RU2599676C1

RU2599676C1 - Method for development of high-viscosity oil deposit

Info

Publication number: RU2599676C1
Application number: RU2015136666/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Марат Ахметзиевич Сайфутдинов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2015-08-28
Filing date: 2015-08-28
Publication date: 2016-10-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention can be used in development of deposits of high-viscosity oil with water-oil zones of small thickness. Method comprises selecting a section of a deposit, oil-saturated with dynamic viscosity more than 400 mPa·s, with water-oil zone, where thickness of oil part of formation is greater than 10 m, and water-bearing part is not greater than 5 m. Main vertical boreholes are drilled on deposit. Lateral horizontal boreholes - BGS are cut from one of said boreholes with controlled filters towards closest neighbouring vertical well. Length of BGS is 0.5-0.9 of distance between said vertical wells. Distance between horizontal boreholes in productive formation is set not less than 4 m vertically. Water-bearing part of formation is perforated in vertical borehole. Two pipe strings are lowered into well, one of which is packed below sidetracking of lower BGS. Mixture of water at temperature higher than 50 °C, nitrogen and solvent is pumped through said string. Extraction of pumped mixture is carried out in circulation mode through adjacent vertical well, in side of which are drilled BGS. Optimal ratio of components of mixture is determined by laboratory investigations of oil displacement on cores. Oil is recovered through BGS through a second string. Oil extraction is carried out by means of equipment for dual production.

EFFECT: increasing sweep efficiency and oil recovery of deposits of highly viscous oil.

1 cl, 1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil with oil-water zones of small thickness.

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно известному способу в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель (патент РФ 2387818, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010).A known method of developing deposits of heavy and ultra-high viscosity oils, including the injection of steam into the reservoir, heating the reservoir with the creation of a steam chamber, the combined injection of steam and hydrocarbon solvent and selection of products. According to the known method, a mixture of hydrocarbons of the limit aliphatic and aromatic series, the main component of which is benzene, is used as a hydrocarbon solvent, and the steam and the hydrocarbon solvent are injected together after the temperature in the steam chamber reaches at least the phase transition temperature of the mixture of steam and the hydrocarbon solvent with a temperature a steam chamber not lower than the phase transition temperature of a mixture of steam - hydrocarbon solvent (RF patent 2387818, class E21 43/24, publ. 27.04.2010).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки растворителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти. Согласно известному способу максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины, растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, затем начинают отбор жидкости насосом. Дополнительно циклическую закачку углеводородного растворителя производят поочередно до закачки пара в кровельную часть пласта с давлением, достаточным для расширения порового пространства породы коллектора и сжатия пластового флюида (патент РФ 2455475, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.07.2012 - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing high-viscosity oil fields with small thicknesses by cyclic injection of solvent and steam into single directional wells, including drilling an upstream section of a well in a production well, placement of tubing strings with centralizers in this section for cyclic injection of solvent through them and production casing with a pump for oil selection. According to the known method, the maximum angle of curvature of the ascending section of the well is located in the bottom of the formation, the wiring of the ascending section is carried out with an elevation angle of at least 5-8 ° from the bottom of the formation, the bottom of the ascending section is located below the roof for at least 2 m and before the descent of the pipe string, which perform thermally insulated, the upstream section of the well is equipped with a filter with two open areas at the beginning and end of this section, and the pipe space between the filter and the pipe string and between the open areas is isolated by a packer m, while the pump is located within the bottom part of the reservoir, above the open zone at the beginning of the upstream section of the well, but below the bottom of the bottom section of the well, the solvent and steam are pumped alternately into the roofing section of the formation through the exposed zone at the end of the bottom section of the well, heat distribution in the formation, then the pump begins to draw fluid. Additionally, a cyclic injection of a hydrocarbon solvent is carried out alternately before steam is injected into the roof of the formation with a pressure sufficient to expand the pore space of the reservoir rock and compress the formation fluid (RF patent 2455475, CL EV 43/24, publ. 10.07.2012 - prototype).

Общим недостатком известных способов является невысокий коэффициент охвата коллекторов воздействием, что приводит к низкой нефтеотдаче. Кроме того, известные способы не предусматривают использование водонефтяных зон пласта, при их наличии, для повышения эффективности разработки.A common disadvantage of the known methods is the low coefficient of coverage of reservoirs with exposure, which leads to low oil recovery. In addition, the known methods do not provide for the use of oil-water zones of the reservoir, if any, to improve development efficiency.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.The proposed invention solves the problem of increasing the coefficients of coverage and oil recovery of high-viscosity oil deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение на залежи основных вертикальных стволов скважин, зарезку из них боковых горизонтальных стволов (БГС), закачку рабочего агента и отбор продукции посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ), согласно изобретению выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной составляет не более 5 м, из ствола вертикальной скважины проводят зарезку двух БГС с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине, длину БГС выполняют 0,5-0,9 от расстояния между данными вертикальными скважинами, при этом расстояние между горизонтальными стволами в продуктивном пласте устанавливают не менее 4 м по вертикали, в вертикальном стволе перфорируют водоносную часть пласта, спускают в скважину две колонны труб, одну из которых запакеровывают ниже зарезки нижнего БГС, ведут закачку смеси воды с температурой более 50°C, азота и растворителя по данной колонне труб, при этом отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину, в сторону которой пробурены БГС, оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах, отбор нефти ведут через БГС по второй колонне труб.The problem is solved in that in the method of developing a highly viscous oil deposit, including drilling the main vertical wellbores into the deposits, cutting horizontal lateral shafts (BHF) from them, injecting a working agent and selecting products through equipment for simultaneous and separate production and injection (ORDiZ), according to the invention, a section of the reservoir saturated with oil with a dynamic viscosity of more than 400 mPa · s, with a water-oil zone, where the thickness of the oil part of the reservoir exceeds 10 m and the aquifer is no more than 5 m, is selected from a vertical stem of the main well, two GHSs are cut with controlled filters in the direction of the nearest neighboring vertical well, the length of the GHS is 0.5-0.9 from the distance between these vertical wells, while the distance between horizontal shafts in the reservoir is set at least 4 m vertically , the aquifer part of the formation is perforated in the vertical wellbore, two columns of pipes are lowered into the well, one of which is sealed below the cutoff of the lower GHS, and a mixture of water with a temperature of more than 50 ° C, nitrogen and solvent are pumped drowning along this pipe string, while the injected mixture is selected in a circulation mode through a neighboring vertical well, in the direction of which the GHS has been drilled, the optimal ratio of the mixture components is determined by laboratory studies of oil displacement on the cores, the oil is taken through the GHS through the second pipe string.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу залежи с высоковязкой нефтью (более 400 мПа·с) и водонефтяными зонами небольшой толщины (до 5 м) существенное влияние оказывает способность закачиваемого агента к нефтевытеснению и площадь контакта скважины с пластом. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей. Задача решается следующим образом.The oil recovery of deposits with highly viscous oil (more than 400 mPa · s) and water-oil zones of small thickness (up to 5 m) is significantly affected by the ability of the injected agent for oil displacement and the contact area of the well with the formation. Existing technical solutions do not fully allow you to effectively complete these tasks. The proposed invention solves the problem of increasing the coefficients of coverage and oil recovery of high-viscosity oil deposits. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи со скважинами в разрезе. Обозначения: 1 - нефтенасыщенная часть пласта, 2 - водонасыщенная часть пласта, 3 - добывающая вертикальная скважина, 4, 5 - БГС, 6 - вертикальная скважина для отбора рабочего агента, 7 - перфорационные отверстия, 8 - колонна труб для закачки рабочего агента, 9 - пакеры, 10 - колонна труб для отбора продукции через БГС 4 и 5, l₁, l₂ - длины БГС, h - расстояние между БГС 4 и 5 по вертикали, ВНК - водонефтяной контакт.In FIG. 1 is a sectional view of a section of an oil reservoir with wells. Designations: 1 - oil-saturated part of the formation, 2 - water-saturated part of the formation, 3 - producing vertical well, 4, 5 - BGS, 6 - vertical well for selecting the working agent, 7 - perforation holes, 8 - pipe string for injecting the working agent, 9 - packers, 10 - pipe string for product selection through gas and oil mixers 4 and 5, l ₁ , l ₂ - lengths of gas mixers, h - vertical distance between gas mixers 4 and 5, VNK - oil-water contact.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Выбирают участок нефтяной залежи с водонефтяной зоной, имеющий толщину нефтяной части 1 пласта более 10 м, а водоносной 2 - не более 5 м (фиг. 1). Динамическая вязкость нефти составляет более 400 мПа·с. На участке пробурена вертикальная добывающая скважина 3.A section of the oil reservoir with a water-oil zone is selected having a thickness of the oil part 1 of the formation of more than 10 m, and the aquifer 2 of not more than 5 m (Fig. 1). The dynamic viscosity of oil is more than 400 MPa · s. A vertical production well 3 was drilled in the area.

Из ствола вертикальной скважины 3 проводят зарезку двух БГС 4 и 5 с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине 6. Длины l₁, l₂ соответственно БГС 4 и 5 выполняют 0,5-0,9 от расстояния между вертикальными скважинами 3 и 6. Расстояние h между горизонтальными стволами 4 и 5 в продуктивном пласте выполняют не менее 4 м по вертикали. Если скважины 3 и 6 вторично вскрывают нефтеносную часть пласта 1, то данные перфорационные отверстия нефтяной части 1 изолируют.From the trunk of a vertical well 3, two GHS 4 and 5 are cut with controlled filters in the direction of the nearest adjacent vertical well 6. The lengths l ₁ , l _2, respectively, of the GHS 4 and 5 are 0.5-0.9 from the distance between the vertical wells 3 and 6. The distance h between the horizontal trunks 4 and 5 in the reservoir is performed at least 4 m vertically. If wells 3 and 6 secondly open the oil-bearing part of the formation 1, then these perforation holes of the oil part 1 are isolated.

В вертикальном стволе скважины 3 перфорируют, создавая перфорационные отверстия 7, водоносную часть пласта 2. Спускают в скважину 3 две колонны труб, одну из которых 8 запакеровывают пакером 9 ниже зарезки нижнего БГС 5. Ведут закачку смеси воды с температурой более 50°C, азота и растворителя по данной колонне труб 8. Отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину 6, в сторону которой пробурены БГС 4 и 5. Циркуляция происходит по водонасыщенной части пласта 2. Поэтому скважину 6 также перфорируют в водонасыщенной части пласта 2. Оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах. Отбор нефти ведут через БГС 4 и 5 по второй колонне труб 10. Таким образом, закачку рабочего агента и отбор продукции осуществляют посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ).In the vertical wellbore 3, the aquifer of the formation 2 is perforated, creating perforations 7, two columns of pipes are lowered into the well 3, one of which 8 is packaged with a packer 9 below the bottom of the lower GHS 5. The mixture of water is injected with a temperature of more than 50 ° C, nitrogen and solvent for this pipe string 8. The injected mixture is taken in the circulation mode through the neighboring vertical well 6, in the direction of which GHS 4 and 5 are drilled. The circulation takes place along the water-saturated part of the formation 2. Therefore, the well 6 is also perforated into saturated part of the reservoir 2. The optimal ratio of the components of the mixture is determined by laboratory studies of oil displacement on cores. The selection of oil is carried out through BGS 4 and 5 along the second pipe string 10. Thus, the injection of the working agent and the selection of products is carried out by means of equipment for simultaneous and separate production and injection (ORDiZ).

Выбор участка залежи с указанными параметрами обусловлен оптимальностью применимости предлагаемого способа. Согласно расчетам, если нефтеносная часть пласта 1 менее 10 м, то запасы залежи не позволяют окупить затраты на закачку растворителя и нагрев. Если толщина водоносной части пласта 2 более 5 м, то эффективность растворителя и тепла значительно снижается ввиду необходимости закачки больших объемов рабочего агента. Также исследования показали, что при динамической вязкости нефти менее 400 мПа·с нефтеотдача может быть достигнута сопоставимой величины при более дешевых способах разработки.The choice of the site of the deposit with the specified parameters is due to the optimality of the applicability of the proposed method. According to the calculations, if the oil-bearing part of the formation 1 is less than 10 m, then the reserves of the deposit do not allow to recoup the costs of injecting the solvent and heating. If the thickness of the aquifer of the formation 2 is more than 5 m, then the efficiency of the solvent and heat is significantly reduced due to the need to pump large volumes of the working agent. Studies have also shown that with a dynamic viscosity of oil of less than 400 MPa · s, oil recovery can be achieved at a comparable value with cheaper development methods.

Два БГС позволяют повысить площадь контакта скважин с продуктивным пластом 1 и отрабатывать данный пласт 1 по толщине при продвижении растворителя и тепла, а управляемые фильтры - контролировать процесс обводнения. При расстоянии h между горизонтальными стволами менее 4 м согласно расчетам коэффициент охвата пласта воздействием снижается. Длина стволов менее 0,5 от расстояния между вертикальными скважинами также приводит к снижению коэффициента охвата, а более 0,9 - к появлению «неработающих» участков ствола и влиянию соседних вертикальных скважин.Two BGS allow to increase the contact area of wells with productive formation 1 and to work out this formation 1 in thickness when moving solvent and heat, and controlled filters can control the watering process. When the distance h between horizontal shafts is less than 4 m, according to calculations, the coefficient of coverage of the formation by the impact decreases. The length of the shafts less than 0.5 from the distance between the vertical wells also leads to a decrease in the coverage coefficient, and more than 0.9 leads to the appearance of “idle” sections of the well and the influence of neighboring vertical wells.

Закачка смеси воды с температурой более 50°C, азота и растворителя (например, толуол) в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину по водонасыщенному участку пласта 2 согласно исследованиям позволяет максимально эффективно использовать наличие подстилающей воды при разработке. Кроме того, повторное использование закачиваемого агента снижет эксплуатационные затраты. Действие компонентов рабочего агента приводит к снижению вязкости нефти в пласте, что повышает приток нефти к стволам скважины. При температуре менее 50°C эффективность воздействия снижается. Применение оборудования для ОРДиЗ позволяет снизить количество используемых вертикальных скважин.Injection of a mixture of water with a temperature of more than 50 ° C, nitrogen and a solvent (for example, toluene) in the circulation mode through a neighboring vertical well through a water-saturated section of formation 2 according to studies allows the most efficient use of the presence of underlying water during development. In addition, reuse of the injected agent reduces operating costs. The action of the components of the working agent leads to a decrease in the viscosity of oil in the reservoir, which increases the flow of oil to the wellbores. At temperatures below 50 ° C, exposure is reduced. The use of equipment for ORDiZ reduces the number of used vertical wells.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.The result of the implementation of this method is to increase the coefficients of coverage and oil recovery of high-viscosity oil deposits.

Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method

Пример 1. На участке водонефтяной залежи с толщиной нефтяной части 1 пласта 10 м и водоносной части 2 пласта 5 м пробурены вертикальные скважины 3 и 6 (фиг. 1) с расстоянием 300 м друг от друга. Динамическая вязкость нефти на рассматриваемом участке составляет 400 мПа·с, пластовая температура 25°C. Скважины не эксплуатировали пласт 1, а работали на нижележащие объекты.Example 1. On a section of an oil-water deposit with a thickness of the oil part 1 of the formation 10 m and the aquifer 2 of the formation 5 m, vertical wells 3 and 6 were drilled (Fig. 1) with a distance of 300 m from each other. The dynamic viscosity of oil in the considered area is 400 MPa · s, reservoir temperature 25 ° C. The wells did not exploit formation 1, but worked on the underlying objects.

После отключения нижележащих объектов из ствола вертикальной скважины 3 проводят зарезку двух БГС 4 и 5 с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшей соседней вертикальной скважине 6. Длины l₁, l₂ соответственно БГС 4 и 5 выполняют по 0,5·300=150 м. Расстояние h между горизонтальными стволами 4 и 5 по вертикали - 4 м. В вертикальных стволах скважин 3 и 6 перфорируют водоносную часть пласта 2.After disconnecting the underlying objects from the trunk of a vertical well 3, two GHS 4 and 5 are cut with controlled filters in the direction of the nearest neighboring vertical well 6. The lengths l ₁ , l ₂ respectively of GHS 4 and 5 are 0.5 × 300 = 150 m. The distance h between the horizontal shafts 4 and 5 vertically is 4 m. In the vertical shafts of wells 3 and 6, the aquifer of the formation 2 is perforated.

Далее спускают в скважину 3 две колонны труб, одну из которых 8 запакеровывают ниже зарезки нижнего БГС 5. На устье скважины 3 эжектором смешивают воду, газообразный азот и толуол под устьевым давлением в соотношении 2:20:1 по объему и ведут закачку указанной смеси с расходом 50 м³/сут по колонне труб 8. Соотношение компонентов смеси определяют заранее по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах данного пласта. Отбор закачиваемой смеси осуществляют в режиме циркуляции через соседнюю вертикальную скважину 6 по водонасыщенной части пласта 2. Отбор нефти ведут через БГС 4 и 5 по второй колонне труб 9.Next, two columns of pipes are lowered into well 3, one of which 8 is sealed below the bottom of the lower GHS 5. At the wellhead 3, water, gaseous nitrogen and toluene are mixed with an ejector at a wellhead pressure of 2: 20: 1 by volume and the mixture is pumped with a flow rate of 50 m ³ / day along the pipe string 8. The ratio of the components of the mixture is determined in advance by laboratory studies of oil displacement on the cores of this formation. The selection of the injected mixture is carried out in a circulation mode through an adjacent vertical well 6 along the water-saturated part of the formation 2. Oil is sampled through GHS 4 and 5 along the second pipe string 9.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Длины l₁, l₂ соответственно БГС 4 и 5 выполняют по 0,9·300=270 м.Example 2. Perform, as example 1. The lengths l ₁ , l _2, respectively, BGS 4 and 5 are performed at 0.9 · 300 = 270 m

В результате разработки рассматриваемого участка залежи, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто 81,3 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,785 д. ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,389 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 65,6 тыс. т. нефти, коэффициент охвата составил 0,634 д. ед., КИН - 0,314 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,075 д. ед.As a result of the development of the considered section of the reservoir, which was limited by watering the production well to 98%, 81.3 thousand tons of oil were produced, the coverage factor was 0.785 units, the oil recovery coefficient (CIN) was 0.389 units. According to the prototype, ceteris paribus, 65.6 thousand tons of oil were produced, the coverage coefficient was 0.634 units, oil recovery factor was 0.314 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.075 d.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи.The proposed method allows to increase the coefficient of oil recovery of oil deposits.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.Application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the coverage and oil recovery coefficients of high-viscosity oil deposits.

Claims

A method of developing a highly viscous oil deposit, including drilling into the deposits of the main vertical wellbores, cutting horizontal lateral shafts of them — BGS, injecting a working agent and selecting products using equipment for simultaneous and separate production and injection, characterized in that they select a section of the reservoir saturated with oil with a dynamic viscosity of more than 400 mPa · s, with an oil-water zone where the thickness of the oil part of the reservoir exceeds 10 m and the aquifer is no more than 5 m, a cut is carried out from the trunk of a vertical well two BGS with controlled filters in the direction of the nearest neighboring vertical well, the length of the BGS is 0.5-0.9 from the distance between these vertical wells, while the distance between the horizontal shafts in the reservoir is set at least 4 m vertically, in the vertical well the aquifer part of the formation is perforated, two columns of pipes are lowered into the well, one of which is sealed below the cutoff of the lower GHS, and a mixture of water with a temperature of more than 50 ° C, nitrogen and solvent is injected into this pipe string, at m selection injected mixture is carried out in the circulation mode through adjacent vertical well bore drilled in the side of which BGS, the optimal mixing ratio is determined by laboratory tests on the oil displacement cores, selection of oil lead through the BGS of the second pipe string.