RU2826128C1 - Superviscous oil deposit development method - Google Patents
Superviscous oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2826128C1 RU2826128C1 RU2024110701A RU2024110701A RU2826128C1 RU 2826128 C1 RU2826128 C1 RU 2826128C1 RU 2024110701 A RU2024110701 A RU 2024110701A RU 2024110701 A RU2024110701 A RU 2024110701A RU 2826128 C1 RU2826128 C1 RU 2826128C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- drilled
- row
- day
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 18
- 238000010792 warming Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 24
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 7
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 9
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м 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 with an oil-saturated thickness of less than 10 m under thermal action of horizontal wells.
Известен также способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2678739, МПК Е21В 43/24, Е21В 07/04, Е21В 47/06, опубл. 31.01.2019), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, а вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальных добывающих скважин, по глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, а отбор через горизонтальные добывающие скважины, расположенные у вертикальной нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50°С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют.A method for developing a high-viscosity oil deposit is also known (RU patent No. 2678739, IPC E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 47/06, published on 31.01.2019), including drilling vertical injection wells and production wells with opening sections of these wells located in the deposit, pumping a working agent through injection wells and extracting oil through production wells, wherein horizontal production wells are drilled with distances between them in plan of 70-80 m with a location in the deposit at least 1 m above the base or level of the water-oil contact, and vertical injection wells are located between horizontal production wells at a distance of 35-40 m from the middle part of the trunk of horizontal production wells, the maximum pressure is determined by depth, excluding violation of the integrity of the deposit rock, the injection of the working agent through injection wells is carried out in the amount of 20-40 tons/day, and the extraction through horizontal production wells located near the vertical injection well is carried out alternately until the temperature along the wellbore decreases below 50°C and/or the oil flow rate decreases to 0.5-1 tons/day in at least one horizontal production well in the deposit, while steam is injected into other horizontal production wells with the maximum possible volume at a pressure that excludes the violation of the integrity of the deposit rock, after which the horizontal wells are stopped for thermocapillary impregnation, after which the horizontal wells are changed for injection and extraction until the next switchover, then the cycles are repeated.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность прогрева призабойной части параллельных скважин, так как вертикальные нагнетательные скважины расположены в средней части параллельных добывающих скважин, и малый охват залежи, так как он ограничен длиной параллельных скважин, и, как следствие, меньший суммарный объем добычи.The disadvantages of this method are the low efficiency of heating the bottomhole section of parallel wells, since the vertical injection wells are located in the middle section of parallel production wells, and the small coverage of the deposit, since it is limited by the length of the parallel wells, and, as a consequence, a smaller total production volume.
Также известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2717480, МПК Е21В 43/24, 7/046, 47/06, опубл. 23.03.2020), включающий бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, для закачки теплоносителя и добычи нефти и двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами, при этом на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу, скважины бурят с горизонтальными стволами в нижней части залежи с перекрытием забойной части соответствующих пробуренных навстречу скважин на 15-35 м и с расстоянием 60-100 м между близлежащими однонаправленными горизонтальными стволами скважин, причем устья скважин оборудуют датчиками температуры, определяют оптимальную температуру добычи, при которой наблюдается максимальный дебит добываемой продукции и исключается прорыв теплоносителя в близлежащие стволы скважин, от цикла к циклу время и/или объем закачки теплоносителя оставляют прежним при сохранении оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя увеличивают при снижении температуры ниже оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя снижают при увеличении температуры выше оптимальной температуры добычи.Also known is a method for developing a deposit of super-viscous oil (patent RU No. 2717480, IPC E21B 43/24, 7/046, 47/06, published 03/23/2020), including drilling rows of wells with parallel boreholes in the horizontal plane, drilled towards each other in a staggered pattern, for pumping a coolant and producing oil, and two-stage cyclic pumping of a coolant and producing oil by wells, wherein at the first stage of the cycle the coolant is pumped into the odd wells of the row and oil is produced from the even wells of the row, after which the wells are stopped for the period of reservoir impregnation, and at the second stage of the cycle the coolant is pumped into the even wells of the row and oil is produced from the odd wells of the row, after which the wells are stopped for the period of reservoir impregnation, the cycle is repeated several times, increasing or leaving the coolant injection time unchanged and oil production from cycle to cycle, wells are drilled with horizontal shafts in the lower part of the reservoir with overlapping of the bottomhole of the corresponding wells drilled towards each other by 15-35 m and with a distance of 60-100 m between nearby unidirectional horizontal well shafts, and the wellheads are equipped with temperature sensors, the optimal production temperature is determined at which the maximum flow rate of the produced product is observed and a breakthrough of the coolant into nearby well shafts is excluded, from cycle to cycle the time and/or volume of coolant injection remain the same while maintaining the optimal production temperature, the time and/or volume of coolant injection is increased when the temperature decreases below the optimal production temperature, the time and/or volume of coolant injection is reduced when the temperature increases above the optimal production temperature.
Недостатками способа являются низкая эффективность прогрева продуктивного пласта в «пяточной» и средней части скважины и соответственно низкий коэффициент извлечения нефти на участке залежи, а также высокие затраты на нефтепромысловое обустройство двух кустов.The disadvantages of this method are the low efficiency of heating the productive formation in the “heel” and middle parts of the well and, accordingly, the low oil recovery coefficient in the deposit area, as well as the high costs of oil field development of two clusters.
Также известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2803347, МПК Е21В 43/24, 7/06, 47/04, опубл. 12.09.2023), включающий бурение вертикальной скважины, исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, бурение из вертикальной скважины боковых горизонтальных стволов, после выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, после этого в вертикальную скважину спускают колонну труб до глубины на 10 м ниже ВНК и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя, далее производят установку нижнего клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 нижних боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м, причем таким образом, чтобы нижние точки нижних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии как минимум 2 м от ВНК, а забои нижних боковых горизонтальных стволов находились на 2 м выше нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, затем на 5-7 м выше нижнего клина-отклонителя производят установку верхнего клина-отклонителя в направлении бурения верхних боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 верхних боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м параллельно ВНК и таким образом, чтобы нижние точки верхних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 5-7 м от нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, а забои верхних боковых горизонтальных стволов и нижних боковых горизонтальных стволов находились на расстоянии 3-5 м друг от друга, предварительно на нижний конец колонны труб устанавливают узел герметизации, далее фильтровую колонну длиной 3 м и пакер, в вертикальную скважину до искусственного забоя спускают колонну труб с возможностью расположения фильтровой колонны напротив интервала зарезки нижних боковых горизонтальных стволов, а пакера - между интервалами зарезки нижних боковых горизонтальных стволов и верхних боковых горизонтальных стволов, после этого в вертикальную скважину осуществляют закачку пара интенсивностью до 30 т/сут в течение 50 дней, останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней, затем в колонну труб в составе с фильтровой колонной спускают насос на глубину на 3 м выше искусственного забоя и начинают отбор жидкости, продолжают закачку пара.Also known is a method for developing a deposit of extra-viscous oil (patent RU No. 2803347, IPC E21B 43/24, 7/06, 47/04, published 12.09.2023), including drilling a vertical well, studying the filtration-capacitive properties of the formations penetrated by drilling, identifying bitumen-saturated and water-saturated interlayers, drilling lateral horizontal wells from a vertical well, after identifying the water-saturated and oil-saturated interlayers, determining the level of the water-oil contact - OWC, after which a pipe column is lowered into the vertical well to a depth of 10 m below the OWC and cemented to form an artificial bottomhole, then a lower wedge-deflector is installed in the direction of drilling the lateral wells, a window is cut, drilling from 2 to 4 lower lateral horizontal wells with a length of 50-100 m, and in such a way that the lower points of the lower lateral horizontal trunks are located at a distance of at least 2 m from the OWC, and the bottoms of the lower lateral horizontal trunks are 2 m above the lower points of the lower lateral horizontal trunks, then 5-7 m above the lower whipstock, the upper whipstock is installed in the direction of drilling the upper lateral trunks, a window is cut, 2 to 4 upper lateral horizontal trunks 50-100 m long are drilled parallel to the OWC and in such a way that the lower points of the upper lateral horizontal trunks are located at a distance of 5-7 m from the lower points of the lower lateral horizontal trunks, and the bottoms of the upper lateral horizontal trunks and the lower lateral horizontal trunks are at a distance of 3-5 m from each other, a sealing unit is preliminarily installed on the lower end of the pipe string, then a 3 m long filter column and a packer are lowered into the vertical well to the artificial bottomhole a column of pipes with the possibility of locating a filter column opposite the interval of cutting the lower lateral horizontal wells, and a packer - between the intervals of cutting the lower lateral horizontal wells and the upper lateral horizontal wells, after which steam is injected into the vertical well at an intensity of up to 30 tons/day for 50 days, the steam injection is stopped for thermocapillary impregnation for a period of 20 days, then a pump is lowered into the column of pipes together with the filter column to a depth of 3 m above the artificial bottomhole and liquid extraction begins, steam injection is continued.
Недостатками данного известного способа являются необходимость создания высокотемпературного пакера для разобщения нижних и верхних интервалов скважины, высокие материальные затраты на бурение боковых горизонтальных стволов из ствола вертикальной скважины и на обустройство нескольких вертикальных скважин.The disadvantages of this known method are the need to create a high-temperature packer to separate the lower and upper intervals of the well, high material costs for drilling lateral horizontal wellbores from the vertical wellbore and for constructing several vertical wells.
Наиболее близким по технической сущности является шахматно-циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов (патент RU № 2418945, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2011), включающий бурение рядов скважин для закачки теплоносителя и добычи нефти, причем используют скважины с наклонно-горизонтальными параллельными в горизонтальной плоскости стволами, с расположением устьев скважин в шахматном порядке и производят двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами, при этом на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу.The closest in technical essence is the staggered-cyclic method of developing deposits of high-viscosity oil and bitumen (patent RU No. 2418945, IPC E21B 43/24, published on 20.05.2011), including drilling rows of wells for pumping coolant and producing oil, wherein wells with inclined-horizontal parallel shafts in the horizontal plane are used, with the wellheads arranged in a staggered order and a two-stage cyclic injection of coolant and oil production by wells is carried out, wherein at the first stage of the cycle the coolant is pumped into the odd wells of the row and oil is produced from the even wells of the row, after which the wells are stopped for the period of reservoir impregnation, and at the second stage of the cycle the coolant is pumped into the even wells of the row and oil is produced from the odd wells of the row, after which the wells are stopped for the period of reservoir impregnation, the cycle is repeated several times, increasing or leaving the time of coolant injection and oil production remains unchanged from cycle to cycle.
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. Также способ недостаточно эффективен в залежах сверхвязкой нефти с толщинами менее 10 м.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 trunks, since the wellhead zones of the wells are heated the most, as well as high costs for the arrangement. Also, the method is not effective enough in deposits of super-viscous oil with thicknesses less than 10 m.
Технической задачей является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего эффективно разрабатывать залежь сверхвязкой нефти с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, увеличить темп выработки запасов за счет ускорения формирования гидродинамической связи по всему стволу между добывающими и нагнетательными скважинами.The technical task is to create a method for developing a deposit of super-viscous oil that allows for the efficient development of a deposit of super-viscous oil with an oil-saturated thickness of less than 10 m, and to increase the rate of production of reserves by accelerating the formation of a hydrodynamic connection along the entire wellbore between production and injection wells.
Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, закачку теплоносителя и отбор нефти.The technical problem is solved by a method of developing a deposit of super-viscous oil, which includes drilling rows of wells with parallel trunks in a horizontal plane, pumping in a heat carrier and extracting oil.
Новым является то, что скважины бурят в два ряда, нижний ряд скважин бурят с расстоянием между скважинами 75-85 м и с расположением в залежи на 2 м выше подошвы пласта, скважины верхнего ряда бурят на расстоянии 3-5 м по вертикали от нижнего ряда скважин, при этом расстояние между соседними скважинами нижнего и верхнего рядов по горизонтали выбирают 35-45 м, далее из основных стволов скважин верхнего ряда дополнительно бурят от трех до четырех боковых горизонтальных стволов в направлении соседних стволов скважин с возможностью их размещения над стволами скважин нижнего ряда, после чего производят первоначальный прогрев всех пробуренных скважин закачкой теплоносителя в течение 2 месяцев, причем в скважины нижнего ряда - в объеме 50-60 т/сут, в скважины верхнего ряда - в объеме 90-120 т/сут, после прогрева останавливают все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней, далее возобновляют закачку теплоносителя в скважины верхнего ряда в объеме 150-180 т/сут, а скважины нижнего ряда запускают на отбор нефти.What is new is that the wells are drilled in two rows, the lower row of wells are drilled with a distance between wells of 75-85 m and with a location in the reservoir 2 m above the bottom of the formation, the wells of the upper row are drilled at a distance of 3-5 m vertically from the lower row of wells, while the distance between adjacent wells of the lower and upper rows horizontally is chosen to be 35-45 m, then from the main wellbores of the upper row, three to four lateral horizontal wellbores are additionally drilled in the direction of adjacent wellbores with the possibility of placing them above the wellbores of the lower row, after which all drilled wells are initially heated by pumping a coolant for 2 months, and into the wells of the lower row - in a volume of 50-60 tons / day, into the wells of the upper row - in a volume of 90-120 tons / day, after heating all wells are stopped for thermocapillary impregnation for 20 days, then the injection of coolant into the wells of the upper row is resumed row in the volume of 150-180 tons/day, and the wells of the lower row are launched for oil extraction.
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 рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, причем осуществляют бурение скважин в два ряда, которые используют для закачки теплоносителя и отбора нефти. При этом нижний ряд скважин 2, 2', 2'' 2''' бурят с расстоянием между скважинами 75-85 м и с расположением в залежи 1 на 2 м выше подошвы 3 пласта. Скважины верхнего ряда 4, 4', 4'' бурят на расстоянии 3-5 м по вертикали от нижнего ряда скважин 2, 2', 2'', 2'''. Расстояние между соседними скважинами нижнего и верхнего рядов по горизонтали выбирают от 35 до 45 м. Например, расстояние от скважины 4 верхнего ряда до скважины 2 и до скважины 2'' нижнего ряда по горизонтали составляют 35-45 м.The method for developing a deposit 1 (Fig. 1) of super-viscous oil includes drilling rows of wells with parallel shafts in a horizontal plane, and drilling wells in two rows is carried out, which are used for pumping in a heat carrier and extracting oil. In this case, the lower row of wells 2, 2', 2'' 2''' drilled with a distance between wells of 75-85 m and located in deposit 1 by 2 m above the base of 3 formation. Wells of the upper row 4, 4 ', 4 '' are drilled at a distance of 3-5 m vertically from the lower row of wells 2, 2 ', 2 '', 2 '' . The distance between adjacent wells of the lower and upper rows horizontally is selected from 35 to 45 m. For example, the distance from well 4 of the upper row to well 2 and to well 2 '' of the lower row horizontally is 35-45 m.
Далее из основных стволов скважин верхнего ряда 4, 4', 4'' дополнительно бурят от трех до четырех боковых горизонтальных стволов в направлении соседних стволов скважин верхнего ряда и с возможностью их размещения над стволами (параллельно) скважин нижнего ряда 2, 2', 2'', 2'''. Например, из основного ствола скважины 4 (фиг. 2) бурят четыре боковых ствола 5 в направлении соседних стволов скважин нижнего ряда 2 и 2' с возможностью их размещения над стволами (параллельно) скважин нижнего ряда 2 и 2'. А из скважины 4' бурят три боковых ствола 5 в направлении соседних стволов скважин нижнего ряда 2' и 2'' с возможностью их размещения над стволами (параллельно) скважин нижнего ряда 2' и 2''. После этого производят первоначальный прогрев всех пробуренных скважин, нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' и верхнего ряда 4, 4', 4'', закачкой теплоносителя - пара в течение 2 месяцев, причем в скважины нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' закачивают пар в объеме 50-60 т/сут, в скважины верхнего ряда 4, 4', 4'' - в объеме 90-120 т/сут. После прогрева останавливают все скважины 2, 2', 2'', 2''', 4, 4', 4'' на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее возобновляют закачку теплоносителя в скважины верхнего ряда 4, 4', 4'' в объеме 150-180 т/сут, а скважины нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' запускают на отбор нефти.Next, from the main boreholes of the upper row of wells 4, 4', 4'', three to four lateral horizontal boreholes are additionally drilled in the direction of the adjacent boreholes of the upper row of wells and with the possibility of placing them above the boreholes (in parallel) of the lower row of wells 2, 2', 2'', 2'''. For example, from the main borehole of well 4 (Fig. 2), four lateral boreholes 5 are drilled in the direction of the adjacent boreholes of the lower row of wells 2 and 2' with the possibility of placing them above the boreholes (in parallel) of the lower row of wells 2 and 2'. And from well 4', three lateral boreholes 5 are drilled in the direction of the adjacent boreholes of the lower row of wells 2' and 2'' with the possibility of placing them above the boreholes (in parallel) of the lower row of wells 2' and 2''. After this, the initial heating of all drilled wells, the lower row 2, 2', 2'', 2''' and the top row 4, 4', 4'', by pumping a heat carrier - steam for 2 months, and into the wells of the lower row 2, 2', 2'', 2''' pumping in steam in the amount of 50-60 tons/day, in the wells of the upper row 4, 4', 4'' - in the amount of 90-120 tons/day. After warming up, all wells 2, 2', 2'', 2''', 4, 4', 4'' are stopped for thermocapillary impregnation for 20 days. Then, the injection of the coolant into the wells of the upper row 4, 4', 4'' is resumed in the amount of 150-180 tons/day, and the wells of the lower row 2, 2', 2'', 2''' are launched to extract oil.
Реализация предлагаемого способа позволит эффективно разработать залежь сверхвязкой нефти с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, ускорить выработку запасов (темп выработки) за счет ускорения формирования гидродинамической связи по всему стволу между добывающими и нагнетательными скважинами и, как следствие, увеличить экономическую эффективность разработки залежи.The implementation of the proposed method will allow for the efficient development of a super-viscous oil deposit with an oil-saturated thickness of less than 10 m, accelerate the development of reserves (rate of development) by accelerating the formation of a hydrodynamic connection along the entire wellbore between production and injection wells and, as a result, increase the economic efficiency of deposit development.
Пример конкретного применения.Example of a specific application.
На Западно-Екатериновской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 210 м, залежь представлена однородным пластом со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 8,7 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,68 д. ед., пористостью 30 %, проницаемостью 3,176 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 975 кг/м3, вязкостью 18260 мПа*с, произвели бурение рядов скважин: нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' и верхнего ряда 4, 4', 4'' Расстояние между скважинами нижнего ряда 2 и 2' - 75 м, скважинами 2' и 2'' - 85 м, скважинами 2'' и 2''' - 78 м. Расстояние между скважинами 2 и 4 - 35 м, скважинами 4 и 2' - 40 м, скважинами 2' и 4' - 40 м, скважинами 4' и 2'' - 45 м, скважинами 2'' и 4'' - 42 м, скважинами 4'' и 2''' - 36 м. Скважины нижнего ряда 2, 2', 2'', 2''' пробурены на 2 м выше подошвы пласта. Скважина 4 располагается на 3 м выше скважины 2, скважина 4' располагается на 3,5 м выше скважины 2', скважина 4'' располагается на 5 м выше скважины 2''. Из скважин верхнего ряда 4, 4', 4'' произвели бурение боковых горизонтальных стволов в направлении соседних скважин нижнего ряда 2, 2', 2'', 2'''. Из скважины 4 пробурили четыре боковых ствола 5. Из скважин 4', 4'' по три боковых ствола 5.At the Zapadno-Ekaterinovskaya deposit of super-viscous oil, located at a depth of 210 m, the deposit is represented by a homogeneous formation with an average effective oil-saturated thickness of 8.7 m, a formation temperature of 8 ° C, a pressure of 0.44 MPa, an oil saturation of 0.68 d. units, a porosity of 30%, a permeability of 3.176 μm 2 , a bitumen density in formation conditions of 975 kg / m 3 , a viscosity of 18260 mPa * s, drilling of rows of wells was carried out: the lower row 2, 2 ', 2 '', 2 ''' and the upper row 4, 4 ', 4 '' The distance between the wells of the lower row 2 and 2 ' is 75 m, wells 2 ' and 2 '' - 85 m, wells 2 '' and 2 ''' - 78 m. The distance between wells 2 and 4 is 35 m, wells 4 and 2' - 40 m, wells 2' and 4' - 40 m, wells 4' and 2'' - 45 m, wells 2'' and 4'' - 42 m, wells 4'' and 2''' - 36 m. The wells of the lower row 2, 2', 2'', 2''' are drilled 2 m above the bottom of the formation. Well 4 is located 3 m above well 2, well 4' is located 3.5 m above well 2', well 4'' is located 5 m above well 2''. From the wells of the upper row 4, 4', 4'', horizontal lateral wellbores were drilled in the direction of the neighboring wells of the lower row 2, 2', 2'', 2'''. From well 4, four lateral wellbores 5 were drilled. From wells 4', 4'', three lateral wellbores 5 were drilled.
Далее во все скважины в течение 2 месяцев закачивали пар (общее -33000 т.). В скважину 2 закачивали в объеме 50 т/сут, скважину 2' - 60 т/сут, скважину 2'' - 55 т/сут, скважину 2''' - 57 т/сут, в скважину 4 - в объеме 90 т/сут, скважину 4' - 100 т/сут, скважину 4'' - 120 т/сут. После закачки на протяжении 2 месяцев остановили все скважины на термокапиллярную пропитку на 20 дней. Далее запустили скважины верхнего ряда под закачку пара, в скважину 4 (объем -150 т/сут), 4' (объем -165 т/сут), 4'' (объем - 180 т/сут), а скважины 2, 2', 2'', 2'''- на отбор нефти. Then steam was pumped into all wells for 2 months (total - 33,000 tons). Well 2 was pumped at a rate of 50 tons/day, well 2' - 60 tons/day, well 2'' - 55 tons/day, well 2''' - 57 tons/day, well 4 - at a rate of 90 tons/day, well 4' - 100 tons/day, well 4'' - 120 tons/day. After pumping for 2 months, all wells were stopped for thermocapillary impregnation for 20 days. Then the wells of the upper row were launched for steam injection, into well 4 (volume - 150 tons/day), 4' (volume - 165 tons/day), 4'' (volume - 180 tons/day), and wells 2, 2', 2'', 2''' - for oil extraction.
Данный способ позволил рентабельно ввести в разработку участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, увеличить добычу нефти на 10 т/сут на каждую добывающую скважину (по сравнению с наиболее близким аналогом), а также снизить затраты на нефтепромысловое обустройство за счет бурения меньшего количества горизонтальных скважин.This method made it possible to profitably introduce into development a section of a deposit with an oil-saturated thickness of less than 10 m, increase oil production by 10 tons/day for each production well (compared to the closest analogue), and also reduce the costs of oil field development by drilling a smaller number of horizontal wells.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2826128C1 true RU2826128C1 (en) | 2024-09-04 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2850035C1 (en) * | 2025-06-03 | 2025-11-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing ultra-viscous oil deposits |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2260686C1 (en) * | 2004-11-10 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
| RU2267009C2 (en) * | 2004-01-22 | 2005-12-27 | Сугаипов Денис Асадуллаевич | Oil reservoir development method (variants) |
| RU2418945C1 (en) * | 2010-03-03 | 2011-05-20 | Сергей Владимирович Кайгородов | Staggered-cyclic procedure for development of deposits with high-viscous oil and bitumen |
| CA2935652A1 (en) * | 2015-07-09 | 2017-01-09 | Cenovus Energy Inc. | Heavy oil extraction using liquids swept along by gas |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2678739C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2724837C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
| CN112746830A (en) * | 2019-10-30 | 2021-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil reservoir two-stage branch SAGD reservoir deep expansion oil extraction method |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2267009C2 (en) * | 2004-01-22 | 2005-12-27 | Сугаипов Денис Асадуллаевич | Oil reservoir development method (variants) |
| RU2260686C1 (en) * | 2004-11-10 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
| RU2418945C1 (en) * | 2010-03-03 | 2011-05-20 | Сергей Владимирович Кайгородов | Staggered-cyclic procedure for development of deposits with high-viscous oil and bitumen |
| CA2935652A1 (en) * | 2015-07-09 | 2017-01-09 | Cenovus Energy Inc. | Heavy oil extraction using liquids swept along by gas |
| RU2675114C1 (en) * | 2018-02-05 | 2018-12-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| RU2678739C1 (en) * | 2018-03-22 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of super-viscous oil field development |
| CN112746830A (en) * | 2019-10-30 | 2021-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil reservoir two-stage branch SAGD reservoir deep expansion oil extraction method |
| RU2724837C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2850035C1 (en) * | 2025-06-03 | 2025-11-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing ultra-viscous oil deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| US6158517A (en) | Artificial aquifers in hydrologic cells for primary and enhanced oil recoveries, for exploitation of heavy oil, tar sands and gas hydrates | |
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| EA001243B1 (en) | Method for stimulating production from lenticular natural gas formations | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2287679C1 (en) | Method for extracting deposit of high viscosity oil or bitumen | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2826128C1 (en) | Superviscous oil deposit development method | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| RU2715114C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2840637C1 (en) | Method of ultraviscous oil deposit development | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2580339C1 (en) | Method for development massive type high-viscous oil deposit | |
| RU2850035C1 (en) | Method for developing ultra-viscous oil deposits | |
| RU2719882C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit at late stage | |
| RU2839493C1 (en) | Method for development of multi-formation oil deposits with circular production well in middle of element and horizontal injection wells | |
| RU2837036C1 (en) | Method for development of multilayer oil deposit with circular injection well in middle of section | |
| RU2841045C1 (en) | Method for development of multi-formation oil deposit with circular production well in middle of element | |
| RU2849540C1 (en) | Method for developing oil field | |
| RU2834805C1 (en) | Method for development of oil low-permeability deposit |