RU2506418C1

RU2506418C1 - Method for oil deposit development at late stage

Info

Publication number: RU2506418C1
Application number: RU2012132510/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Равиль Рустамович Ибатуллин; Зарина Салаватовна Идиятуллина; Марат Ахметзиевич Сайфутдинов; Александр Владиславович Федоров
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2012-07-27
Filing date: 2012-07-27
Publication date: 2014-02-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention is related to oil industry and can be applied in development of oil pool with different type of reservoirs. The concept of the invention is as follows: method consists in drilling vertical pressure wells and horizontal producers, in pumping displacement agent through pressure wells, and in withdrawal of production via horizontal producers. At that the horizontal well is drilled above water-oil contact (OWC) level and the vertical one - at distance of at least 50 m from bottom hole of the horizontal well. Completion of deposit in the vertical well is made above and below of the horizontal producer. Completion in the vertical well above horizontal borehole is made with bigger density of penetrated holes than during completion below horizontal borehole in order to create more even flood front.

EFFECT: method provides improving of oil recovery and efficiency in oil displacement.

1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в поздней стадии разработки.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits in the late stage of development.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №32 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину -с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой к температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.There is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2434127, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 32 of 11/20/2011), including drilling vertical injection and producing horizontal wells, pumping coolant through injection wells, selecting products through producing horizontal wells. A two-mouth horizontal production well is drilled using one diverter near the bottom of the productive formation, and a vertical injection well is installed with a bottom located above the middle part of the horizontal section of the production well at a distance that excludes coolant breakthrough, while the productive formation is conventionally divided into several zones with different temperature conditions, when the coolant is injected as the reservoir warms up and when the maximum water cut of the well production is reached, the selection begins with a lower, more heated zone, after the production temperature reaches 80-90% of the breakthrough temperature, the selection is transferred to lower temperature zones, isolating zones with a high temperature close to the breakthrough temperature by deaf packers, when the temperature rises in the new selection zones, the selection zones are moved to colder zones with high-temperature zones being cut off by deaf packers, and when the temperature drops to a yield drop below the required value, the selection zones are transferred to zones with higher temperatures, which are below 70% of the breakthrough temperature, and the packers retrieve.

Недостатками способа являются сложность в строительстве двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия.The disadvantages of the method are the difficulty in building a double-well horizontal well, an increase in the cost of building wells for organizing heat exposure.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2334095, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 26 dated 09/20/2008), including drilling vertical injection wells and horizontal production wells, the injection of the working agent through injection wells and the selection of oil through production wells. The horizontal wellbore of the production well is carried out 1.5-2.5 m above the bottom of the productive formation, the horizontal well is perforated, the bottom of the vertical injection well, perforated in the interval 0.5- above, is placed 3.5-4.5 m above the horizontal well of the well, 1.5 m from the bottom, the vertical injection well is placed from the vertical wellbore of the producing well at a distance greater than 2/3 of the length of the horizontal section of the producing well, up to the end of the horizontal wellbore. ar in alternation with air.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the oil displacement process due to uneven heating of the formation throughout the horizontal bore interval by the exposure agent.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, повышение эффективности процесса вытеснения нефти за счет нагнетания рабочего агента выше и ниже гипсометрического положения траектории низа горизонтального ствола добывающей скважины.The technical objectives of the present invention are to increase oil recovery, increase the efficiency of the oil displacement process by injecting a working agent above and below the hypsometric position of the trajectory of the bottom of the horizontal wellbore of the producing well.

Техническая задача решается способом разработки залежей нефти в поздней стадии разработки, включающим бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.The technical problem is solved by the method of developing oil deposits in the late stage of development, including the drilling of vertical injection and producing horizontal wells, injection of a displacing agent through injection wells, and selection of products through producing horizontal wells.

Новым является то, что горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта (ВНК), а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины, производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины, причем вторичное вскрытие в вертикальной скважине выше горизонтального ствола производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже горизонтального ствола для создания более равномерного фронта заводнения.New is that a horizontal well is drilled above the level of water-oil contact (VOC), and a vertical one - at a distance of at least 50 m from the bottom of a horizontal well, a secondary opening is made in a vertical well above and below a horizontal well, with a secondary opening in a vertical well above horizontal wellbore is produced with a higher density of openings than opening below the horizontal wellbore to create a more uniform waterflooding front.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения нефти, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора, увеличения охвата воздействием по площади и вертикали.The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of oil displacement, increasing oil recovery, increasing the rate of selection, increasing coverage by the effect of area and vertical.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей нефти в поздней стадии разработки, где 1 - участок нефтяной залежи; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - вертикальная нагнетательная скважина; 4 - водонефтяной контакт (ВНК); 5,5¹ - интервалы перфорации, 6 - пакер.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of oil deposits in the late stage of development, where 1 is the site of the oil deposits; 2 - horizontal production well; 3 - vertical injection well; 4 - oil-water contact (WOC); 5.5 ¹ - perforation intervals, 6 - packer.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК 4 бурят как минимум одну горизонтальную добывающую скважину 2, через которую в дальнейшем производится отбор продукции. На расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины 2 осуществляют строительство вертикальной нагнетательной скважины 3. В нагнетательной скважине 3 цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие залежи с образованием перфорационных отверстий 5, 5¹ выше и ниже гипсометрического положения траектории низа горизонтального ствола добывающей скважины 2, причем вторичное вскрытие 5 вертикальной скважины 3 выше горизонтального ствола 2 производят с большей плотностью вскрываемых отверстий 5 как минимум в два раза, чем вскрытие 5¹ ниже горизонтального ствола 3 для создания более равномерного фронта заводнения. Так как кровельная часть пласта, как правило, с ухудшенными коллекторскими свойствами остается несовершенной по степени вскрытия, то из-за больших фильтрационных сопротивлений призабойной зоны нефть поступает с незначительной скоростью и в малых количествах. В результате скважина работает с малым темпом отбора. Поэтому процесс эксплуатации залежи становится малоэффективным при значительной остаточной нефтенасыщенной толщине пласта. Поэтому такое вскрытие способствует более быстрому продвижению вытесняющего агента к стволу добывающей скважины 2.At a reservoir of oil 1 in the reservoir above the level of VNK 4, at least one horizontal production well 2 is drilled through which production is subsequently selected. At a distance of at least 50 m from the bottom of the horizontal well 2, a vertical injection well 3 is constructed. An annulus is cemented in the injection well 3, a second opening of the deposit is made with the formation of perforations 5, 5 ¹ above and below the hypsometric position of the trajectory of the bottom of the horizontal well of production well 2 moreover, the secondary opening 5 of the vertical well 3 above the horizontal wellbore 2 is performed with a higher density of openings 5 at least twice, th m opening 5 ¹ below the horizontal trunk 3 to create a more uniform waterflooding front. Since the roof part of the reservoir, as a rule, with poor reservoir properties, remains imperfect in terms of opening, due to the large filtration resistance of the bottom-hole zone, oil flows at an insignificant rate and in small quantities. As a result, the well operates at a low rate of production. Therefore, the process of exploitation of the reservoir becomes ineffective with a significant residual oil-saturated thickness of the reservoir. Therefore, such an autopsy contributes to a more rapid advancement of the displacing agent to the wellbore of the producing well 2.

Между интервалами вскрытия во избежание перетоков нагнетаемого агента устанавливают пакер 6.Between the opening intervals in order to avoid overflow of the injected agent set the packer 6.

Далее для выравнивания профиля приемистости производят закачку водоизолирующего состава в нагнетательную скважину 3, задавливая в пласт в объеме, необходимом для частичной изоляции водопритока из водонасыщенной части продуктивного пласта залежи 1. Объем приравнивается объему ствола скважины при давлении в затрубье не более 2-3 МПа. Для этого используется или центробежный насос автоцистерны, обеспечивающий давление на выкиде 0,6-1,0 МПа, или передвижной насосный агрегат. Давление должно контролироваться двумя манометрами на 5-10 МПа, установленными на затрубье и на устье скважины.Next, to equalize the injectivity profile, the water insulating composition is injected into injection well 3, squeezing into the formation in the volume necessary for partial isolation of water inflow from the water-saturated part of the productive formation of reservoir 1. The volume is equal to the volume of the wellbore at a pressure in the annulus of no more than 2-3 MPa. To do this, either a centrifugal pump of the tank truck is used, which provides a pressure at the outlet of 0.6-1.0 MPa, or a mobile pump unit. The pressure should be controlled by two 5-10 MPa gauges installed on the annulus and at the wellhead.

Далее в нагнетательную скважину 3 подают вытесняющий агент в объеме, определяемом расчетным путем и составляющем 2 м на 1 т добываемой нефти. В качестве вытесняющего агента используют воду или подогретый реагент в зависимости от типа коллектора и интервалов вязкости продуктивного пласта. После чего осуществляют отбор продукции.Next, a displacing agent is fed into injection well 3 in a volume determined by calculation and amounting to 2 m per 1 ton of oil produced. As a displacing agent, water or a heated reagent is used depending on the type of collector and the viscosity intervals of the reservoir. Then carry out the selection of products.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают залежь нефти 1 с терригенным коллектором. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 30-40 м с температурой 25°С, давлением 13 МПа, нефтенасыщенностью 0,93 д. ед., пористостью 26%, проницаемостью 0,82 мкм², плотностью нефти 911 кг/м³ и вязкостью 56 мПа·с.An oil reservoir 1 with a terrigenous reservoir is being developed. The deposit has a highly productive zone 30–40 m thick with a temperature of 25 ° C, a pressure of 13 MPa, an oil saturation of 0.93 units, a porosity of 26%, a permeability of 0.82 μm ² , an oil density of 911 kg / m ³ and a viscosity of 56 MPa · s.

На залежи нефти 1 в продуктивном пласте выше уровня ВНК на 12 м пробурили одну горизонтальную добывающую скважину 2 длиной 300 м. На расстоянии 80 м от забоя горизонтальной скважины 2 пробурили вертикальную нагнетательную скважину 3. В нагнетательной скважине 3 зацементировали затрубное пространство, произвели вторичное вскрытие 5 залежи с образованием перфорационных отверстий 5 выше и ниже гипсометрического положения траектории низа горизонтального ствола добывающей скважины 2. Верхний интервал перфорационных отверстий 5 разместили на уровне 3 м от кровли пласта с частотой отверстий 1 м, а нижний интервал перфорационных отверстий 5¹расположили на уровне 5 м от подошвы продуктивного пласта залежи 1 с частотой перфорационных отверстий 3 м. Между интервалами вскрытия установили пакер 6. Далее для выравнивания профиля приемистости произвели закачку полиакриламида в нагнетательную скважину 3 в объеме, равном 2,7 м³.One horizontal production well 2, 300 m long, was drilled at 12 m above the VOC level in oil reservoir 1 in the reservoir, at a distance of 80 m from the bottom of horizontal well 2, a vertical injection well 3 was drilled. An annulus was cemented in injection well 3, a second opening was performed 5 deposits with the formation of perforations 5 above and below the hypsometric position of the trajectory of the bottom of the horizontal wellbore of the producing well 2. The upper interval of the perforations 5 not 3 m from the top of the formation with a hole frequency of 1 m, and the lower interval of perforation holes 5 ^{1 was} located at 5 m from the bottom of the productive formation of reservoir 1 with a frequency of perforation holes of 3 m. Packer 6 was installed between the opening intervals. Next, to align the injectivity profile the injection of polyacrylamide into the injection well 3 in a volume equal to 2.7 m ³ .

Далее в нагнетательную скважину 3 подают вытесняющий агент в объеме, составляющем 9,2 м. В качестве вытесняющего агента используют воду. После чего осуществляют отбор продукции.Next, a displacing agent in a volume of 9.2 m is supplied to the injection well 3. Water is used as the displacing agent. Then carry out the selection of products.

Благодаря применению предложенного способа разработки залежей нефти в поздней стадии разработки темп отбора нефти увеличивается с 3 до 9% от извлекаемых запасов.Thanks to the application of the proposed method for the development of oil deposits in the late stage of development, the rate of oil extraction increases from 3 to 9% of recoverable reserves.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,5. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 15%, дополнительная добыча нефти за весь срок эксплуатации участка составила 126 тыс. т нефти.The operation of the site is designed to achieve a design oil recovery of 0.5. During the development of the entire interval, the coverage of the formation with the impact increases, oil recovery increased by 15%, additional oil production for the entire life of the site amounted to 126 thousand tons of oil.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, темп отбора нефти, увеличить охват пласта воздействием.The application of the proposed method will increase oil recovery, the rate of oil recovery, increase the coverage of the formation by exposure.

Claims

A method of developing oil deposits in the late stage of development, including drilling vertical injection and producing horizontal wells, pumping a displacing agent through injection wells, selecting products through producing horizontal wells, characterized in that the horizontal well is drilled above the level of oil-water contact - VNK, and the vertical one is drilled a distance of at least 50 m from the bottom of a horizontal well, a secondary opening of a deposit in a vertical well is performed above and below the horizontal well, secondary opening in the vertical wellbore above the horizontal wellbore produce higher density unsealed openings than the opening below the horizontal shaft to create a more uniform front waterflood.