RU2439305C1

RU2439305C1 - Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit

Info

Publication number: RU2439305C1
Application number: RU2010127630/03A
Authority: RU
Inventors: Илфат Нагимович Файзуллин (RU); Илфат Нагимович Файзуллин; Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU); Рашит Газнавиевич Рамазанов; Руслан Ильич Филин (RU); Руслан Ильич Филин; Рамзия Ринатовна Тимергалеева (RU); Рамзия Ринатовна Тимергалеева; Владимир Николаевич Петров (RU); Владимир Николаевич Петров
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2010-07-02
Filing date: 2010-07-02
Publication date: 2012-01-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry. ^ SUBSTANCE: development method of high-viscosity oil and bitumen deposit involves construction of production well with opened-up horizontal section in productive formation and injection well with the profile parallel and similar to that of production well but located above it in the same productive formation, pumping of heat carrier to injection well and extraction of the formation product from production well. Similar and parallel pair of horizontal wells is drilled in productive formation at the distance of 180-200 m. Two lower production wells with horizontal sections parallel to horizontal sections of production wells are uniformly located between production horizontal wells and one upper production well with horizontal section parallel to horizontal sections of injection wells is located between injection wells. Then, all wells are used for pumping of heat carrier in the form of superheated steam till steam-gas chamber is created above injection wells; after that, lower and upper production wells are converted to extraction of the heated product. ^ EFFECT: increasing production degree of high-viscosity oil reserves, increasing recovery rate of high-viscosity oil due to arrangement of horizontal wells, uniform warm-up of formation by supplying the heat carrier to injection horizontal wells simultaneously with heat carrier supply and horizontal production wells. ^ 1 ex, 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 (патент РФ №2287678, МПК. Е21В 43/24, опубл. БИ №32, 20.11.2006 г), 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.There is a known method of developing a heterogeneous oil bitumen deposit (RF patent No. 2287678, IPC. EV21/24, publ. BI No. 32, 11/20/2006), including the construction of a producing two-well horizontal well and production selection. 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 is carried out in the upper horizontal dvuhustevye injection wells with both mouths, the selection of products from the extractive dvuhustevyh horizontal wells produce svabnym pump, the pumps svabnye extractive dvuhustevyh adjacent horizontal wells associated with each other.

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.

Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов (патент РФ №2322576, МПК. Е21В 43/24, опубл. БИ №11, 20.04.2008 г), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте. Согласно изобретению дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивает отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах с обеих сторон поршня устанавливают глубинные приборы для контроля температуры и давления в процессе отбора из добывающей скважины продукции, которую отбирают в выкидную линию и на втором устье добывающей скважины, при этом закачку теплоносителя ведут одновременно по каналам двух, по крайней мере, концентрично размещенных насосно-компрессорных труб (НКТ), из которых меньшие по диаметру выполняют большей длины.A known method of developing deposits of highly viscous oils and bitumen (RF patent No. 2322576, IPC. EV21/23, publ. BI No. 11, 04/20/2008), including drilling a producing wellhead, securing its production string with a perforated section located in a productive layer. According to the invention, an injection well is additionally drilled with a profile parallel to the profile of the production well, secured with its production string with a perforated section located in the same reservoir above the production well, the piston is installed to interact directly with the production string of the production well and reverse movement within it, the piston travel speed ensures the selection of viscous oil and bitumen at a speed exceeding the rate of reverse filtration and oil from the well cavity in front of the moving piston into the formation, on deep rods on both sides of the piston, deep devices are installed to control temperature and pressure during the selection from the production well of products that are taken into the flow line and at the second wellhead of the production well, while the coolant is injected lead simultaneously through the channels of two at least concentrically placed tubing (tubing), of which smaller in diameter perform a larger length.

Основным недостатком этого способа является неравномерный охват воздействия на пласт теплоносителем, что в общем ведет к низкому коэффициенту извлечения нефти (КИП) и привлекает дополнительные затраты на организацию способа в целом.The main disadvantage of this method is the uneven coverage of the impact on the reservoir with a coolant, which generally leads to a low oil recovery coefficient (CIP) and attracts additional costs for organizing the method as a whole.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение степени выработки запасов высоковязкой нефти, увеличение темпа отбора высоковязкой нефти за счет размещения горизонтальных скважин, равномерного прогрева пласта путем подачи теплоносителя в нагнетательные горизонтальные скважины одновременно с подачей теплоносителя и добывающие горизонтальные скважины.The technical objectives of the proposed method are to increase the degree of development of stocks of highly viscous oil, increase the rate of selection of highly viscous oil due to the placement of horizontal wells, uniform heating of the reservoir by supplying coolant to the injection horizontal wells simultaneously with the supply of coolant and producing horizontal wells.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.The technical problem is solved by the method of developing a reservoir of high viscosity oil and bitumen, including the construction of a production well with a horizontal section in the reservoir and an injection well with a profile parallel to and similar to the profile of the producing well, but located above it in the same reservoir, pumping the coolant into the injection well and selecting production from the production well.

Новым является то, что на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.What is new is that at a distance of 180-200 m, a similar and parallel pair of horizontal wells is drilled in the reservoir, with two lower production wells with horizontal sections parallel to the horizontal sections of production wells evenly distributed between horizontal production wells, and one upper production well between injection wells well with a horizontal section parallel to the horizontal sections of injection wells, after which all wells are used for pumping coolant in the form superheated steam until a vapor-gas chamber is created above the injection wells, after which the producing lower and upper wells are transferred under the selection of heated products.

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

На чертеже показано: пара 1 горизонтальной нагнетательной 2 и добывающей скважины 3; пара 1' горизонтальной нагнетательной 2' и добывающей скважины 3': три горизонтальные добывающие скважины 4, 5, 6; 4, 5 размещены на равном расстоянии от добывающих скважин 3 и 3' соответственно, центральная горизонтальная скважина 6 расположена на уровне нагнетательных горизонтальных скважин 2 и 2' у пар скважин 1 и 1'; продуктивный пласт 7.The drawing shows: a pair of 1 horizontal injection 2 and production wells 3; a pair of 1 'horizontal injection 2' and production wells 3 ': three horizontal production wells 4, 5, 6; 4, 5 are placed at an equal distance from the producing wells 3 and 3 ', respectively, the central horizontal well 6 is located at the level of the injection horizontal wells 2 and 2' at the pairs of wells 1 and 1 '; reservoir 7.

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

Рассматриваемая залежь представлена со следующими характеристиками: общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость - 0,133 д.ед, проницаемость - 0,205 мкм², вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа·с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 705,1 мПа·с, плотность нефти - 910 кг/м³, пластовое давление - 8 МПа.The reservoir under consideration is presented with the following characteristics: the total thickness of the formation was 61.3 m, the effective oil-saturated thickness was 23 m, the porosity was 0.133 g units, the permeability was 0.205 μm ² , the viscosity of the oil in the reservoir was 302.8 mPa · s, and the viscosity oil at surface conditions - 705.1 MPa · s, oil density - 910 kg / m ³ , reservoir pressure - 8 MPa.

На расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте 7 бурят аналогичные и параллельные пары 1 и 1' горизонтальных нагнетательных 2 и 2' и добывающих скважин 3 и 3', соблюдая расстояние между нагнетательными горизонтальными 2 и 2' и добывающими горизонтальными скважинами 3 и 3' не менее 5 м в каждой паре 1 и 1', причем между добывающими скважинами равномерно располагают две нижние скважины 4 и 5 с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин 3 и 3', а между добывающими 4 и 5 - одну верхнюю добывающую скважину 6 с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных 2 и 2' скважин.At a distance of 180-200 m in the reservoir 7, similar and parallel pairs 1 and 1 'of horizontal injection wells 2 and 2' and production wells 3 and 3 'are drilled, observing the distance between the horizontal injection wells 2 and 2' and the production horizontal wells 3 and 3 ' at least 5 m in each pair 1 and 1 ', and between the production wells two lower wells 4 and 5 are evenly placed with horizontal sections parallel to the horizontal sections of production wells 3 and 3', and between the production 4 and 5 - one upper production well 6 with horizontal m section parallel to the horizontal sections of the injection 2 and 2 'wells.

Затем производят во все горизонтальные скважины закачку перегретого пара температурой 220°С до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами. Затем после снижения вязкости продукции нижние горизонтальные и верхнюю горизонтальную добывающую скважину переводят под отбор нагретой продукции.Then, superheated steam is injected into all horizontal wells at a temperature of 220 ° C until a vapor-gas chamber is created above the injection wells. Then, after reducing the viscosity of the products, the lower horizontal and upper horizontal production wells are transferred to the selection of heated products.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума позволяет увеличить охват прогрева пласта за счет дополнительных горизонтальных скважин, размещенных между парами скважин, что способствует сокращению времени прогрева пласта, что в общем позволяет достигнуть высокий КИН за счет отбора продукции из большего количества скважин, расположенных в продуктивном пласте.The proposed method for the development of deposits of highly viscous oil and bitumen allows to increase the coverage of warming up the formation due to additional horizontal wells located between the pairs of wells, which helps to reduce the time of warming up the formation, which in general allows to achieve high oil recovery factor due to the selection of products from a larger number of wells located in the productive layer.

Claims

A method for developing a deposit of high-viscosity oils and bitumen, including the construction of a production well with a horizontal section in the reservoir and an injection well with a profile parallel and similar to the profile of the producing well, but located above it in the same reservoir, pumping the coolant into the injection well and selecting products formation from the producing well, characterized in that at a distance of 180-200 m in the reservoir, a similar and parallel pair of horizontal wells are drilled, between the production horizontal wells two lower production wells are evenly placed with horizontal sections parallel to the horizontal sections of production wells, and between the injection wells one upper production well with a horizontal section parallel to the horizontal sections of injection wells, after which all wells are used for pumping coolant in the form of superheated steam before the creation of the gas-vapor chamber above the injection wells, after which the producing lower and upper wells are trans lead under the selection of heated products.