RU2334098C1

RU2334098C1 - Method of high-viscosity oil pool development

Info

Publication number: RU2334098C1
Application number: RU2007135246/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов (RU); Раис Салихович Хисамов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2007-09-24
Filing date: 2007-09-24
Publication date: 2008-09-20

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: method involves drilling vertical injection wells and horizontal production wells. Steam alternated with air is injected over injection wells, and oil is withdrawn over production wells. Horizontal holes of two production wells are positioned at the same line towards each other, their ends close to each other. Horizontal holes pass 1.5-2.5 m above the productive stratum bottom and are perforated. The bottom of vertical injection well perforated at 0.5-1.5 m interval from the bottom is positioned 3.5-4.5 m higher than the horizontal hole ends of production wells. Horizontal holes of the two other horizontal wells with the same parametres and similar injection well position are arranged parallel to horizontal hole line of the two production wells to form parallel withdrawal and working agent injection lines.

EFFECT: increased oil yield of a pool.

1 ex, 2 dwg

Description

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

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, согласно которому бурят ряды вертикальных нагнетательных и добывающих скважин. Вдоль рядов вертикальных скважин бурят горизонтальные скважины. В горизонтальные скважины периодически закачивают теплоноситель, например пар. Отбирают нефть из вертикальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин. В период прекращения закачки пара ведут отбор нефти из горизонтальных скважин, которые являются источником прорыва пара в вертикальные скважины. После выработки пласта в районе призабойных зон всех скважин переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, в вертикальные нагнетательные скважины. Одновременно отбирают нефть из остальных скважин. Перед площадной закачкой вытесняющего агента горизонтальные скважины, расположенные вблизи вертикальных нагнетательных скважин, заполняют изолирующим составом, например гелеобразующим (патент РФ №2199656, опублик. 2003.02.27).A known method of developing deposits of high viscosity oil, according to which drill rows of vertical injection and production wells. Horizontal rows are drilled along rows of vertical wells. A coolant, such as steam, is periodically pumped into horizontal wells. Oil is taken from vertical producing and vertical injection wells. During the termination of steam injection, oil is taken from horizontal wells, which are a source of steam breakthrough into vertical wells. After the development of the reservoir in the area of the bottom-hole zones of all the wells, they transfer to areal injection of a displacing agent, for example water, into vertical injection wells. At the same time, oil is taken from the remaining wells. Before areal injection of the displacing agent, horizontal wells located near the vertical injection wells are filled with an insulating composition, for example, a gel-forming one (RF patent No. 2199656, published. 2003.02.27).

Известный способ позволяет выполнить охват воздействием на большой площади залежи, однако при этом в межскважинном пространстве остаются невыработанные зоны.The known method allows you to cover the impact of a large area of the reservoir, however, while in the interwell space remain undeveloped zone.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти, в соответствии с которым на залежь высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные и вертикальные скважины. Теплоноситель закачивают через нагнетательные скважины и одновременно периодически через горизонтальные скважины до прорыва теплоносителя к вертикальным добывающим скважинам. После прорыва теплоносителя через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида (патент РФ №2062865, опублик. 1996.06.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a reservoir of high viscosity oil, according to which vertical injection and horizontal and vertical wells are drilled on a reservoir of high viscosity oil. The coolant is pumped through the injection wells and at the same time periodically through horizontal wells until the coolant breaks through to the vertical production wells. After the coolant breakthrough, a displacing agent is pumped through the injection wells, and sand and formation fluid are selected through horizontal wells (RF patent No. 2062865, published. 1996.06.27 - prototype).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.The known method does not allow to develop an oil reservoir with the achievement of high oil recovery.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению горизонтальные стволы двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого, горизонтальные стволы проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют, выше концов горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, параллельно линии горизонтальных стволов двух добывающих скважин в залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины, формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.The problem is solved in that in a method for developing a highly viscous oil deposit, including drilling vertical injection wells and horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells and oil selection through production wells, according to the invention, the horizontal shafts of two production wells are placed on the same line facing each other by placing the ends close to one another, horizontal trunks are carried out 1.5-2.5 m above the sole of the reservoir and perforated above the horizontal ends with the trunks of production wells at 3.5-4.5 m, place the bottom of a vertical injection well, perforated in the range of 0.5-1.5 m from the bottom, parallel to the horizontal lines of two production wells in the deposits are horizontal trunks of other horizontal wells with the same parameters and with a similar location of the injection well, forming parallel lines for the selection and injection of the working agent, while steam is used as the working agent in alternation with air.

Признаками изобретения являются:The features of the invention are:

1) бурение вертикальных нагнетательных скважин;1) drilling vertical injection wells;

2) бурение горизонтальных добывающих скважин;2) drilling of horizontal production wells;

3) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;3) injection of a working agent through injection wells;

4) отбор нефти через добывающие скважины;4) the selection of oil through production wells;

5) расположение горизонтальных стволов двух добывающих скважин на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого;5) the location of the horizontal shafts of two production wells on the same line towards each other with the placement of the ends close to one another;

6) проведение горизонтальных стволов в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта;6) holding horizontal trunks of 1.5-2.5 m above the bottom of the reservoir;

7) перфорирование горизонтальных стволов;7) perforation of horizontal trunks;

8) размещение низа вертикальной нагнетательной скважины выше концов горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 м;8) placement of the bottom of the vertical injection well above the ends of the horizontal shafts of producing wells by 3.5-4.5 m;

9) перфорирование вертикальной нагнетательной скважины в интервале 0,5-1,5 м от низа;9) perforation of a vertical injection well in the range of 0.5-1.5 m from the bottom;

10) расположение в залежи параллельно линии горизонтальных стволов двух добывающих скважин горизонтальных стволов других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины;10) the location in the reservoir parallel to the horizontal well line of two producing wells of the horizontal well of other horizontal wells with the same parameters and with the same location of the injection well;

11) формирование параллельных линий отбора и нагнетания рабочего агента;11) the formation of parallel lines for the selection and injection of the working agent;

12) использование в качестве рабочего агента пара в чередовании с воздухом. Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.12) the use of steam as a working agent in alternation with air. Signs 1-4 are common with the prototype, signs 5-12 are the salient features of the invention.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке залежи высоковязкой нефти (с вязкостью более 300 мПа·с) особенно в терригенных коллекторах малой (от 8 до 30 м) толщины, как правило, нефтеотдача залежи остается невысокой даже при применении горизонтальных скважин. Это связано с нерациональным соотношением длин горизонтальных участков скважин и расстояниями до нагнетательных скважин. При этом значительная часть запасов нефти оказывается захороненной в залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing a highly viscous oil reservoir (with a viscosity of more than 300 mPa · s), especially in terrigenous reservoirs of small (8 to 30 m) thickness, as a rule, the oil recovery of the reservoir remains low even when using horizontal wells. This is due to the irrational ratio of the lengths of the horizontal sections of the wells and the distances to the injection wells. At the same time, a significant part of the oil reserves is buried in the reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits. The problem is solved as follows.

При разработке залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные скважины и горизонтальные добывающие скважины. На фиг.1 представлено размещение скважин в залежи высоковязкой нефти в разрезе, на фиг.2 - схема расположения скважин на залежи. Закачивают пар в чередовании с воздухом через вертикальные нагнетательные скважины 1, отбирают нефть через горизонтальные добывающие скважины, имеющие вертикальный 2 и горизонтальный ствол 3. Горизонтальные стволы 3 двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого. Расстояние между концами может быть от 0,5 до 5 м. Горизонтальные стволы добывающих скважин 3 проводят на расстоянии а над подошвой 4 продуктивного пласта 5, равном 1,5-2,5 м, и перфорируют. Выше концов горизонтальных стволов 3 добывающих скважин на расстоянии b, равном 3,5-4,5 м, размещают низ вертикальной нагнетательной скважины 1, перфорированной в интервале с, равном 0,5-1,5 м от низа.When developing high-viscosity oil deposits, vertical injection wells and horizontal production wells are drilled. Figure 1 shows the placement of wells in deposits of high viscosity oil in the context, figure 2 is a diagram of the location of wells in the deposits. Steam is pumped in alternation with air through vertical injection wells 1, oil is withdrawn through horizontal production wells having a vertical 2 and a horizontal wellbore 3. Horizontal trunks 3 of two production wells are placed on one line towards each other with the ends close to one another. The distance between the ends can be from 0.5 to 5 m. The horizontal trunks of the producing wells 3 are carried out at a distance a above the sole 4 of the producing formation 5, equal to 1.5-2.5 m, and perforated. Above the ends of the horizontal shafts 3 of the producing wells at a distance b equal to 3.5-4.5 m, the bottom of the vertical injection well 1, perforated in the interval from 0.5 to 1.5 m from the bottom, is placed.

Параллельно линии горизонтальных стволов двух добывающих скважин на залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины (см. фиг.2), формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента. В качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 1, о чем свидетельствует резкое снижение дебита добывающей скважины. После этого закачивают воздух, который занимает верхнюю часть пласта, вытесняя нефть вниз. Затем снова закачивают пар, который прогревает пласт. Прогретая нефть поступает вниз к добывающей скважине.Parallel to the horizontal lines of the two production wells in the deposits are horizontal wells of other horizontal wells with the same parameters and with the same location of the injection well (see figure 2), forming parallel lines for the selection and injection of the working agent. As a working agent, steam is used in alternation with air. Steam is injected before the development of the reservoir zone near injection well 1, as evidenced by a sharp decrease in the production rate of the producing well. After that, air is pumped, which occupies the upper part of the reservoir, forcing oil down. Then steam is injected again, which heats the formation. Heated oil flows down to the producing well.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина 90 м, толщина пласта 8-30 м, пластовая температура 8°С, пластовое давление 0,5 МПа, нефтенасыщенность 0,70 д.ед., пористость 30%, проницаемостью 0,265 мкм², плотность нефти 956 кг/м³, вязкость 500 мПа·с.A highly viscous oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 90 m, reservoir thickness 8-30 m, reservoir temperature 8 ° C, reservoir pressure 0.5 MPa, oil saturation 0.70 ged units, porosity 30%, permeability 0.265 μm ² , oil density 956 kg / m ³ , viscosity 500 mPa · s.

При разработке залежи высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные скважины и горизонтальные добывающие скважины согласно фиг.1 и 2. Закачивают пар в чередовании с воздухом через вертикальные нагнетательные скважины 1, отбирают нефть через горизонтальные добывающие скважины, имеющие вертикальные 2 и горизонтальные стволы 3 длиной 200 м. Горизонтальные стволы 2 добывающих скважин 3 проводят в 2 м над подошвой 4 продуктивного пласта 5 и перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины 3 на 4 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины 1, перфорированной в интервале 1 м от низа.When developing high-viscosity oil deposits, vertical injection wells and horizontal production wells are drilled according to FIGS. 1 and 2. Steam is pumped alternating with air through vertical injection wells 1, oil is taken through horizontal production wells having vertical 2 and horizontal shafts 3 200 m long. Horizontal trunks 2 of producing wells 3 are carried out 2 m above the sole 4 of the producing formation 5 and perforated. Above the horizontal well of the producing well 3 by 4 m, the bottom of the vertical injection well 1, perforated in the range of 1 m from the bottom, is placed.

Параллельно линии горизонтальных стволов двух добывающих скважин на залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины (см. фиг.2), формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента. Расстояние между линиями горизонтальных стволов назначают 80-120 м.Parallel to the horizontal lines of the two production wells in the deposits are horizontal wells of other horizontal wells with the same parameters and with the same location of the injection well (see figure 2), forming parallel lines for the selection and injection of the working agent. The distance between the lines of horizontal trunks is assigned 80-120 m.

В результате удается достичь нефтеотдачи залежи 50%, тогда как известные способы позволяют достичь нефтеотдачи порядка 25-30%.As a result, it is possible to achieve oil recovery of a deposit of 50%, while known methods can achieve oil recovery of the order of 25-30%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.

Claims

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что горизонтальные стволы двух добывающих скважин располагают на одной линии навстречу друг другу с размещением концов вблизи один от другого, горизонтальные стволы проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют, выше концов горизонтальных стволов добывающих скважин на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, параллельно линии горизонтальных стволов двух добывающих скважин в залежи располагают горизонтальные стволы других горизонтальных скважин с теми же параметрами и с аналогичным расположением нагнетательной скважины, формируя параллельные линии отбора и нагнетания рабочего агента, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.A method for developing a highly viscous oil deposit, including drilling vertical injection wells and horizontal production wells, pumping a working agent through injection wells and taking oil through production wells, characterized in that the horizontal shafts of two production wells are placed on the same line towards each other with the ends close to one from the other, horizontal trunks are carried out 1.5-2.5 m above the bottom of the reservoir and perforated above the ends of the horizontal trunks of production wells and 3.5-4.5 m place the bottom of a vertical injection well, perforated in the range of 0.5-1.5 m from the bottom, parallel to the horizontal line of two production wells in the deposits are horizontal wells of other horizontal wells with the same parameters and similar location of the injection well, forming parallel lines for the selection and injection of the working agent, while steam is used as the working agent in alternation with air.