RU2848192C1 - Method for developing ultra-viscous oil deposits - Google Patents
Method for developing ultra-viscous oil depositsInfo
- Publication number
- RU2848192C1 RU2848192C1 RU2025101459A RU2025101459A RU2848192C1 RU 2848192 C1 RU2848192 C1 RU 2848192C1 RU 2025101459 A RU2025101459 A RU 2025101459A RU 2025101459 A RU2025101459 A RU 2025101459A RU 2848192 C1 RU2848192 C1 RU 2848192C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- horizontal
- production wells
- production
- injection
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.The invention relates to the oil production industry, in particular to the development of deposits of high-viscosity oil or bitumen under thermal influence of horizontal wells.
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2720725, МПК Е21В 43/24, 47/06, опубл. 13.05.2020, бюл. № 14), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительных скважин, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежашей добывающей скважиной. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежашей добывающей скважиной, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции. Предварительно определяют в залежи аномальные участки с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, горизонтальные парные скважины на участках с толщиной пласта, равной и более 10 м, бурят на расстоянии 100±15 м друг от друга. Дополнительные скважины располагают в аномальных участках на расстоянии 70±15 м от близлежашей добывающей скважины. В дополнительной скважине создание гидродинамической связи с ближайшими парами скважин осуществляют путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим. Отбор из дополнительной скважины ведут также с учетом обводненности добываемой продукции и при достижении граничной температуры и/или интервала обводненности 97-99 % переходят на нагнетание теплоносителя.A method for developing a deposit of extra-viscous oil is known (patent RU No. 2720725, IPC E21B 43/24, 47/06, published 13.05.2020, bulletin No. 14), including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, as well as vertical observation wells, pumping a coolant through injection wells with heating of the productive formation and creation of a steam chamber, withdrawal of products due to steam-gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while the development is carried out with regulation of the current size of the steam chamber by changing the volumes of coolant injection into injection wells and withdrawal of liquid from production wells with control of the volume of the steam chamber, construction at the level of the formation bottom or the level of the water-oil contact - OWC of additional wells through which the coolant is injected until the creation Thermodynamic connection with the nearest pair of horizontal wells, followed by conversion to product extraction. The additional well is equipped with means for monitoring the temperature of the produced product, and the boundary temperature of the well's product is determined, at which the hydrodynamic connection with the nearby production well deteriorates. When the temperature of the produced product from the additional well drops to the boundary temperature, coolant is reinjected into it to restore the hydrodynamic connection with the nearby production well, after which extraction is resumed. Further injection and extraction cycles in the additional well are repeated based on the boundary temperature of the product extracted from it. Anomalous sections with a productive formation thickness of less than 10 m are preliminarily identified in the reservoir; paired horizontal wells in sections with a formation thickness equal to or greater than 10 m are drilled at a distance of 100 ± 15 m from each other. Additional wells are located in anomalous sections at a distance of 70 ± 15 m from the nearby production well. In the additional well, a hydrodynamic connection is established with the adjacent well pairs by cyclically injecting coolant and withdrawing product, with each subsequent withdrawal time interval increasing compared to the previous one. Extraction from the additional well is also performed taking into account the water cut of the extracted product, and upon reaching the boundary temperature and/or a water cut range of 97-99%, the system switches to coolant injection.
Недостатками известного способа являются сложность получения гидродинамической связи с вновь пробуренной пароциклической скважиной из-за удаленности от пар скважин, высокие капитальные затраты на бурение и нефтепромысловое обустройство скважин. Также недостатком является то, что остаются неохваченные разработкой зоны между добывающими скважинами.The disadvantages of this method include the difficulty of establishing hydrodynamic communication with a newly drilled steam cyclic well due to its distance from the well pairs, and the high capital costs of drilling and oilfield well development. Another drawback is that it leaves undeveloped zones between production wells.
Также известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2767625, МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 18.03.2022, бюл. № 8), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, разработку с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, определение в залежи аномальных участков с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, расположение в аномальных участках дополнительных скважин, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, оборудование дополнительной скважины средствами контроля температуры добываемой продукции, определение граничной температуры продукции дополнительной скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащей добывающей скважиной, повторную закачку теплоносителя для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры, возобновление отбора, повторяют циклы закачки и отбора в дополнительной скважине исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции, создание гидродинамической связи в дополнительной скважине с ближайшими парами скважин путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим, по способу дополнительные скважины располагают на расстоянии 50±15 м от близлежащей добывающей скважины, при этом дополнительные скважины бурят параллельно соседней добывающей скважине, располагая забои дополнительных скважин в направлении забоев парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин таким образом, чтобы расстояние от забоев парных добывающих и нагнетательных скважин до ствола дополнительной скважины составляло 30±10 м, при этом отбор из дополнительной скважины ведут до достижения граничной температуры 40±10°С, далее переходят на нагнетание теплоносителя.Also known is a method for developing a deposit of extra-viscous oil (patent RU No. 2767625, IPC E21B 43/24, 7/04, 47/06, published 18.03.2022, bulletin No. 8), including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, as well as vertical observation wells, pumping a coolant through injection wells with heating of the productive formation and creating a steam chamber, withdrawing products due to steam-assisted gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, development with regulation of the current size of the steam chamber by changing the volumes of coolant injection into injection wells and withdrawal of liquid from production wells with monitoring of the volume of the steam chamber, determining anomalous sections of the deposit with a productive formation thickness of less than 10 m, locating additional wells in the anomalous sections through which the coolant is injected until a thermodynamic connection is created with the nearest pair of horizontal wells, followed by switching to product extraction, equipping an additional well with means for monitoring the temperature of the extracted product, determining the boundary temperature of the product of the additional well at which the hydrodynamic connection with the nearby production well deteriorates, re-injecting the coolant to restore the hydrodynamic connection with the nearby production well when the temperature of the extracted product from the additional well decreases to the boundary temperature, resuming extraction, repeating the injection and extraction cycles in the additional well based on the boundary temperature of the product extracted from it, creating a hydrodynamic connection in the additional well with the nearest pairs of wells by cyclic injection of the coolant and extraction of product, with each subsequent time interval of extraction increasing compared to the previous one, according to the method, the additional wells are located at a distance of 50±15 m from the nearby production well, while the additional wells are drilled parallel to the adjacent production well, arranging the bottomholes of the additional wells in the direction of the bottomholes of the paired horizontal production wells and injection wells in such a way that the distance from the bottom of the paired production and injection wells to the shaft of the additional well is 30±10 m, while the selection from the additional well is carried out until the boundary temperature of 40±10°C is reached, after which they switch to injection of the coolant.
Недостатками способа являются высокие капитальные затраты на бурение и нефтепромысловое обустройство скважин, сложность получения гидродинамической связи с вновь пробуренной пароциклической скважиной. Также недостатком является то, что остаются неохваченные разработкой зоны между добывающими скважинами.The disadvantages of this method include high capital costs for drilling and oilfield well development, and the difficulty of establishing hydrodynamic communication with a newly drilled steam cyclic well. Another drawback is that it leaves undeveloped zones between production wells.
Также известен способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов (патент RU № 2439305, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2012, бюл. № 1), включающий 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, причем 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.Also known is a method for developing a deposit of high-viscosity oils and bitumens (patent RU No. 2439305, IPC E21B 43/24, published 10.01.2012, bulletin No. 1), including the construction of a production well with an open horizontal section in the productive formation and an injection well with a profile parallel and similar to the profile of the production well, but located above it in the same productive formation, pumping a coolant into the injection well and withdrawing formation products from the production well, and at a distance of 180-200 m in the productive formation, a similar and parallel pair of horizontal wells are drilled, and between the production horizontal wells, two lower production wells with horizontal sections parallel to the horizontal sections of the production wells are evenly spaced, and between the injection wells - one upper production well a well with a horizontal section parallel to the horizontal sections of the injection wells, after which all wells are used for pumping a heat carrier in the form of superheated steam until a steam-gas chamber is created above the injection wells, after which the lower and upper production wells are converted to extract heated products.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность прогрева подошвы месторождения в средней части наклонно-горизонтальными параллельными в горизонтальной плоскости нисходящими стволами, так как наиболее прогреваются приустьевые зоны скважин, а также высокие затраты на обустройство за счет необходимости создания двух кустов скважин.The disadvantages of this method are the low efficiency of heating the bottom of the deposit in the middle part of the inclined-horizontal parallel in the horizontal plane descending wellbores, since the wellhead zones of the wells are heated most, as well as high costs for development due to the need to create two well clusters.
Наиболее близким является способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2826111, МПК Е21В 43/24, 43/30, опубл. 04.09.2024, бюл. № 25), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин и расположенных над ними горизонтальных нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, причем горизонтальные добывающие скважины бурят парами на расстоянии 115-125 м друг от друга, при этом пары горизонтальных добывающих скважин располагают на расстоянии 80-100 м и на 2 м выше подошвы нефтенасыщенного пласта, между парой горизонтальных добывающих скважин равномерно располагают одну верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину на расстоянии 2-3 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин, после чего из основного ствола горизонтальной нагнетательной скважины бурят четыре боковых восходящих ствола с горизонтальными участками, расположенными над добывающими скважинами на расстоянии 5 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин и на расстоянии 57,5-62,5 м по горизонтали от основного ствола нагнетательной скважины, далее производят первоначальный прогрев пробуренных скважин закачкой теплоносителя объемом 80-90 т/сут в горизонтальные добывающие скважины и 120-140 т/сут в горизонтальные нагнетательные скважины в течение 2 месяцев, после прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины в объеме 140-160 т/сут, а горизонтальные добывающие скважины запускают на отбор жидкости.The closest method is for developing a deposit of extra-viscous oil (RU patent no. 2826111, IPC E21B 43/24, 43/30, published 09/04/2024, bulletin no. 25), which includes drilling horizontal production wells and horizontal injection wells located above them, pumping coolant into the injection wells and withdrawing products from the production wells, with the horizontal production wells drilled in pairs at a distance of 115-125 m from each other, while the pairs of horizontal production wells are located at a distance of 80-100 m and 2 m above the bottom of the oil-saturated formation, between the pair of horizontal production wells one upper horizontal injection well is evenly spaced at a distance of 2-3 m vertically from the horizontal production wells, after which from the main trunk of the horizontal injection Wells are drilled four lateral ascending wellbores with horizontal sections located above the production wells at a distance of 5 m vertically from the horizontal production wells and at a distance of 57.5-62.5 m horizontally from the main bore of the injection well, then the drilled wells are initially heated by pumping coolant in a volume of 80-90 tons/day into horizontal production wells and 120-140 tons/day into horizontal injection wells for 2 months, after heating all wells are stopped for thermocapillary imbibition for 20 days, then the injection of coolant into horizontal injection wells is resumed in a volume of 140-160 tons/day, and horizontal production wells are launched for liquid extraction.
Недостатками способа являются высокие капитальные затраты на бурение и обустройство горизонтальных скважин по предлагаемой схеме, а также низкая площадь охвата залежи добывающими скважинами и, как следствие, относительно низкий коэффициент извлечения нефти.The disadvantages of this method are the high capital costs of drilling and equipping horizontal wells using the proposed scheme, as well as the low area of coverage of the deposit by production wells and, as a consequence, a relatively low oil recovery factor.
Техническим результатом является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего увеличить коэффициент извлечения нефти за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных зон залежи, расположенных между добывающими скважинами, снижение капитальных вложений на бурение и обустройство за счет уменьшения плотности сетки добывающих скважин с боковыми стволами.The technical result is the creation of a method for developing a deposit of extra-viscous oil, which makes it possible to increase the oil recovery factor by involving in the development previously uncovered zones of the deposit, located between production wells, a reduction in capital investments in drilling and development by reducing the density of the grid of production wells with sidetracks.
Технический результат достигается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение горизонтальных добывающих скважин и расположенных над ними горизонтальных нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.The technical result is achieved by a method for developing a deposit of extra-viscous oil, including drilling horizontal production wells and horizontal injection wells located above them, pumping a coolant into the injection wells and extracting products from the production wells.
Новым является то, что горизонтальные добывающие скважины бурят на расстоянии 145-155 м друг от друга и располагают выше подошвы нефтенасыщенного пласта как минимум на 2 м, горизонтальные нагнетательные скважины бурят над горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 5 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин, далее из основного ствола горизонтальной добывающей скважины бурят по четыре боковых восходящих ствола с расположением горизонтальных участков в шахматном порядке между горизонтальными участками основных стволов добывающих скважин и на расстоянии 2-3 м по вертикали от основных стволов добывающих скважин, после чего производят первоначальный прогрев пробуренных скважин закачкой теплоносителя объемом 120-130 т/сут в горизонтальные добывающие скважины и 80-90 т/сут в горизонтальные нагнетательные скважины в течение 2 месяцев, после прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины в объеме 90-100 т/сут, а горизонтальные добывающие скважины запускают на отбор жидкости.What is new is that horizontal production wells are drilled at a distance of 145-155 m from each other and are located above the base of the oil-saturated formation by at least 2 m, horizontal injection wells are drilled above horizontal production wells at a distance of 5 m vertically from the horizontal production wells, then four lateral ascending wells are drilled from the main trunk of the horizontal production well with the horizontal sections staggered between the horizontal sections of the main trunks of the production wells and at a distance of 2-3 m vertically from the main trunks of the production wells, after which the drilled wells are initially heated by pumping 120-130 tons of coolant per day into horizontal production wells and 80-90 tons per day into horizontal injection wells for 2 months, after heating all wells are stopped for thermocapillary imbibition for 20 days, then resumed injection of coolant into horizontal injection wells at a rate of 90-100 tons/day, and horizontal production wells are launched to extract liquid.
На фиг. 1 и фиг. 2 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи сверхвязкой нефти.Fig. 1 and Fig. 2 show a diagram of the implementation of the proposed method for developing a deposit of super-viscous oil.
Способ разработки залежи 1 (фиг. 1) сверхвязкой нефти включает бурение горизонтальных добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' и расположенных над ними горизонтальных нагнетательных скважин 3, 3', 3'', 3''', закачку теплоносителя в нагнетательные скважины 3, 3', 3'', 3''' и отбор продукции из добывающих скважин 2, 2', 2'', 2'''. Горизонтальные добывающие скважины бурят на расстоянии 145-155 м друг от друга и располагают выше подошвы 4 нефтенасыщенного пласта (или водонефтяного контакта) как минимум на 2 м.The method for developing a deposit 1 (Fig. 1) of extra-viscous oil includes drilling horizontal production wells 2, 2', 2'', 2''' and horizontal injection wells 3, 3', 3'', 3''' located above them, pumping a heat carrier into the injection wells 3, 3', 3'', 3''' and withdrawing product from the production wells 2, 2', 2'', 2'''. The horizontal production wells are drilled at a distance of 145-155 m from each other and are located above the base 4 of the oil-saturated formation (or oil-water contact) by at least 2 m.
Горизонтальные нагнетательные скважины 3, 3', 3'', 3''' бурят над горизонтальными добывающими скважинами 2, 2', 2'', 2''' на расстоянии 5 м по вертикали от горизонтальных добывающих скважин 2, 2', 2'', 2'''. Далее из основного ствола горизонтальной добывающей скважины 2, 2', 2'', 2''' бурят по четыре боковых восходящих ствола с расположением горизонтальных участков 5 (фиг. 2) в шахматном порядке между горизонтальными участками основных стволов добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' и на расстоянии 2-3 м по вертикали от основных стволов добывающих скважин 2, 2', 2'', 2'''. Например, из основного ствола горизонтальной добывающей скважины 2' бурят четыре боковых восходящих ствола 5 с расположением горизонтальных участков в шахматном порядке с между горизонтальными участками основных стволов добывающих скважин 2 и 2', 2' и 2'' и на расстоянии 2-3 м по вертикали от основных стволов добывающих скважин.Horizontal injection wells 3, 3', 3'', 3''' are drilled above horizontal production wells 2, 2', 2'', 2''' at a vertical distance of 5 m from horizontal production wells 2, 2', 2'', 2'''. Then, from the main bore of the horizontal production well 2, 2', 2'', 2''', four lateral ascending boreholes are drilled with the horizontal sections 5 (Fig. 2) arranged in a staggered pattern between the horizontal sections of the main boreholes of production wells 2, 2', 2'', 2''' and at a vertical distance of 2-3 m from the main boreholes of production wells 2, 2', 2'', 2'''. For example, from the main trunk of a horizontal production well 2', four lateral ascending wellbores 5 are drilled with horizontal sections arranged in a checkerboard pattern between the horizontal sections of the main trunks of production wells 2 and 2', 2' and 2'' and at a distance of 2-3 m vertically from the main trunks of production wells.
После чего производят первоначальный прогрев пробуренных скважин закачкой теплоносителя объемом 120-130 т/сут в горизонтальные добывающие скважины 2, 2', 2'', 2''' и объемом 80-90 т/сут в горизонтальные нагнетательные скважины 3, 3', 3'', 3''' в течение 2 месяцев. После прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины 3, 3' 3'', 3''' в объеме 90-100 т/сут, а горизонтальные добывающие скважины запускают на отбор жидкости.After this, the drilled wells are initially heated by pumping 120-130 tons of coolant per day into horizontal production wells 2, 2', 2'', 2''' and 80-90 tons per day into horizontal injection wells 3, 3', 3'', 3''' for 2 months. After heating, all wells are stopped for thermocapillary imbibition for 20 days, then coolant injection into horizontal injection wells 3, 3' 3'', 3''' is resumed at a rate of 90-100 tons per day, and the horizontal production wells are launched for liquid extraction.
Предлагаемый способ позволяет эффективно разрабатывать залежь сверхвязкой нефти путем увеличения коэффициента извлечения нефти за счет вовлечения в разработку зон, расположенных между добывающими скважинами, и соответственно увеличить экономическую эффективность ввода в разработку залежей сверхвязкой нефти за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных зон залежи, расположенных между добывающими скважинами, а также снизить капитальные вложения на бурение и обустройство за счет уменьшения плотности сетки скважин.The proposed method allows for the efficient development of a super-viscous oil deposit by increasing the oil recovery factor through the involvement of zones located between production wells in the development, and accordingly, increasing the economic efficiency of bringing super-viscous oil deposits into development by involving previously uncovered zones of the deposit located between production wells in the development, as well as reducing capital investments in drilling and development by reducing the well grid density.
Пример конкретного применения.An example of a specific application.
На Студено-Ключевской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 160 м, залежь 1 представлена однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 12 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,8 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д. ед., пористостью 30 %, проницаемостью 2,526 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 975 кг/м3, вязкостью 16690 мПа*с. Произвели бурение 4 горизонтальных добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''', расположенных на расстоянии друг от друга: 145 м - расстояние между скважинами 2, 2', 155 м - расстояние между скважинами 2'', 2''', 150 м - расстояние между скважинами 2', 2". Также произвели бурение 4 горизонтальных нагнетательных скважин 3, 3', 3'', 3''', которые разместили над добывающими скважинами на расстоянии 5 м по вертикали от добывающих скважин. Из стволов добывающих скважин 2, 2', 2'', 2''' пробурили по четыре боковых восходящих ствола 5 с горизонтальными участками (параллельно им), находящимися между основными горизонтальными стволами добывающих скважин в шахматном порядке на расстоянии по вертикали 2, 2,5 и 3 м от добывающих скважин.At the Studeno-Klyuchevskaya deposit of super-viscous oil, located at a depth of 160 m, deposit 1 is represented by a homogeneous formation with an average effective oil-saturated thickness of 12 m, a formation temperature of 8°C, a pressure of 0.8 MPa, an oil saturation of 0.70 d. units, a porosity of 30%, a permeability of 2.526 μm2 , a bitumen density under formation conditions of 975 kg/ m3 , and a viscosity of 16,690 mPa*s. Drilling of 4 horizontal production wells 2, 2', 2'', 2''' was carried out, located at a distance from each other: 145 m - distance between wells 2, 2', 155 m - distance between wells 2'', 2''', 150 m - distance between wells 2', 2". Also drilling of 4 horizontal injection wells 3, 3', 3'', 3''' were carried out, which were located above the production wells at a vertical distance of 5 m from the production wells. From the shafts of production wells 2, 2', 2'', 2''', four lateral ascending wells 5 were drilled with horizontal sections (parallel to them), located between the main horizontal shafts of production wells in a staggered pattern at a vertical distance of 2, 2.5 and 3 m from the production wells.
Далее во все скважины закачивали пар (суммарной массой 50640 т) в течение 2-х месяцев объемом: в добывающие скважины 2 (120 т/сут), 2' (125 т/сут), 2'' (127 т/сут), 2''' (130 т/сут), в нагнетательные скважины 3 (90 т/сут), 3' (85 т/сут), 3'' (87 т/сут), 3'''(80 т/сут). После закачки пара на протяжении 2 месяцев остановили все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее запустили добывающие скважины на отбор жидкости: скважину 2 (100 т/сут), 2' (120 т/сут), 2'' (115 т/сут), 2''' (105 т/сут), а нагнетательные скважины 3, 3', 3'', 3''' - под закачку пара 3 (95 т/сут), 3' (90 т/сут), 3'' (93 т/сут), 3''' (100 т/сут).Then, steam (with a total mass of 50,640 tons) was injected into all wells over a period of 2 months in the following volumes: into production wells 2 (120 tons/day), 2' (125 tons/day), 2'' (127 tons/day), 2''' (130 tons/day), into injection wells 3 (90 tons/day), 3' (85 tons/day), 3'' (87 tons/day), 3''' (80 tons/day). After injecting steam for 2 months, all wells were stopped for thermocapillary imbibition for 20 days. Then, production wells were launched for liquid extraction: well 2 (100 tons/day), 2' (120 tons/day), 2'' (115 tons/day), 2''' (105 tons/day), and injection wells 3, 3', 3'', 3''' - for steam injection 3 (95 tons/day), 3' (90 tons/day), 3'' (93 tons/day), 3''' (100 tons/day).
Предлагаемый способ позволил увеличить объем добытой нефти по участку на 10 % за счет бурения боковых горизонтальных стволов из добывающих скважин и, как следствие увеличить площадь охвата разработкой участков, расположенных между добывающими скважинами, а также увеличить экономическую эффективность ввода в разработку залежи сверхвязкой нефти за счет уменьшения капитальных затрат на бурение и обустройство скважин по меньшей плотности сетки.The proposed method made it possible to increase the volume of oil produced in the area by 10% by drilling horizontal sidetracks from production wells and, as a result, to increase the area covered by development of areas located between production wells, as well as to increase the economic efficiency of bringing into development a deposit of extra-viscous oil by reducing capital costs for drilling and equipping wells at a lower grid density.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2848192C1 true RU2848192C1 (en) | 2025-10-16 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2439305C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| US8327936B2 (en) * | 2008-05-22 | 2012-12-11 | Husky Oil Operations Limited | In situ thermal process for recovering oil from oil sands |
| RU2663627C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| US10196888B2 (en) * | 2014-10-01 | 2019-02-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Placement and uses of lateral assisting wellbores and/or kick-off wellbores |
| RU2720725C1 (en) * | 2019-07-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2767625C1 (en) * | 2021-09-27 | 2022-03-18 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing a deposit of extra-viscous oil |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8327936B2 (en) * | 2008-05-22 | 2012-12-11 | Husky Oil Operations Limited | In situ thermal process for recovering oil from oil sands |
| RU2439305C1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| US10196888B2 (en) * | 2014-10-01 | 2019-02-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Placement and uses of lateral assisting wellbores and/or kick-off wellbores |
| RU2663627C1 (en) * | 2017-07-06 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2720725C1 (en) * | 2019-07-30 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| RU2767625C1 (en) * | 2021-09-27 | 2022-03-18 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for developing a deposit of extra-viscous oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2098613C1 (en) | Method of extracting hydrocarbons from underground goudron or heavy oil deposit | |
| RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
| RU2531963C1 (en) | Development of thick oil or bitumen deposits | |
| RU2334096C1 (en) | Method of massive type high-viscosity oil pool development | |
| RU2663532C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
| RU2675115C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil | |
| RU2848192C1 (en) | Method for developing ultra-viscous oil deposits | |
| RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2826111C1 (en) | Superviscous oil deposit development method | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| RU2720725C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit | |
| RU2767625C1 (en) | Method for developing a deposit of extra-viscous oil | |
| RU2779502C1 (en) | Method for borehole production of high-viscosity oil from an oil deposit with a gas cap | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2850035C1 (en) | Method for developing ultra-viscous oil deposits | |
| RU2580339C1 (en) | Method for development massive type high-viscous oil deposit | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2362009C1 (en) | Method of oil deposit development according to block system | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals |