RU2483207C2 - Development method of fractured high-viscosity oil deposit - Google Patents
Development method of fractured high-viscosity oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483207C2 RU2483207C2 RU2011132231/03A RU2011132231A RU2483207C2 RU 2483207 C2 RU2483207 C2 RU 2483207C2 RU 2011132231/03 A RU2011132231/03 A RU 2011132231/03A RU 2011132231 A RU2011132231 A RU 2011132231A RU 2483207 C2 RU2483207 C2 RU 2483207C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- horizontal
- wells
- reservoir
- production wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам воздействия на трещиноватую залежь, содержащую высоковязкую нефть.The invention relates to the development of oil fields, in particular to methods for influencing a fractured reservoir containing highly viscous oil.
Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2321734, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №10 от 10.04.2008 г.), включающий проходку горной выработки в нижней части или ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины, оборудованные насосно-компрессорными трубами, отбор нефти из добывающих скважин, причем перед закачкой пара в пласт в затрубное пространство нагнетательных скважин закачивают высоковязкий нетвердеющий раствор и осуществляют периодическую закачку пара в нагнетательные скважины, причем после прорыва пара в часть добывающих скважин прекращают закачку пара в нагнетательные скважины, являющиеся источником прорыва пара, а после снижения температуры в добывающих скважинах закачку пара возобновляют, при этом добывающие скважины, не реагирующие и/или слабореагирующие на закачку пара, переводят в скважины для одновременной закачки пара и отбора нефти, а после прорыва пара в затрубное пространство этих скважин прекращают из них отбор нефти.A method for developing a fractured reservoir of high-viscosity oil (RF patent No. 2321734, IPC 8 E21B 43/24, published in Bulletin No. 10 of 04/10/2008), comprising mining a mine in the lower part or below the oil reservoir, drilling from it half-rising injection and production wells, steam injection into injection wells equipped with tubing, oil extraction from production wells, and before injection of steam into the annulus of injection wells, a highly viscous non-hardening solution is pumped and periodically steam injection into injection wells, and after the steam breaks into part of the production wells, steam injection into the injection wells, which are the source of steam breakthrough, is stopped, and after the temperature decreases in the production wells, steam injection is resumed, while production wells that do not respond and / or weakly respond to steam injection is transferred to wells for simultaneous steam injection and oil recovery, and after steam breakthrough into the annulus of these wells, oil extraction is stopped from them.
Недостатком этого способа являются:The disadvantage of this method are:
- во-первых, сложность осуществления способа, что связано с перекрытием пакером затрубного пространства скважин для одновременной закачки пара и отбора нефти, спущенным на насосно-компрессорных трубах, при этом надпакерное затрубное пространство заполняют высоковязким нетвердеющим раствором, закачку пара в пласт осуществляют через насосно-компрессорные трубы, а отбор нефти осуществляют через подпакерное затрубное пространство, причем подкачивают высоковязкий нетвердеющий раствор в затрубное пространство нагнетательных скважин при снижении его уровня ниже первоначального перед возобновлением закачки пара в пласт;- firstly, the complexity of the method, which is associated with the packer blocking the annular space of wells for simultaneous injection of steam and oil extraction, lowered on the tubing, while the above-annular annular space is filled with a highly viscous non-hardening solution, steam is injected into the formation through the pump compressor pipes, and the selection of oil is carried out through the sub-packer annulus, and a highly viscous non-hardening solution is pumped into the annulus of the injection wells when lowering its level below the initial one before resuming the injection of steam into the reservoir;
- во-вторых, возможны преждевременные прорывы пара по трещинам в добывающие скважины и горные выработки, что приводит к ограничению темпов закачки пара и снижению добычи нефти.- secondly, premature breakthroughs of steam through cracks in production wells and mine workings are possible, which leads to a limitation of the steam injection rate and a decrease in oil production.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти в слоистых карбонатных коллекторах (патент РФ №2387815, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2010 г.), включающий размещение, бурение вертикальных нагнетательных и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленную горизонтальную добывающую скважину, при этом выделяют не менее двух тонких карбонатных пластов-коллекторов, совпадающих в плане, расположенных в непосредственной близости друг от друга, разделенных глинистыми прослоями-перемычками, уточняют распространение нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов по площади залежи, выбирают участки с предельно-допустимыми эффективными нефтенасыщенными толщинами пластов-коллекторов не менее двух метров каждый, затем бурят разветвленную горизонтальную скважину для одновременной разработки двух и более пластов-коллекторов, размещают горизонтальные стволы в самых проницаемых интервалах пластов, причем стволы проводят в направлении увеличения эффективных нефтенасыщенных толщин, а длину стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости. Недостатками данного способа являются:The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing oil deposits in layered carbonate reservoirs (RF patent No. 2387815, IPC 8 E21B 43/20, published in bulletin No. 12 of 04/27/2010), including placement, drilling of vertical injection and branched horizontal production wells with horizontal shafts, injection of displacing fluid through vertical injection wells and production selection through a branched horizontal production well, at least two thin carbonate reservoirs that coincide in plan, are located in close proximity to each other, separated by clay interlayers, bridges, clarify the distribution of oil-saturated thicknesses of reservoirs by reservoir area, select areas with maximum permissible effective oil-saturated thicknesses of reservoirs of at least two meters each , then a branched horizontal well is drilled for the simultaneous development of two or more reservoir layers, horizontal shafts are placed in the most permeable inter Alah layers, wherein the barrels carried in the direction of increasing the effective net pay thickness, and length of trunk take inversely proportional to their permeability. The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность вытеснения жидкостью (водой) отбираемой продукции из нефтеносной зоны, представленной карбонатными коллекторами трещиноватого типа, содержащих высоковязкую нефть, вследствие раскрытия трещин в этих коллекторах при давлении от 20 МПа и выше, поэтому происходит преждевременное раскрытие трещин, что приводит к неравномерному вытеснению высоковязкой нефти и увеличению обводненности продукции, а это не позволяет произвести полное вытеснение нефти из коллектора;- firstly, the low efficiency of liquid (water) displacement of selected products from the oil zone, represented by fractured carbonate reservoirs containing highly viscous oil, due to the opening of cracks in these reservoirs at a pressure of 20 MPa and above, therefore, premature crack opening occurs, which leads to to uneven displacement of highly viscous oil and an increase in water cut of products, and this does not allow for complete displacement of oil from the reservoir;
- во-вторых, низкая нефтеотдача, поскольку без прогрева призабойных зон добывающих горизонтально-разветвленных скважин в процессе разработки невозможно увеличить нефтеотдачу высоковязкой нефти из нефтеносной зоны залежи, вследствие увеличения вязкости нефти в процессе отбора;- secondly, low oil recovery, since without heating the bottom-hole zones of producing horizontally-branched wells during development, it is impossible to increase oil recovery of highly viscous oil from the oil-bearing zone of the reservoir due to an increase in the viscosity of oil during the selection process;
- в-третьих, длину разветвленных стволов принимают обратно пропорциональной их проницаемости не зависимо от длины основного горизонтального ствола, что может привести к тому, что разветвленный ствол окажется короче оптимального для достижения рентабельного дебита, или, наоборот, длиннее оптимального, что вызывает дополнительные затраты на его бурение. Кроме того, разветвления, пробуренные в пропластках залежи, дренируют не равномерно ввиду их разнонаправленности.- thirdly, the length of the branched trunks is taken inversely proportional to their permeability, regardless of the length of the main horizontal trunk, which can lead to the fact that the branched trunk will be shorter than optimal to achieve a profitable flow rate, or, conversely, longer than optimal, which leads to additional costs its drilling. In addition, the branches drilled in the interlayers of the reservoir do not drain evenly due to their different directions.
Задачей изобретения является повышение эффективности вытеснения добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи пласта за счет предотвращения прорывов вытесняющего агента в добывающие скважины, а также снижения вязкости нефти в призабойной зоне добывающих горизонтально-разветвленных скважин и выполнения разветвленных стволов из горизонтальной скважины оптимальной длины в зависимости от длины основного горизонтального ствола и проницаемости пласта, позволяющей достичь рентабельного дебита продукции из добывающих скважин.The objective of the invention is to increase the efficiency of displacement of produced products and increase oil recovery by preventing breakthroughs of the displacing agent into production wells, as well as lowering the viscosity of oil in the bottom-hole zone of producing horizontally branched wells and performing branched shafts from a horizontal well of optimal length depending on the length of the main horizontal the wellbore and permeability of the formation, which allows to achieve a profitable production rate from production wells.
Поставленная задача решается способом разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных и разветвленных горизонтальных добывающих скважин с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленные горизонтальные добывающие скважины.The problem is solved by the method of developing a fractured reservoir of high-viscosity oil, including drilling vertical injection and branched horizontal production wells with horizontal shafts, injecting the displacing fluid through vertical injection wells and selecting products through branched horizontal production wells.
Новым является то, что вертикальные нагнетательные скважины бурят в приконтурной зоне залежи, а разветвления из горизонтальных стволов добывающих скважин пробуривают в нефтеносной зоне залежи со ступенчатым профилем, причем количество разветвлений соответствует количеству пропластков, отличающихся между собой проницаемостями в 1,5 и более раза, а длину каждого разветвления определяют расчетным путем в зависимости от проницаемости пласта и длины основного горизонтального ствола, при этом разработку залежи ведут при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом и ниже давления раскрытия трещин в залежи закачкой в нагнетательные скважины вытесняющего агента, в качестве которого используют газ, причем призабойные зоны добывающих скважин периодически подвергают обработке паром, тогда когда температура добываемой продукции снизится до температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти.What is new is that vertical injection wells are drilled in the marginal zone of the reservoir, and branches from horizontal trunks of production wells are drilled in the oil-bearing zone of the reservoir with a stepped profile, and the number of branches corresponds to the number of interlayers differing in permeability by 1.5 or more times, and the length of each branch is determined by calculation, depending on the permeability of the formation and the length of the main horizontal trunk, while the development of the deposits is carried out at reservoir pressure above the pressure of saturation of oil with gas and below the pressure of opening cracks in the reservoir by pumping a displacing agent into the injection wells, which is used as gas, and the bottom-hole zones of producing wells are periodically steamed, when the temperature of the produced product drops to a temperature below which the viscosity of the oil begins to sharply grow.
На фиг.1 и 2 схематично изображен способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти.Figure 1 and 2 schematically shows a method of developing a fractured reservoir of high viscosity oil.
Способ разработки залежи 1 (см. фиг.1 и 2) высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; …2n в приконтурной зоне залежи 1, например, на расстоянии 100-200 метров от контура нефтеносности 3, т.е. за нефтеносной зоной залежи 1 и горизонтальных добывающих скважин с горизонтальными стволами 4; 4'; 4''; …4n, пробуренных внутри контура 3, т.е. в нефтеносной зоне залежи 1.A method for developing reservoir 1 (see FIGS. 1 and 2) of highly viscous oil involves drilling
Залежь 1 высоковязкой нефти представлена карбонатными трещиноватыми коллекторами в виде переслаивающихся плотных и пористо-каверновых, часто трещиноватых известняков, в разной степени доломитизированных и кальцитизированных, в которых содержаться значительные запасы высоковязкой нефти.High-viscosity oil reservoir 1 is represented by carbonate fractured reservoirs in the form of interbedded dense and porous-cavernous, often fractured limestones, dolomitized and calcified to varying degrees, which contain significant reserves of high-viscosity oil.
Для обеспечения равномерного дренирования из пропластков (на фиг.1 и 2 не показано) залежи 1 (см. фиг.1 и 2) с различными запасами нефти и проницаемостями определяют количество разветвлений соответствующих количеству пропластков, отличающихся между собой проницаемостями в 1,5 и более раза. Для этого гидродинамическими исследованиями определяют проницаемость - k пропластков залежи 1 высоковязкой нефти, измеряющуюся в Дарси (Д)=1,02×10-8 см2=1,02×10-12 м2=1 мкм2. Например: для разветвления 51-k1=30 мД; для разветвления 51'-k2=56 мД; для разветвления 51''-k3=90 мД. Таким образом, из горизонтального ствола 4 со ступенчатым профилем необходимо пробурить три разветвления 51; 51'; 51'' (см. фиг.1 и 2).To ensure uniform drainage from the interlayers (not shown in FIGS. 1 and 2) of reservoir 1 (see FIGS. 1 and 2) with different oil reserves and permeabilities, the number of branches corresponding to the number of interlayers differing in permeability of 1.5 or more is determined times. For this, permeability is determined by hydrodynamic studies - k interlayers of reservoir 1 of high-viscosity oil, measured in Darcy (D) = 1.02 × 10 -8 cm 2 = 1.02 × 10 -12 m 2 = 1 μm 2 . For example: for branching 5 1 -k 1 = 30 mD; for branching 5 1 '-k 2 = 56 mD; for branching 5 1 '' -k 3 = 90 mD. Thus, from a horizontal trunk 4 with a stepped profile, it is necessary to drill three branches 5 1 ; 5 1 '; 5 1 '' (see figures 1 and 2).
Далее определяют длину каждого разветвления 51; 51'; 51'' из горизонтального ствола 4 разветвленной горизонтальной добывающей скважины 4 расчетным путем по формулеNext, determine the length of each branch 5 1 ; 5 1 '; 5 1 '' from a horizontal wellbore 4 of a branched horizontal production well 4 by a calculation method according to the formula
где Qзап.i - запасы нефти в i-м пропластке;where Q z.i - oil reserves in the i-th layer;
ki - проницаемость i-го пропластка;k i - permeability of the i-th layer;
Lобщ - соответственно общая проектная длина горизонтального ствола 4.L total - respectively, the total design length of the horizontal barrel 4.
Например, как отмечено выше для трех пропластков залежи 1, в которые необходимо пробурить три разветвления: 51; 51'; 51'' из горизонтального ствола 4 разветвленной горизонтальной добывающей скважины 4, каждый из которых имеет, соответственно, запасы нефти: Q1=16 тыс.тонн; Q2=27 тыс.тонн; Q3=35 тыс.тонн, и при общей проектной длине горизонтального ствола 400 м.For example, as noted above for the three interlayers of reservoir 1, into which it is necessary to drill three branches: 5 1 ; 5 1 '; 5 1 '' from the horizontal wellbore 4 of the branched horizontal production well 4, each of which has, respectively, oil reserves: Q 1 = 16 thousand tons; Q 2 = 27 thousand tons; Q 3 = 35 thousand tons, and with a total design length of the horizontal shaft of 400 m
Тогда, подставляя в формулу (1), длина разветвления 51 составляет:Then, substituting in the formula (1), the branching length 5 1 is:
L1=(Q1/k1)×Lобщ=16/30×400=213 мL 1 = (Q 1 / k 1 ) × L total = 16/30 × 400 = 213 m
Тогда, подставляя в формулу (1), длина разветвления 52':Then, substituting in the formula (1), the branching length 5 2 ':
L2=(Q2/k2)×Lобщ=27/56×400=192 мL 2 = (Q 2 / k 2 ) × L total = 27/56 × 400 = 192 m
Тогда, подставляя в формулу (1), длина разветвления 53'':Then, substituting in the formula (1), the branching length is 5 3 '':
L3=(Q3/k3)×Lобщ=35/90×400=155,5 м.L 3 = (Q 3 / k 3 ) × L total = 35/90 × 400 = 155.5 m.
Аналогичным образом определяют количество и длину разветвлений 5m'; 5m''; …5m n (на фиг.1 и 2 не показано) для бурения из горизонтальных стволов 4'; 4''; …4n (см. фиг.1 и 2) разветвленных горизонтальных добывающих скважин. Далее из каждого горизонтального ствола 4; 4'; 4''; …4n разветвленных горизонтальных добывающих скважин со ступенчатым профилем бурят разветвления 5m, 5m'; 5m''; …5m n (на фиг.1 и 2 не показано) в нефтеносной зоне залежи 1 (см. фиг.1 и 2).Similarly determine the number and length of branches 5 m '; 5 m`` ; ... 5 m n (not shown in FIGS. 1 and 2) for drilling from horizontal shafts 4 ';four''; ... 4 n (see figures 1 and 2) branched horizontal production wells. Further from each horizontal trunk 4; four';four''; ... 4 n branched horizontal production wells with a stepped profile drilled branches 5 m , 5 m '; 5 m`` ; ... 5 m n (not shown in Figs. 1 and 2) in the oil-bearing zone of reservoir 1 (see Figs. 1 and 2).
Суммарный дебит по каждой разветвленной горизонтальной добывающей скважине складывается из дебитов, приходящихся на каждый пропласток, охваченный соответствующим разветвлением 5m, 5m'; 5m''; …5m n, пробуренными из горизонтальных стволов 4; 4'; 4''; …4n разветвленных горизонтальных добывающих скважин, исходя из чего и подбирают производительность насосного оборудования для каждой разветвленной горизонтальной добывающей скважины. Оборудуют вертикальные нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; …2n (см. фиг.1 и 2) и горизонтальные стволы 4; 4'; 4''; …4n разветвленных горизонтальных добывающих скважин соответствующим эксплуатационным оборудованием и начинают процесс разработки залежи 1 высоковязкой нефти.The total production rate for each branched horizontal production well is the sum of production rates for each layer covered by the corresponding branching 5 m , 5 m '; 5 m`` ; ... 5 m n drilled from horizontal trunks 4; four';four''; ... 4 n branched horizontal production wells, on the basis of which they select the productivity of pumping equipment for each branched horizontal production well. Equip
Закачку вытесняющего агента, в качестве которой используют газ, например, природный газ, производят в вертикальные нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; …2n, размещенные в приконтурной зоне 3 залежи 1. Газ вытесняет высоковязкую нефть (продукцию) из трещиноватых коллекторов залежи 1 к призабойным зонам разветвленных горизонтальных добывающих скважин.The injection of a displacing agent, which is used as a gas, for example, natural gas, is produced in
Разработку залежи 1 ведут при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом, например 9,5 МПа, и ниже давления раскрытия трещин в залежи, например 20 МПа, т.е. пластовое давление в процессе разработки залежи высоковязкой нефти поддерживают в интервале от 9,5 МПа до 20 МПа. Величину давления насыщения, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти, необходимо знать при разработке нефтяных залежей, с тем, чтобы как можно дольше не допускать снижения пластового давления ниже давления насыщения во избежание выделения из нефти растворенного газа и тем самым - перехода на работу залежи при менее эффективном газовом режиме. Процесс разработки залежи 1 высоковязкой нефти происходит при закрытых трещинах, т.е. при давлении ниже давления раскрытия трещин в залежи 1, поэтому отсутствуют прорывы вытесняющего агента (природного газа) по трещинам и происходит равномерное вытеснение добываемой продукции (высоковязкой нефти) и полная выработка ее запасов из залежи.The development of reservoir 1 is carried out at reservoir pressure above the saturation pressure of oil with gas, for example 9.5 MPa, and below the crack opening pressure in the reservoir, for example 20 MPa, i.e. reservoir pressure during the development of high-viscosity oil deposits is maintained in the range from 9.5 MPa to 20 MPa. The value of the saturation pressure at which a certain volume of gas is in a dissolved state in oil must be known when developing oil deposits, so that as long as possible to prevent a decrease in reservoir pressure below the saturation pressure in order to avoid the release of dissolved gas from oil and thereby the transition to work deposits with a less efficient gas regime. The development of reservoir 1 of high-viscosity oil occurs with closed fractures, i.e. at a pressure lower than the crack opening pressure in reservoir 1, therefore, there are no breakthroughs of the displacing agent (natural gas) along the cracks and uniform extraction of the produced product (high-viscosity oil) and complete development of its reserves from the reservoir occur.
С целью повышения нефтеоотдачи в процессе разработки залежи призабойные зоны разветвленных горизонтальных добывающих скважин периодически подвергают обработке паром, тогда когда температура добываемой продукции снизится до температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти. Поэтому продукция, вытесненная газом в призабойные зоны разветвленных горизонтальных добывающих скважин, подогревается в ней, и далее попадает в стволы разветвлений 5m, 5m'; 5m''; …5m n, (на фиг.1 и 2 не показано), пробуренными из горизонтальных стволов 4; 4'; 4''; …4n (см. фиг.1 и 2), разветвленных горизонтальных добывающих скважин, откуда продукция (высоковязкая нефть) с помощью насосного оборудования (на фиг.1 и 2 не показано) отбирается на поверхность. Подогрев в призабойной зоне разветвленных горизонтальных добывающих скважин вытесняемой из залежи 1 (см. фиг.1 и 2) высоковязкой нефти обеспечивает повышение нефтеоотдачи и снижает энергетическую нагрузку на насосное оборудование вследствие снижения вязкости продукции в призабойных зонах разветвленных горизонтальных добывающих скважин. Например, в процессе разработки залежи 1 температура добываемой продукции в одной или нескольких разветвленных горизонтальных добывающих скважинах снижается и как только она достигает температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти, например 50°C и ниже, что зависит от физико-химических свойств высоковязкой нефти и определяется для каждой залежи 1 высоковязкой нефти индивидуально, то останавливают те разветвленные горизонтальные добывающие скважины, в которых температура отбираемой продукции составляет 50°C и ниже. Производят закачку пара в их призабойные зоны, например пар при температуре 200-250°C закачивают в призабойные зоны разветвленных горизонтальных скважин с помощью паропередвижных установок (ППУ) до повышения температуры отбираемой продукции, обеспечивающей исключение резкого роста вязкости нефти, например до 70-80°C. После чего отбор продукции из разветвленных горизонтальных добывающих скважин возобновляют. Таким образом, периодически повторяют процесс обработки призабойных зон разветвленных горизонтальных добывающих скважин паром, как описано выше, тогда, когда температура добываемой продукции снизится до температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти.In order to increase oil recovery during the development of a reservoir, the bottom-hole zones of branched horizontal production wells are periodically steamed, when the temperature of the produced product drops to a temperature below which the viscosity of the oil begins to increase sharply. Therefore, the products displaced by gas into the bottom-hole zones of the branched horizontal production wells are heated in it, and then fall into the branching shafts 5 m , 5 m '; 5 m`` ; ... 5 m n , (not shown in FIGS. 1 and 2), drilled from horizontal trunks 4; four';four''; ... 4 n (see FIGS. 1 and 2), branched horizontal production wells, from where products (high viscosity oil) are pumped to the surface using pumping equipment (not shown in FIGS. 1 and 2). Heated in the bottom-hole zone of branched horizontal production wells displaced from reservoir 1 (see Figs. 1 and 2) with high-viscosity oil increases oil recovery and reduces the energy load on pumping equipment due to lower viscosity of products in the bottom-hole zones of branched horizontal production wells. For example, during the development of reservoir 1, the temperature of the produced product in one or several branched horizontal production wells decreases and as soon as it reaches a temperature below which the viscosity of the oil begins to increase sharply, for example, 50 ° C and lower, which depends on the physicochemical properties of high-viscosity oil and is determined individually for each reservoir 1 of high-viscosity oil, then those branched horizontal production wells are stopped in which the temperature of the selected product is 50 ° C or lower. Steam is injected into their bottom-hole zones, for example, steam at a temperature of 200-250 ° C is pumped into the bottom-hole zones of branched horizontal wells using steam-moving units (PUFs) until the temperature of the selected products is raised, which ensures the exclusion of a sharp increase in oil viscosity, for example, up to 70-80 ° C. After that, the selection of products from branched horizontal production wells is resumed. Thus, the process of periodically processing the bottom-hole zones of branched horizontal production wells with steam is repeated, as described above, when the temperature of the produced product drops to a temperature below which the oil viscosity begins to increase sharply.
Применение данного способа разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти обеспечивает то, что:The use of this method of developing a fractured reservoir of high viscosity oil ensures that:
- разработку залежи ведут при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом и ниже давления раскрытия трещин в залежи, благодаря чему при закрытых трещинах отсутствуют прорывы вытесняющего агента по трещинам и происходит равномерное вытеснение добываемой продукции (высоковязкой нефти) и полная выработка ее запасов из залежи;- development of the reservoir is carried out at reservoir pressure above the pressure of oil saturation with gas and below the crack opening pressure in the reservoir, due to which there are no displacing agent displacements along the cracks and the production is uniformly displaced (high-viscosity oil) and its reserves are completely depleted from the reservoir;
- повышение нефтеотдачи обеспечивается закачкой газа в приконтурную зону, поэтому из-за высокой подвижности газа воздействие на нефтеносную зону будет более интенсивным, происходит улучшение связи залежи с законтурной зоной, при этом коэффициент вытеснения нефти газом гораздо выше, чем при вытеснении жидкостью (водой);- enhanced oil recovery is ensured by injecting gas into the marginal zone, therefore, due to the high mobility of the gas, the impact on the oil-bearing zone will be more intense, the connection between the reservoir and the marginal zone will be improved, while the coefficient of oil displacement by gas is much higher than when displaced by liquid (water);
- периодическая закачка пара за счет снижения вязкости нефти в призабойной зоне и выполнения разветвлений из горизонтальных скважин оптимальной длины позволяет повысить нефтеотдачу разветвленных горизонтальных добывающих скважин до рентабельных величин;- periodic injection of steam by reducing the viscosity of the oil in the near-wellbore zone and branching out from horizontal wells of optimal length allows increasing oil recovery of branched horizontal production wells to cost-effective values;
- разветвления из горизонтального ствола добывающих скважин выполнены в пропластках залежи с различными запасами нефти и проницаемостями в виде ступенчатого профиля, поэтому разветвления дренируют равномерно, что также позволяет повысить нефтеотдачу залежи.- the branches from the horizontal wellbore of the production wells are made in the interlayers of the reservoir with various oil reserves and permeabilities in the form of a stepped profile, so the branches are drained evenly, which also allows to increase the oil recovery of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011132231/03A RU2483207C2 (en) | 2011-07-29 | 2011-07-29 | Development method of fractured high-viscosity oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011132231/03A RU2483207C2 (en) | 2011-07-29 | 2011-07-29 | Development method of fractured high-viscosity oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011132231A RU2011132231A (en) | 2013-02-10 |
| RU2483207C2 true RU2483207C2 (en) | 2013-05-27 |
Family
ID=48792131
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011132231/03A RU2483207C2 (en) | 2011-07-29 | 2011-07-29 | Development method of fractured high-viscosity oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2483207C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2574890C1 (en) * | 2015-03-26 | 2016-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of crevassed-porous stratified reservoir |
| RU2626492C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir |
| RU2630321C1 (en) * | 2016-08-23 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposits in layer reservoirs with branched horizontal well |
| RU2726664C1 (en) * | 2019-11-14 | 2020-07-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of oil multilayer deposit |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5148869A (en) * | 1991-01-31 | 1992-09-22 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor |
| RU2145664C1 (en) * | 1998-03-24 | 2000-02-20 | Рузин Леонид Михайлович | Method of developing fractured oil formation |
| RU2213857C2 (en) * | 2001-09-24 | 2003-10-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of oil deposit development |
| RU2321734C1 (en) * | 2006-10-30 | 2008-04-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for fractured highly-viscous oil reservoir development |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
-
2011
- 2011-07-29 RU RU2011132231/03A patent/RU2483207C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5148869A (en) * | 1991-01-31 | 1992-09-22 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal wellbore process/apparatus for the in-situ extraction of viscous oil by gravity action using steam plus solvent vapor |
| RU2145664C1 (en) * | 1998-03-24 | 2000-02-20 | Рузин Леонид Михайлович | Method of developing fractured oil formation |
| RU2213857C2 (en) * | 2001-09-24 | 2003-10-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method of oil deposit development |
| RU2321734C1 (en) * | 2006-10-30 | 2008-04-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for fractured highly-viscous oil reservoir development |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2574890C1 (en) * | 2015-03-26 | 2016-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of crevassed-porous stratified reservoir |
| RU2626492C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Mining method for multi-layered inhomogeneous oil reservoir |
| RU2630321C1 (en) * | 2016-08-23 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposits in layer reservoirs with branched horizontal well |
| RU2726664C1 (en) * | 2019-11-14 | 2020-07-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of development of oil multilayer deposit |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011132231A (en) | 2013-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2442884C1 (en) | Method for development of high-viscosity and heavy oil with thermal action | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2483207C2 (en) | Development method of fractured high-viscosity oil deposit | |
| RU2504647C2 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2431744C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| CN112302605B (en) | Shale gas horizontal well subsection repeated fracturing method | |
| RU2555163C1 (en) | Method of high-viscosity oil field production with horizontal wells | |
| RU2145664C1 (en) | Method of developing fractured oil formation | |
| RU2287053C1 (en) | Method for thermal mine development of highly-viscous oil field by with branched wells | |
| RU2486335C1 (en) | Method of development for ultraviscous oil deposits with thermal influence | |
| RU2505668C1 (en) | Method of developing oil pool using horizontal multibranch wells | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
| CN112746830A (en) | Oil reservoir two-stage branch SAGD reservoir deep expansion oil extraction method | |
| RU2339806C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180730 |