RU2009313C1 - Method for development of high-viscosity oil field - Google Patents
Method for development of high-viscosity oil field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2009313C1 RU2009313C1 SU4787476A RU2009313C1 RU 2009313 C1 RU2009313 C1 RU 2009313C1 SU 4787476 A SU4787476 A SU 4787476A RU 2009313 C1 RU2009313 C1 RU 2009313C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- injection
- wells
- steam
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке залежей высоковязкой нефти с высоконеоднородным и неоднородным коллектором. The invention relates to the oil industry, namely to the development of deposits of highly viscous oil with a highly heterogeneous and heterogeneous reservoir.
Сложность разработки таких залежей высоковязкой нефти состоит в их низкой нефтеотдаче, низкой производительности добывающих скважин, в дороговизне применяемых для их разработки тепловых способов. The complexity of developing such high-viscosity oil deposits lies in their low oil recovery, low productivity of producing wells, and the high cost of thermal methods used to develop them.
Известны способы разработки залежей высоковязкой нефти с применением теплового воздействия на нефтенасыщенные пласты (Гиматудинов Ш. К. Справочная книга по добыче нефти. - М. : Недра, 1974, с. 128-131, 462-463; Байбаков Н. К. , Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М. : Недра, 1977, с. 67). В них описаны способы разработки залежей высоковязкой нефти путем закачки через нагнетательные скважины теплоносителя (пара) с целью создания в пласте тепловой оторочки и прогрева пласта или путем периодической закачки пара в добывающие скважины. Known methods for developing deposits of high-viscosity oil using thermal effects on oil-saturated formations (Gimatudinov Sh. K. Reference book on oil production. - M.: Nedra, 1974, S. 128-131, 462-463; Baybakov N.K., Garushev A. R. Thermal methods of developing oil fields. - M.: Nedra, 1977, p. 67). They describe methods for developing highly viscous oil deposits by injecting coolant (steam) through injection wells to create a thermal rim in the formation and heating the formation, or by periodically injecting steam into production wells.
Недостатками этих способов являются их дороговизна из-за высоких энергозатрат на прогрев нефтенасыщенных пластов со стороны нагнетательных скважин (на 1 т добываемой нефти обычно закачивают 3-5 т пара и более) и низкая нефтеотдача из-за высокой подвижности пара и быстрых прорывов конденсата в добывающие скважины. Периодическая закачка пара в добывающие скважины обычно применяется не более 3-х раз (3-х циклов) и в основном обеспечивает очистку призабойной зоны и повышение производительности добывающих скважин, нефтеотдача при их применении повышается незначительно. The disadvantages of these methods are their high cost due to the high energy consumption for heating oil-saturated formations from the side of injection wells (3-5 tons of steam or more are usually pumped per 1 ton of produced oil) and low oil recovery due to the high mobility of the vapor and rapid breakthroughs of condensate to the producing wells. Periodic injection of steam into production wells is usually applied no more than 3 times (3 cycles) and mainly provides cleaning of the bottomhole zone and increased productivity of production wells, oil recovery during their application increases slightly.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ разработки залежей высоковязкой нефти, в котором предлагается в течение всего периода разработки залежи поочередно проводить закачку перегретого пара и отбор нефти как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, при этом предлагается проводить процесс нагнетания пара и откачки жидкости в таком режиме, при котором поддерживается положительная разность давлений от нагнетательных скважин к добывающим. Closest to the proposed method in technical essence is a method for developing highly viscous oil deposits, in which it is proposed that the superheated steam be injected and oil taken alternately throughout the entire development period of the reservoir both in injection and production wells, while it is proposed to carry out the process of injecting steam and pumping liquid in a mode in which a positive pressure difference is maintained from injection wells to production wells.
Недостатками этого способа является его дороговизна и низкая конечная нефтеотдача залежей высоковязкой нефти, не которых он применяется. Дороговизна связана с большими энергозатратами на закачку пара в нагнетательные скважины (объем закачки пара в нагнетательные скважины также составляет 3-5 т и более на 1 т добытой нефти), из-за высокой подвижности пара по сравнению с подвижностью высоковязкой пластовой нефти происходят его языкообразные прорывы в добывающие скважины, что приводит к низкой нефтеотдаче. The disadvantages of this method is its high cost and low final oil recovery deposits of high viscosity oil, not which it is used. The high cost is associated with high energy consumption for steam injection into injection wells (the volume of steam injection into injection wells is also 3-5 tons or more per 1 ton of produced oil), due to the high mobility of the steam compared to the mobility of highly viscous reservoir oil, its language-like breakthroughs to producing wells, which leads to low oil recovery.
Целью изобретения является повышение нефтеотдачи высоконеоднородных пластов за счет выравнивания фронта вытеснения и повышение нефтеотдачи неоднородных пластов с низким пластовым давлением за счет вытеснения конденсата теплоносителя из зоны добывающих скважин. The aim of the invention is to increase oil recovery of highly heterogeneous formations due to the alignment of the displacement front and increase oil recovery of heterogeneous formations with low reservoir pressure due to the displacement of coolant condensate from the zone of production wells.
Указанная цель достигается тем, что в описанном способе, включающем периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, в качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем при высоконеоднородных пластах закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают; при неоднородных пластах с низким пластовым давлением закачку холодной воды через нагнетательные скважины ведут постоянно. This goal is achieved by the fact that in the described method, which includes periodic injection of steam into production wells, oil production and injection of a displacing agent into injection wells, cold water is used as a displacing agent, and in highly heterogeneous formations, cold water is injected during the period of steam injection into production wells, and during the period of oil extraction from production wells, cold water injection into injection wells is stopped; with heterogeneous formations with low reservoir pressure, cold water is pumped through injection wells continuously.
Преимущества предлагаемого способа по сравнению с известным состоят в получении высокой нефтеотдачи в связи с выравниванием фронта вытеснения за счет периодической закачки воды в высоконеоднородные пласты и за счет снижения различия подвижностей пластовой нефти и вытесняющего агента и в связи с вытеснением конденсата теплоносителя из зоны добывающих скважин. The advantages of the proposed method compared to the known one consist in obtaining high oil recovery due to the equalization of the displacement front due to the periodic injection of water into highly heterogeneous reservoirs and due to the reduction in the difference in mobility of the reservoir oil and the displacing agent and due to the displacement of the coolant condensate from the zone of production wells.
Поскольку расход пара на добычу 1 т нефти по предлагаемому способу в 7-10 раз меньше, чем по известному при более высокой нефтеотдаче, то при применении предлагаемого способа получают большую экономию энергозатрат. Since the consumption of steam for the production of 1 ton of oil by the proposed method is 7-10 times less than by the known method with higher oil recovery, when applying the proposed method receive greater energy savings.
Последовательность выполнения операций по предлагаемому способу следующая: залежь высоковязкой нефти разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами, изучают геолого-гидродинамическими методами неоднородность пластов-коллекторов, при высоконеод- нородных коллекторах через нагнетательные скважины закачивают холодную воду одновременно с закачкой пара в добывающие скважины и с его конденсацией в пласте, затем закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают и ведут добычу нефти и пластовых флюидов через добывающие скважины. The sequence of operations according to the proposed method is as follows: a highly viscous oil deposit is drilled with producing and injection wells, heterogeneity of reservoir layers is studied using geological and hydrodynamic methods, with highly heterogeneous reservoirs cold water is pumped through injection wells simultaneously with steam being injected into production wells and with its condensation formation, then the injection of cold water into the injection wells is stopped and the oil and formation fluids are produced through production wells Vazhiny.
В неоднородных пластах с пониженным и низким пластовым давлением закачку холодной воды через нагнетательные скважины ведут постоянно как в период закачки пара в добывающие скважины, так и в период добычи нефти и пластовых флюидов из этих добывающих скважин. Периодическую закачку пара в добывающие скважины ведут в течение основного срока эксплуатации залежи. In heterogeneous formations with low and low reservoir pressure, cold water is injected through injection wells both during the period of steam injection into production wells, and during the production of oil and formation fluids from these production wells. Periodic steam injection into production wells is carried out during the main life of the reservoir.
Механизм процессов, происходящих в пласте, следующий. При одновременной закачке пара в добывающие скважины и закачке холодной воды в нагнетательные скважины во всех нефтенасыщенных пластах, которые отличаются друг от друга по проницаемости, толщине и другим гидродинамическим параметрам, создается высокое давление, значительно превышающее начальное пластовое давление, за счет межпластовых и межслойных перетоков во всех пластах, несмотря на различие их проницаемости, оно выравнивается. Затем в период добычи нефти и пластовых флюидов из добывающих скважин созданное высокое пластовое давление обеспечивает интенсивный приток флюидов из всех разнопроницаемых пропластков, причем за счет того, что из высокопроницаемого слоя происходит более интенсивный приток, в нем пластовое давление понижается быстрее, чем в менее проницаемых прослоях, в связи с этим в эти высокопроницаемые слои происходит приток нефти из менее проницаемых слоев, где более высокое пластовое давление, и таким образом происходит выравнивание отборов нефти из слоев с различной проницаемостью, повышение их степени выработки запасов и, следовательно, повышение нефтеотдачи. Выравнивание фронта вытеснения высоковязкой нефти холодной водой происходит и за счет снижения различия подвижностей закачиваемой холодной воды и пластовой нефти по сравнению с различием подвижностей пара и пластовой нефти. Так, например, при вязкости пластовой нефти 100 мПа˙с различие подвижностей в пластовых условиях холодной воды (вязкость 1 мПа˙с) и этой нефти составит 52, а различие подвижностей пара (вязкость пара 0,1 мПа˙с) и этой же нефти в пластовых условиях составит 520. Как известно, из практики разработки нефтяных месторождений, уменьшение различия подвижностей вытесняющего агента и пластовой нефти приводит к повышению коэффициента охвата, а, значит, и к повышению нефтеотдачи. The mechanism of processes occurring in the reservoir is as follows. When steam is injected into production wells and cold water is injected into injection wells in all oil-saturated formations, which differ from each other in permeability, thickness and other hydrodynamic parameters, high pressure is created that significantly exceeds the initial reservoir pressure due to interstratal and interlayer flows during all layers, despite the difference in their permeability, it is leveled. Then, during the period of oil and reservoir fluid production from producing wells, the created high reservoir pressure provides an intensive influx of fluids from all differently permeable layers, and due to the fact that a more intensive inflow from the highly permeable layer occurs, the reservoir pressure decreases faster than in less permeable interlayers In this regard, oil flows from these less permeable layers from less permeable layers, where there is a higher reservoir pressure, and thus the oil recovery is equalized. of layers with different permeability, increasing their degree of development of reserves and hence enhanced oil recovery. Alignment of the front of displacement of high-viscosity oil by cold water also occurs due to a decrease in the difference in mobilities of injected cold water and reservoir oil compared with the difference in mobilities of steam and reservoir oil. So, for example, at a viscosity of reservoir oil of 100 mPa˙s, the difference in mobility in the reservoir conditions of cold water (viscosity 1 mPa˙s) and this oil will be 52, and the difference in mobility of steam (vapor viscosity is 0.1 mPa˙s) and the same oil in reservoir conditions it will be 520. As is known, from the practice of developing oil fields, reducing the difference in mobility of the displacing agent and reservoir oil leads to an increase in the coverage factor, and, therefore, to an increase in oil recovery.
При периодической закачке пара в добывающие скважины в пластах остается конденсат из-за быстрого снижения пластового давления, в связи с этим остающийся конденсат препятствует контакту последующих порций закачиваемого пара с пластовой нефтью и снижает эффективность пароциклических обработок. Постоянная закачка холодной воды через нагнетательные скважины позволяет повысить пластовое давление и вытеснить из пласта конденсат. Это обеспечивает эффективный прогрев пластовой нефти паром при каждом цикле закачки пара и повышение нефтеотдачи за счет добычи нефти повышенной температуры (а, значит, и пониженной вязкости). When steam is periodically injected into production wells, condensate remains in the reservoirs due to a rapid decrease in reservoir pressure, and therefore, the remaining condensate prevents the subsequent portions of injected steam from contacting the reservoir oil and reduces the efficiency of steam cyclic treatments. Constant injection of cold water through injection wells allows increasing reservoir pressure and displacing condensate from the reservoir. This ensures efficient heating of reservoir oil with steam during each steam injection cycle and enhanced oil recovery due to oil production at elevated temperature (and, therefore, low viscosity).
П р и м е р. Имеют залежь высоковязкой нефти, ее геологические запасы нефти составляют 10 млн т, вязкость пластовой нефти 300 мПа˙с. Температура залежи 20оС. Залежь имеет высокую неоднородность коллектора по проницаемости: квадрат коэффициента вариации проницаемости составляет 1,50. На залежи пробурено 40 скважин по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 300 м. Система взаимного размещения добывающих и нагнетательных скважин пятиточечная. Для разработки залежи применяют предлагаемый способ.PRI me R. They have a reservoir of high-viscosity oil, its geological oil reserves amount to 10 million tons, and the viscosity of reservoir oil is 300 mPa˙s. Temperature reservoir 20 C. The reservoir has high permeability of reservoir heterogeneity: the square of the variation coefficient of permeability is 1.50. 40 wells were drilled in the reservoir along a square grid with a distance between the wells of 300 m. The system for the mutual placement of production and injection wells is five-point. To develop the deposits, the proposed method is used.
В добывающие скважины закачивают периодически по 500-1000 т пара с температурой 270оС, одновременно с закачкой пара в добывающие скважины закачивают в нагнетательные скважины холодную воду. Затем после закачки заданного объема пара в добывающие скважины их закрывают на период конденсации теплоносителя (1-3 сут) и прекращают закачку холодной воды в нагнетательные скважины. После окончания конденсации пара в пласте и прекращения закачки холодной воды в нагне- тательные скважины начинают добывать нефть и попутные пластовые флюиды из добывающих скважин. Этот процесс периодической закачки пара в добывающие скважины и холодной воды в нагнетательные скважины повторяют в течение всего срока разработки залежи до экономически рентабельной величины обводненности продукции и выработки запасов нефти.In production wells pumped intermittently 500-1000 tons of steam with a temperature of 270 ° C, simultaneously with the injection of steam is injected into the production wells into injection wells cold water. Then, after injecting a predetermined volume of steam into production wells, they are closed for the period of condensation of the coolant (1-3 days) and the cold water pumping is stopped in injection wells. After the condensation of the steam in the reservoir and the termination of the injection of cold water into the injection wells begin to produce oil and associated formation fluids from the production wells. This process of periodically injecting steam into production wells and cold water into injection wells is repeated throughout the entire development period of the reservoir to an economically viable amount of water cut and production of oil reserves.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа следующая. Для ее оценки сравнивают по нефтеотдаче и интенсивности (величине дебита добывающих скважин) предлагаемый способ с известным и оценивают снижение энергозатрат на осуществление способа и получаемый экономический эффект. Расчеты выполняют для гипотетической залежи, описанной в примере конкретного выполнения, при следующих дополнительных условиях: коэффициент вытеснения нефти водой 0,60; коэффициент вытеснения нефти паром - 0,90; зона, охваченная паром, составляет 20% всего объема пласта, вязкость пара 0,1 мПа˙с, вязкость ненагретой воды - 1,0 мПа˙с. При нестационарной закачке ненагретой воды время закачки в 10 раз меньше времени отбора. При этих условиях неоднородность, определяющая процесс разработки, выражаемая квадратом коэффициента вариации, снижается до 0,40. Technical and economic effectiveness of the proposed method is as follows. To evaluate it, the proposed method is compared with oil recovery and intensity (the rate of production wells) of the proposed method and the reduction in energy costs for the implementation of the method and the resulting economic effect are evaluated. The calculations are performed for a hypothetical reservoir described in the specific example, under the following additional conditions: coefficient of oil displacement by water 0.60; oil displacement by steam - 0.90; the zone covered by steam accounts for 20% of the total volume of the reservoir, the viscosity of the vapor is 0.1 mPa˙s, the viscosity of unheated water is 1.0 mPa˙s. With unsteady injection of unheated water, the injection time is 10 times less than the selection time. Under these conditions, the heterogeneity that determines the development process, expressed by the square of the coefficient of variation, decreases to 0.40.
Результаты сопоставления приведены в таблице. The comparison results are shown in the table.
Данные таблицы показывают, что при одинаковой интенсивности разработки залежи, обеспечиваемой сопоставляемыми способами, предлагаемый обеспечивает снижение в 4 раза энергозатрат: в известном на добычу нефти тратится 20% всей добываемой нефти (коэффициент эффективности нефтеотдачи 0,80), а в предлагаемом - 5% . Конечный коэффициент нефтеотдачи при применении предлагаемого способа увеличивается по сравнению с известным в 1,15-1,60 раза, эффективный коэффициент нефтеотдачи - в 1,38-1,90 раза. The data in the table show that, with the same development intensity of the deposit provided by comparable methods, the proposed one provides a 4-fold reduction in energy consumption: in the known oil, 20% of the total oil is spent on oil production (oil recovery coefficient 0.80), and in the proposed 5%. The final oil recovery coefficient when applying the proposed method increases in comparison with the known 1.15-1.60 times, the effective oil recovery coefficient is 1.38-1.90 times.
Дополнительная добыча нефти при применении предлагаемого способа составляет 1,01-2,36 млн. т, при этом экономия энергозатрат (нефти) - (0,610-1,46) млн. т. (56) Патент США N 4321966, 166-245, 1982. Additional oil production when applying the proposed method is 1.01-2.36 million tons, while saving energy (oil) - (0.610-1.46) million tons (56) US Patent No. 4321966, 166-245, 1982.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4787476 RU2009313C1 (en) | 1990-01-30 | 1990-01-30 | Method for development of high-viscosity oil field |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4787476 RU2009313C1 (en) | 1990-01-30 | 1990-01-30 | Method for development of high-viscosity oil field |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009313C1 true RU2009313C1 (en) | 1994-03-15 |
Family
ID=21494152
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4787476 RU2009313C1 (en) | 1990-01-30 | 1990-01-30 | Method for development of high-viscosity oil field |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2009313C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2445453C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact |
RU2749658C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method |
RU2752641C2 (en) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil |
-
1990
- 1990-01-30 RU SU4787476 patent/RU2009313C1/en active
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2445453C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit of high-viscosity and heavy crude oil with thermal impact |
RU2752641C2 (en) * | 2019-08-07 | 2021-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for operating pair of wells for production of high-viscosity oil |
RU2749658C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-06-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6257334B1 (en) | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process | |
RU2368767C1 (en) | High-viscous and heavy oil field development method with thermal action | |
US5305829A (en) | Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive | |
US5141054A (en) | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution | |
EP2284359A1 (en) | Method of enhanced oil recovery from geological reservoirs | |
US3412794A (en) | Production of oil by steam flood | |
US3354954A (en) | Steam injection process for recovery of petroleum | |
Al-Obaidi | Analysis of hydrodynamic methods for enhancing oil recovery | |
RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
US4986352A (en) | Intermittent steam injection | |
RU2009313C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil field | |
Joshi | Thermal oil recovery with horizontal wells (includes associated papers 24403 and 24957) | |
RU2199656C2 (en) | Method of thermal stimulation of high-viscosity oil deposit | |
US3537526A (en) | Method of recovering hydrocarbons from a hydrocarbon-containing subsurface formation | |
Bursell | Steam DisplacementKern River Field | |
RU2610966C1 (en) | Highly viscous oil or bitumen field development method | |
CA2277378C (en) | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process | |
US3027942A (en) | Oil recovery process | |
US3616852A (en) | Oil recovery process using dilute acid | |
RU2134776C1 (en) | Method for energy-cyclic treatment of well in bed of nonuniform permeability | |
RU2435951C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposit | |
RU2065031C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
RU2012785C1 (en) | Method for development of oil field with bottom water | |
RU2822789C1 (en) | Method of polymer flooding of oil formations | |
RU2047753C1 (en) | Oil pool development method |