RU2496000C1 - Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method involves drilling of injection and production horizontal wells with location of a working face of an injection well above the middle part of horizontal production well, pumping of heat carrier through injection wells, extraction of product through production horizontal wells with monitoring of the product temperature. When allowable temperature is exceeded, a packer is installed and then transferred in a production well for extraction in a section of horizontal shaft with lower temperature. An injection well is drilled above a production well in its direction. Injection well is equipped with additional portable blind packer, which is transferred in horizontal section from well head to working face parallel to packer of production well, which is installed after break of heat carrier from injection well to production well with creation of hydrodynamic communication between those wells for cutout of heat carrier break section. At further break of heat carrier from injection well to production well above the installed packer, it is reinstalled in series above heat carrier break sections.

EFFECT: increasing oil recovery of a formation, increasing the coverage range of the formation with an agent influencing due to enlarging the formation warm-up zone.

1 dwg

Description

Translated fromRussian

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil or bitumen.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 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 known method of developing a highly viscous oil deposit (patent RU No. 2434127, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 35 of November 20, 2011), including drilling vertical injection and producing horizontal wells, pumping coolant through injection wells, and 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 - with the bottom face 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 the lower f heated zone, after reaching a production temperature of 80-90% of the breakthrough temperature, 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 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 decrease in yield 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 are removed.

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 complexity in the construction of a double-well horizontal well, an increase in the cost of well construction for organizing heat exposure.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов (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 deposit of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2334095, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 26 from 09/20/2008), including drilling vertical injection wells and horizontal producing wells, injection of a working agent through injection wells and oil extraction 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 высоковязкой 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 process of displacing highly viscous oil due to uneven heating of the reservoir throughout the horizontal bore interval by the exposure agent.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта теплоносителем.The technical objectives of the present invention are to increase oil recovery, increasing the coverage of the formation with an exposure agent by increasing the heating zone of the formation with a coolant.

Техническая задача решается способом разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающим бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой.The technical problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen, including drilling injection and producing horizontal wells with the location of the bottom of the injection well above the middle part of the horizontal producing well, pumping coolant through the injection wells, selecting products through the producing horizontal wells with control of the product temperature, if the permissible temperature is exceeded temperature installation of the packer and its subsequent transfer in the production well for selection in the burn section an umbrella trunk with a lower temperature.

Новым является то, что нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, причем нагнетательную скважину оснащают дополнительным переносным глухим пакером, который переносят в горизонтальном участке от устья к забою параллельно пакеру добывающей скважины, который устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя, при последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя.What is new is that the injection well is drilled towards the production well, and the injection well is equipped with an additional portable blind packer, which is transferred in the horizontal section from the wellhead to the bottom parallel to the production well packer, which is installed after the coolant breaks from the injection well into the production well with the occurrence of hydrodynamic the connection between these wells to cut off the area of the breakthrough of the coolant, in the subsequent breakthrough of the coolant from the injection well In the production above the installed packer, it is sequentially reinstalled above the breakthrough areas of the coolant.

Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения высоковязкой нефти или битумов, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора и прогрева пласта, увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади и вертикали.The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of the displacement of highly viscous oil or bitumen, increasing oil recovery, increasing the rate of selection and heating of the formation, increasing the coverage of the formation by thermal effects over the area and vertical.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, где:The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of deposits of high viscosity oil or bitumen, where:

1 - продуктивный пласт высоковязкой нефти или битумов; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - горизонтальная нагнетательная скважина; 4 - пакер, 5 - интервалы перфорации, 6 - глухой пакер.1 - productive layer of high viscosity oil or bitumen; 2 - horizontal production well; 3 - horizontal injection well; 4 - packer, 5 - perforation intervals, 6 - blind packer.

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

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L₂, равной 200-500 м, на расстоянии а от подошвы пласта 1 не менее 1 м и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной L₁ с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины на расстоянии 110-260 м от забоя горизонтальной скважины 2.At least one producinghorizontal well 2 of length L₂ equal to 200-500 m at a distance a from the bottom offormation 1 of at least 1 m and one horizontal injection well 3 of length L₁ with a bottom face above average part of a horizontal production well at a distance of 110-260 m from the bottom of ahorizontal well 2.

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии 6, равном не менее 6 м и исключающем прорыв теплоносителя между скважинами. Пласт однороден по площади и вертикали. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие 5 пласта 1 на горизонтальном участке скважины 2. При этом горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий 5 от устья скважины к забою.The injection well 3 is drilled towards the horizontal production well 2 at a distance of 6 equal to at least 6 m and eliminating the breakthrough of the coolant between the wells. The layer is uniform in area and vertical. Cement the annulus, produce asecondary opening 5 of theformation 1 in the horizontal section of thewell 2. In this case, the horizontal section of the producing well is opened with theperforations 5 being sealed from the wellhead to the bottom.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар, горячую воду и т.д. Прогревают часть пласта 1 до 100-110°С по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь.Next, coolant is pumped into the injection well 3. Steam, hot water, etc. are used as a heat carrier. Part of theformation 1 is heated up to 100-110 ° C along the entire length of the exposed section of theproductive formation 1, as a result of which a hydrodynamic connection arises betweenwells 2 and 3.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя. В нагнетальной скважине 3 устанавливают дополнительный переносной глухой пакер 6, который переносят в горизонтальном участке от устья к забою параллельно пакеру 4 добывающей скважины 2.After the breakthrough of the coolant from the injection well 3, apacker 4 is installed in the producing well 2 to cut off the breakthrough section of the coolant. In the injection well 3, an additional portableblind packer 6 is installed, which is transferred in a horizontal section from the mouth to the bottom parallel to thepacker 4 of the producing well 2.

В процессе закачки теплоносителя в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера», которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды. Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего может произойти прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка. При дальнейшем прорыве теплоносителя последовательность операций повторяют.In the process of pumping the coolant in the region of the barrel of the injection well 3, a zone for heating the borehole medium or “steam chamber” is formed, which increases in the vertical plane as the medium warms up. Heat from steam reduces the viscosity of heavy oil or bitumen, promotes its advancement to the horizontal well of the producing well 2. Steam is injected until a reservoir zone is developed near injection well 3 as theformation 1 warms up, with a sharp decrease in well production and when the maximum water cut of well production is reached. As a result, a breakthrough of the coolant from the injection well 3 into the producing well 2 may occur. To cut off the breakthrough section of the coolant, thepacker 4 is reinstalled above this section. With a further breakthrough of the coolant, the sequence of operations is repeated.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне.Produce heating of the reservoir and selection of products in this zone.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью - 0,70 д. ед., пористостью - 30%, проницаемостью - 0,4 мкм², плотностью нефти - 956 кг/м³ и вязкостью - 600 мПа·с.Develop a reservoir of high-viscosity oil. The reservoir has a highly productive zone 50-60 m thick with a temperature of 8 ° C, a pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.70 units, porosity of 30%, permeability of 0.4 μm² , oil density of 956 kg / m³ and a viscosity of 600 MPa · s.

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L₂, равной 300 м, на расстоянии а от подошвы пласта 1, равном 3 м, и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной 160 м с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины 2 (80 м от забоя скважины 2).On a highly viscous oil orbitumen 1 deposit, one producing horizontalhorizontal well 2 of length L₂ equal to 300 m is drilled at a distance a of 3 meters from the base offormation 1 and one horizontal horizontal pressure well 3 of 160 m length with a bottom located above the middle part of the horizontal horizontal well 2 (80 m from the bottom of the well 2).

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии, равном 7 м, что исключает прорыв теплоносителя между скважинами. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие пласта 1 на горизонтальном участке скважины 3.The injection well 3 is drilled towards the horizontal production well 2 at a distance of 7 m, which eliminates the breakthrough of the coolant between the wells. Cement the annulus, produce a secondary opening of thereservoir 1 in the horizontal section of thewell 3.

Горизонтальный участок добывающей скважины 2 вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья скважины к забою.The horizontal section of theproduction well 2 is opened with perforation holes being sealed from the wellhead to the bottom.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают пар под давлением 2,5 МПа. Прогревают часть пласта 1 до 100°С по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь.Next, steam is injected into the injection well 3 under a pressure of 2.5 MPa. Part of theformation 1 is heated up to 100 ° C along the entire length of the exposed section of theproductive formation 1, as a result of which a hydrodynamic connection arises betweenwells 2 and 3.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 на расстоянии 7-15 м от забоя скважины 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя. Далее в нагнетальной скважине 3 на расстоянии 30 м от устьевой части устанавливают дополнительный переносной глухой пакер 6, который переносят в горизонтальном участке от устья к забою параллельно пакеру 4 добывающей скважины 2.After the breakthrough of the coolant from the injection well 3 in the producing well 2 at a distance of 7-15 m from the bottom of thewell 2, apacker 4 is installed to cut off the breakthrough section of the coolant. Next, in the injection well 3 at a distance of 30 m from the wellhead, an additional portabledeaf packer 6 is installed, which is transferred in a horizontal section from the mouth to the bottom parallel to thepacker 4 of the producing well 2.

В процессе закачки теплоносителя (пакер 4 установили на расстоянии 25 м от забоя скважины 2) в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера», которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды. При этом дополнительный пакер 6 установили параллельно пакеру 4 на расстоянии 40 м от устья скважины 3. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего произошел прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 на расстоянии 32-47 м от забоя скважины 2. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка и параллельно ему переносят дополнительный пакер 6. При прорыве теплоносителя на расстоянии 75-80 м от забоя скважины 2 пакер переустанавливают на расстоянии 90 м от забоя скважины 2.In the process of pumping coolant (packer 4 was installed at a distance of 25 m from the bottom of the well 2), a zone of heating of the well medium or “steam chamber” is formed in the region of the barrel of the injection well 3, which increases in the vertical plane as the medium warms up. In this case, anadditional packer 6 was installed parallel to thepacker 4 at a distance of 40 m from thewellhead 3. Steam is injected until a reservoir zone is developed near the injection well 3 as theformation 1 warms up, with a sharp decrease in well production and when the maximum water cut of the well production is reached. As a result, there was a breakthrough of the coolant from the injection well 3 into the producing well 2 at a distance of 32-47 m from the bottom of thewell 2. To cut off the breakthrough section of the coolant,packer 4 is reinstalled above this section and anadditional packer 6 is transferred parallel to it. When the coolant breaks at a distance of 75 -80 m from the bottom of thewell 2, the packer is reinstalled at a distance of 90 m from the bottom of thewell 2.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне. Пакер переустанавливают еще два раза на расстоянии 120 м и 160 м от забоя скважины 2.Produce heating of the reservoir and selection of products in this zone. The packer is reinstalled two more times at a distance of 120 m and 160 m from the bottom of thewell 2.

Благодаря подаче теплоносителя в нагнетательную скважину 2 увеличивается охват пласта 4 воздействием, пласт равномерно вырабатывается по площади и вертикали и, как результат, повышается нефтеизвлечение. Темп отбора высоковязкой нефти за счет ускорения прогрева пласта увеличивается с 2,5 до 8% от извлекаемых запасов, затраты теплоносителя уменьшились на 30% по сравнению с прототипом.Due to the supply of coolant to the injection well 2, the coverage of theformation 4 is increased by the impact, the formation is uniformly produced in area and vertical and, as a result, the oil recovery is increased. The rate of selection of high-viscosity oil due to accelerated heating of the reservoir increases from 2.5 to 8% of the recoverable reserves, coolant costs decreased by 30% compared with the prototype.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,6. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 30%, снизились затраты на строительство дополнительных горизонтальных добывающих скважин, дополнительная добыча нефти составила 160 тыс. т нефти.The operation of the site is designed to achieve a design oil recovery of 0.6. During the development of the entire interval, the coverage of the formation with the impact increases, oil recovery increased by 30%, the cost of constructing additional horizontal production wells decreased, additional oil production amounted to 160 thousand tons of oil.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, увеличить охват пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта.The application of the proposed method will increase oil recovery, increase the coverage of the formation with an impact agent by increasing the zone of heating of the formation.

Claims (1)

Translated fromRussian

Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающий бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой, отличающийся тем, что нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, причем нагнетательную скважину оснащают дополнительным переносным глухим пакером, который переносят в горизонтальном участке от устья к забою параллельно пакеру добывающей скважины, который устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя, при последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя.A method for developing deposits of high-viscosity oil or bitumen, including drilling injection and producing horizontal wells with the bottom of the injection well above the middle part of the horizontal producing well, pumping coolant through injection wells, selecting products through producing horizontal wells with monitoring the temperature of the product, if the packer is exceeded, the packer is installed and its subsequent transfer in the production well for selection in the section of the horizontal well from the bottom temperature, characterized in that the injection well is drilled above the production well to meet it, and the injection well is equipped with an additional portable deaf packer, which is transferred in a horizontal section from the mouth to the bottom parallel to the production well packer, which is installed after the coolant breaks from the injection well into the production well the occurrence of a hydrodynamic connection between these wells to cut off the breakthrough section of the coolant, with the subsequent breakthrough of the coolant from the of an inconsequential well into the producer above the installed packer, it is sequentially reinstalled above the breakthrough areas of the coolant.

Images