло.The disadvantage of this method is the low degree of development of oil reserves above clay - poorly productive layers and a low rate of oil recovery, because effective regulation of production by changing the operating mode of multi-well horizontal wells for each lateral (ascending) well is not possible separately, and vertical wells are used passively as a coolant supply channel above a clay (poorly productive) interlayer, and to supply products down to a multi-well horizontal producing well, when this is inefficiently used water released from the product and its residual heat.

Технической задачей предлагаемого способа являются повышение степени выработки запасов нефти выше глинистых пропластков и повышение темпа отбора нефти за счет сообщения верхнего более тонкого пласта с вертикальными скважинами и более эффективного регулирования выработки путем изменения режима эксплуатации вертикальных стволов отдельно от горизонтального с экономией материальных ресурсов за счет эффективного использования выделившейся из продукции воды и ее остаточного тепла.The technical task of the proposed method is to increase the degree of development of oil reserves above clay interlayers and increase the rate of oil extraction due to the communication of the upper thinner formation with vertical wells and more effective regulation of production by changing the operating mode of vertical shafts separately from horizontal with saving material resources due to efficient use released from the production of water and its residual heat.

Техническая задача решается способом разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти и битума, включающим бурение вертикальных скважин и парных горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательных скважин, нагнетание теплоносителя в скважины и отбор продукции из добывающей скважины.The technical problem is solved by the method of developing a multilayer reservoir of highly viscous oil and bitumen, including the drilling of vertical wells and paired horizontal production and upstream injection wells, injection of coolant into the wells and selection of products from the production well.

Новым является то, что выделяют пласты, разделенные глинистыми пропластками, большей и меньшей толщины, размещают парные горизонтальные скважины в пластах большей толщины, а вертикальные сообщают с соответствующими пластами меньшей толщины, причем теплоноситель закачивают в парные горизонтальные скважины, а после прогрева соответствующего пласта отбирают продукцию пласта из добывающей скважины с отделением воды, которую после предварительного подогрева закачивают в вертикальные скважины с последующим отбором из них продукции соответствующих пластов, далее цикл повторяется.It is new that reservoirs separated by clay interlayers of greater and lesser thickness are isolated, paired horizontal wells are placed in reservoirs of a greater thickness, and vertical ones communicate with the corresponding reservoirs of smaller thickness, and the coolant is pumped into paired horizontal wells, and after heating of the corresponding reservoir, products are taken formation from the producing well with water separation, which, after preheating, is pumped into vertical wells, followed by the selection of products accordingly existing layers, then the cycle repeats.

На чертеже показана схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.

На чертеже показаны: вертикальные скважины 1 и 2, горизонтальная нагнетательная скважина 3, горизонтальная добывающая скважина 4, продуктивный пласт меньшей толщины 5, глинистый (слабопродуктивный) пропласток 6 и продуктивный пласт большей толщины 7.The drawing shows: vertical wells 1 and 2, a horizontal injection well 3, a horizontal production well 4, a productive formation of smaller thickness 5, clay (poorly productive) interlayers 6 and a productive formation of greater thickness 7.

Способ показан на примере конкретного выполнения.The method is shown as an example of a specific implementation.

На месторождении высоковязкой нефти и битума в ходе геологических исследований определили пласты большей 7 и меньшей 5 толщины и глинистый пропласток 7. Продуктивный пласт 7 толщиной 26 - 40 метров с подошвой пласта на глубине 90 метров имеет температуру 20°С, давление 0,5МПа, нефтенасыщенность 0,77 д.ед., пористость 30%, проницаемость 1,5 мкм² и насыщен высоковязкой нефтью и битумом с плотностью 956 кг/м³ и вязкостью 30000 мПа∙с. Глинистый пропласток 6 толщиной 2-4 м находится на глубине 64-50 м с температурой 20°С. Пласт меньшей толщины 5, расположенный выше глинистого пропластка 6, толщиной 10-15 м с температурой 20°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,50 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 1,5 мкм и насыщен вязкой нефтью и битумом с плотностью 956 кг/м и вязкостью 30000 мПа∙с.In the field of highly viscous oil and bitumen, geological studies identified strata of greater 7 and less than 5 thickness and clay interlayers 7. Productive stratum 7 with a thickness of 26-40 meters with the bottom of the stratum at a depth of 90 meters has a temperature of 20 ° C, a pressure of 0.5 MPa, oil saturation 0.77 units, porosity 30%, permeability 1.5 μm ² and saturated with high viscosity oil and bitumen with a density of 956 kg / m ³ and a viscosity of 30,000 mPa ∙ s. Clay layer 6 with a thickness of 2-4 m is located at a depth of 64-50 m with a temperature of 20 ° C. A layer of smaller thickness 5, located above clay layer 6, 10-15 m thick with a temperature of 20 ° C, pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.50 units, porosity of 30%, permeability of 1.5 microns and saturated with viscous oil and bitumen with a density of 956 kg / m and a viscosity of 30,000 mPa ∙ s.

В пласт больше толщины 7 с набором зенитного угла бурят парные добывающую 4 и нагнетательную 3 скважины с обсаживанием и вскрытием в интервале пласта большей толщины 7. При этом бурят вертикальные скважины 1 и 2 с обсаживанием и вскрытием в интервале пласта меньшей толщины 5. После чего в горизонтальные скважины 3 и 4 нагнетают пар температурой 212°С, прогревая пласт для создания проницаемой зоны, определенной, например, по росту температуры выше температуры подвижности нефти путем замера ее по оптоволоконной системе, протянутой в горизонтальных стволах 3 и 4 или по остаточной температуре, вытекающей из этих стволов воды (80-100°С). После создания проницаемой зоны добывающую горизонтальную скважину 4 переводят под отбор нагретой продукции. Отделяют попутную воду от продукции, добытой из добывающей горизонтальной скважины температурой 80-100°С, подогревают попутную воду путем добавления пара до температуры 212°С и нагнетают ее в вертикальные скважины 1 и 2 для прогрева пласта меньшей толщины 5 и создания проницаемой среды в этом пласте 5. При этом экономится до 25% энергии, затрачиваемой на подогрев теплоносителя (пара). После создания проницаемой зоны в продуктивном пласте меньшей толщины 5 начинают отбор нагретой продукции через вертикальные скважины 1 и 2. Далее цикл повторяется.Paired production 4 and injection 3 wells with casing and opening in the interval of the formation of greater thickness 7 are drilled into the layer of thickness greater than thickness 7 with a set of zenith angle. Vertical wells 1 and 2 are drilled with casing and drilling in the interval of the formation of smaller thickness 5. Then horizontal wells 3 and 4 inject steam at a temperature of 212 ° C, heating the formation to create a permeable zone, determined, for example, by increasing the temperature above the temperature of oil mobility by measuring it through a fiber optic system stretched horizontally x trunks 3 and 4 or on the residual temperature of the water flowing from the shafts (80-100 ° C). After creating a permeable zone, the producing horizontal well 4 is transferred under the selection of heated products. Associated water is separated from products extracted from a producing horizontal well with a temperature of 80-100 ° C, heated by passing water by adding steam to a temperature of 212 ° C and injected into vertical wells 1 and 2 to warm the formation of a smaller thickness of 5 and create a permeable medium in this reservoir 5. This saves up to 25% of the energy spent on heating the coolant (steam). After creating a permeable zone in the reservoir of smaller thickness 5, the selection of heated products through vertical wells 1 and 2 begins. Next, the cycle repeats.

При наличии нескольких пластов большей толщины 7 и меньшей толщины 5, разделенных глинистыми пропластками 6 в месторождении, каждый пласт большей толщины 7 оснащается парой горизонтальных добывающей 4 и нагнетательной 3 скважин, а каждый пласт меньшей толщины 5 оснащается вертикальными скважинами 1 и 2. Причем процесс их освоения аналогичен описанному выше.If there are several strata of greater thickness 7 and lesser thickness 5, separated by clay interlayers 6 in the field, each stratum of greater thickness 7 is equipped with a pair of horizontal producing 4 and injection 3 wells, and each stratum of smaller thickness 5 is equipped with vertical wells 1 and 2. Moreover, their process development is similar to that described above.

Предлагаемый способ позволяет повысить степень выработки запасов высоковязкой нефти и битума выше глинистых пропластков с увеличением темпа отбора нефти за счет сообщения верхнего более тонкого пласта с вертикальными скважинами и более эффективного регулировать выработку путем изменения режима эксплуатации вертикальных стволов отдельно от горизонтальных с экономией при этом материальных ресурсов за счет эффективного использования выделившейся из продукции воды и ее остаточного тепла.The proposed method allows to increase the degree of development of reserves of highly viscous oil and bitumen above clay interlayers with an increase in the rate of oil extraction due to the communication of the upper thinner formation with vertical wells and more efficiently regulate production by changing the operating mode of vertical shafts separately from horizontal ones while saving material resources for due to the efficient use of water released from the product and its residual heat.

Claims

A method of developing a multilayer reservoir of highly viscous oil and bitumen, including drilling vertical wells and paired horizontal production and upstream injection wells, injecting coolant into the wells and selecting production from the production wells, characterized in that the formations are separated by clay layers, larger and smaller thickness paired horizontal wells are placed in the strata of greater thickness, and vertical ones communicate with the corresponding strata of smaller thickness, and the coolant they are pumped into paired horizontal wells, and after heating the corresponding formation, production of the formation is taken from the producing well with water separation, which, after preheating, is pumped into vertical wells with subsequent selection of the products of the corresponding reservoirs from them, then the cycle is repeated.