RU2387820C1 - Method to develop sticky oil and bitumen accumulation - Google Patents

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil-and-gas industry and can be used in developing sticky oil and bitumen reservoirs. Substance claim: fill-in wells and horizontal extracting wells are drilled, heat carrier is injected via fill-in wells and oil is extracted through production wells. Bore of production horizontal well is located nearby production formation bottom so that the distance from the point fill-in well bore enters the production formation at horizontal section of production well bore makes 0.8 of formation depth. Bottom section of fill-in well bore is arranged at one level horizontal production well at 5 to 10 m between them. Note here that fill-in wells are drilled controlled-directional at 45° to formation bottom.

EFFECT: efficient displacement of sticky oil and bitumen, increased oil yield, higher rate of formation heating and extraction rate.

1 ex, 2 dwg

Description

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

Известен способ разработки залежей высоковязкой нефти, в соответствии с которым на залежи 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 или пластового флюида (Патент РФ №2062865, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.1996 г.).There is a known method of developing high-viscosity oil deposits, according to which vertical injection and horizontal and vertical wells are drilled on high-viscosity oil deposits. 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 or formation fluid is taken through horizontal wells (RF Patent No. 2062865, IPC Е21В 43/24, published on June 27, 1996).

Недостатком способа является недостаточная эффективность теплового воздействия и низкая нефтеотдача пластов.The disadvantage of this method is the lack of effectiveness of thermal effects and low oil recovery.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является 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. 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 (Патент РФ №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008 г.).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of 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. 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 (RF Patent No. 2334095, IPC Е21В 43/24, published on September 20, 2008).

Недостатком данного способа является недостаточная равномерность охвата продуктивного пласта тепловым воздействием, вследствие чего нефтеотдача не достигает высокого уровня, а также возможность преждевременного прорыва конденсата и подошвенной пластовой воды к добывающей скважине.The disadvantage of this method is the lack of uniformity of coverage of the reservoir by heat, as a result of which the oil recovery does not reach a high level, as well as the possibility of premature breakthrough of condensate and bottom formation water to the producing well.

Технической задачей предложения является повышение эффективности вытеснения высоковязкой нефти и битума в пластах малой мощности, увеличение объема добычи, повышение темпа прогрева пласта, увеличение темпа отбора высоковязкой нефти и битума за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади и вертикали и равномерного теплового воздействия на пласт.The technical task of the proposal is to increase the efficiency of the displacement of highly viscous oil and bitumen in low-power formations, increase production, increase the rate of heating of the formation, increase the rate of selection of highly viscous oil and bitumen by increasing the coverage of the formation with thermal effects over the area and vertical and uniform thermal effects on the formation.

Задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим бурение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Новым является то, что ствол добывающей горизонтальной скважины размещают вблизи подошвы продуктивного пласта так, чтобы расстояние от точки входа ствола нагнетальной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины составляло 0,8 толщины пласта, а нижнюю часть ствола нагнетальной скважины располагают на одном уровне с горизонтальной добывающей скважиной на расстоянии 5-10 м друг от друга, причем нагнетательные скважины бурят наклонно-направленно под углом 45° к подошве пласта.The problem is solved by the method of developing deposits of highly viscous oil and bitumen, including drilling injection wells and horizontal production wells, pumping coolant through injection wells and selecting products through production wells. What is new is that the well of the producing horizontal well is placed near the bottom of the producing formation so that the distance from the point of entry of the well of the injection well into the horizontal section of the well of the producing well is 0.8 times the thickness of the well, and the lower part of the well of the injection well is at the same level with a horizontal production well at a distance of 5-10 m from each other, and injection wells are drilled obliquely-directed at an angle of 45 ° to the bottom of the formation.

Совокупность отличительных признаков позволяет обеспечить высокий темп нагнетания теплоносителя в пласт, снизить вязкость нефти или битума, увеличить зоны, ранее неохваченные воздействием, равномерно распределить теплоноситель, тем самым увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.The combination of distinctive features allows you to ensure a high rate of injection of coolant into the reservoir, reduce the viscosity of oil or bitumen, increase the zones previously not covered by exposure, evenly distribute the coolant, thereby increasing oil recovery of the reservoir.

Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION

На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума, где:Figure 1 presents the implementation diagram of the proposed method for the development of deposits of high viscosity oil and bitumen, where:

1 - ствол нагнетательной наклонно-направленной скважины; 2 - ствол горизонтальной добывающей скважины; L - длина горизонтального участка ствола добывающей скважины;1 - barrel injection directional wells; 2 - the horizontal wellbore; L is the length of the horizontal section of the wellbore;

На фиг.2 представлен разрез продуктивного пласта по вертикали с расположением скважин (вид справа), где:Figure 2 presents a vertical section of the reservoir with the location of the wells (right side view), where:

а - расстояние от нижней части ствола нагнетательной скважины до горизонтального участка ствола добывающей скважины; b - расстояние от точки входа ствола нагнетательной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины; h - толщина продуктивного пласта.a is the distance from the lower part of the injection well bore to the horizontal section of the production well bore; b is the distance from the entry point of the injection wellbore into the reservoir to the horizontal portion of the wellbore; h is the thickness of the reservoir.

При разработке залежи высоковязкой нефти и битума бурят наклонно-направленные нагнетательные скважины под углом 45° к подошве продуктивного пласта и ствол добывающей горизонтальной скважины. Наклонно-направленные нагнетательные скважины располагают по обе стороны от ствола добывающей горизонтальной скважины, что позволяет добиться наилучшего эффекта от применения предлагаемого способа (см. фиг.1). Количество нагнетательных скважин и расстояние между ними выбирают в зависимости от длины горизонтального ствола добывающей скважины и размещают равномерно. Ствол горизонтальной добывающей скважины 2 длиной L проводят вблизи подошвы продуктивного пласта так, чтобы расстояние b от точки входа ствола нагнетальной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины соответствовало 0,8·h, а нижнюю часть ствола нагнетательной скважины располагают на одном уровне с горизонтальной добывающей скважиной на расстоянии 5-10 м друг от друга. Закачивают теплоноситель в нагнетательные скважины 1, производят отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину 2. В качестве теплоносителя применяют горячую воду, пар и т.д. После закачки в нагнетательные скважины 1 теплоноситель поднимается и занимает верхнюю часть пласта, вытесняя нефть. Непрерывное тепловое воздействие способствует равномерному распределению теплоносителя по площади и по разрезу пласта, в результате чего прогретая нефть поступает вниз к добывающей скважине 2.When developing deposits of high-viscosity oil and bitumen, directional injection wells are drilled at an angle of 45 ° to the bottom of the reservoir and the trunk of the producing horizontal well. Directional injection wells are located on both sides of the trunk of the producing horizontal well, which allows to achieve the best effect from the application of the proposed method (see figure 1). The number of injection wells and the distance between them is selected depending on the length of the horizontal wellbore of the producing well and placed evenly. A horizontal production wellbore 2 of length L is carried out near the bottom of the reservoir so that the distance b from the point of entry of the injection wellbore into the reservoir to the horizontal portion of the production wellbore corresponds to 0.8 · h, and the lower part of the injection wellbore is at the same level as horizontal production well at a distance of 5-10 m from each other. The coolant is pumped into injection wells 1, production is selected through a horizontal producing well 2. Hot water, steam, etc. are used as the coolant. After injection into injection wells 1, the coolant rises and occupies the upper part of the reservoir, displacing oil. Continuous heat exposure contributes to a uniform distribution of the coolant over the area and in the section of the reservoir, as a result of which the heated oil flows down to the producing well 2.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти и битума с вязкостью 500 мПа·с и плотностью добываемой продукции 956 кг/м³, находящуюся на глубине 90 м с толщиной продуктивного пласта (h) 7 м, с пористостью 30%, с нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., проницаемостью 0,26 мкм².Develop a reservoir of highly viscous oil and bitumen with a viscosity of 500 mPa · s and a production density of 956 kg / m ³ , located at a depth of 90 m with a reservoir thickness (h) of 7 m, with a porosity of 30%, with an oil saturation of 0.7 days ., permeability of 0.26 μm ² .

При разработке залежи высоковязкой нефти и битума бурят три наклонно-направленные нагнетательные скважины 1 под углом 45 к подошве продуктивного пласта и добывающую горизонтальную скважину 2 длиной 300 м. Расстояние между нагнетальными скважинами выбирают в зависимости от длины горизонтального ствола добывающей скважины. В данном случае через каждые 100 м равномерно. Горизонтальный ствол добывающей скважины 2 длиной 300 м бурят вблизи подошвы продуктивного пласта на расстоянии 5,6 м (равном 0,8·h) от точки входа нагнетальной скважины 1 в продуктивный пласт до ствола добывающей скважины 2, а нижнюю часть ствола нагнетательной скважины располагают на расстоянии 7 м от ствола добывающей скважины 2 на одном уровне. Закачивают пар в нагнетательные скважины 1, производят отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину 2. После закачки в нагнетательную скважину 1 пар поднимается и занимает верхнюю часть пласта, вытесняя нефть. Непрерывное тепловое воздействие способствует равномерному распределению теплоносителя по площади и по разрезу пласта, в результате чего прогретая нефть поступает вниз к добывающей скважине 2.When developing deposits of high-viscosity oil and bitumen, three directional injection wells 1 are drilled at an angle of 45 to the bottom of the reservoir and a horizontal production well 2 300 m long.The distance between the injection wells is selected depending on the length of the horizontal well of the producing well. In this case, every 100 m evenly. A 300 m long horizontal well of production well 2 is drilled near the bottom of the producing formation at a distance of 5.6 m (equal to 0.8 · h) from the point of injection well 1 entry into the producing formation to the production well 2, and the lower part of the injection well is located a distance of 7 m from the well of production well 2 at the same level. Steam is pumped into injection wells 1, production is selected through a horizontal production well 2. After injection into injection well 1, steam rises and occupies the upper part of the formation, displacing oil. Continuous heat exposure contributes to a uniform distribution of the coolant over the area and in the section of the reservoir, as a result of which the heated oil flows down to the producing well 2.

В результате предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти и битума коэффициент охвата пласта воздействием увеличился с 0,43 д.ед. до 0,72 д.ед. по сравнению с прототипом, коэффициент вытеснения составил 0,78 д.ед. вместо 0,48 д.ед. по прототипу; коэффициент охвата пласта заводнением составил 0,75 д.ед. вместо 0,45 д.ед. Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума позволяет дополнительно добыть 91,65 тыс. тонн продукции пласта.As a result of the proposed method for the development of deposits of highly viscous oil and bitumen, the coverage coefficient of the formation increased from 0.43 units. up to 0.72 d.ed. in comparison with the prototype, the displacement ratio was 0.78 units instead of 0.48 units on the prototype; the coefficient of coverage of the formation by water flooding was 0.75 units instead of 0.45 units The proposed method for the development of deposits of high viscosity oil and bitumen allows you to additionally extract 91.65 thousand tons of reservoir products.

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума позволяет повысить эффективность вытеснения высоковязкой нефти и битума в пластах малой мощности, увеличить объем добычи, повысить охват пласта тепловым воздействием по площади и вертикали.The proposed method for the development of deposits of high viscosity oil and bitumen allows to increase the efficiency of displacement of high viscosity oil and bitumen in low-power formations, increase production, increase the coverage of the formation by thermal effects in area and vertical.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающий бурение нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что ствол добывающей горизонтальной скважины размещают вблизи подошвы продуктивного пласта так, чтобы расстояние от точки входа ствола нагнетальной скважины в продуктивный пласт до горизонтального участка ствола добывающей скважины составляло 0,8 толщины пласта, а нижнюю часть ствола нагнетальной скважины располагают на одном уровне с горизонтальной добывающей скважиной на расстоянии 5-10 м друг от друга, причем нагнетательные скважины бурят наклонно-направленно под углом 45° к подошве пласта. A method for developing deposits of high viscosity oil and bitumen, including drilling injection wells and horizontal production wells, pumping coolant through injection wells and selecting products through production wells, characterized in that the horizontal production wellbore is placed near the bottom of the producing formation so that the distance from the entry point of the wellbore the injection well into the reservoir to the horizontal portion of the wellbore was 0.8 formation thicknesses, and the lower part of the wellbore etalnoy wells positioned on a level with a horizontal production well at a distance of 5-10 m from each other, wherein the injection wells are drilled obliquely-directed angle of 45 ° to the bottom of the reservoir.

Images