RU2507388C1 - Method of extra-heavy oil and/or bitumen deposits development with help of inclined wells - Google Patents

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: proposed method comprises drilling ascending well section in oil hole with two exposed zones equipped with filters, filtration zone and steam injection zone and bottom located under roof at least 2 m, locating of production string with centralisers in said section for cyclic injection of heat carrier via them and oil string for oil extraction and before lowering said heat insulated string with pump, isolation of pipe space between filter and string, and locating the pump in oil string abode the filter in the boundaries of productive bed toe but under ascending section bottom. In compliance with this invention, identical design inclined wells are located at the angle to each other so that productive bed space accommodates one well steam injection zone is located above extraction zone of the other well by 5-10 m and 2-10 m lower then bed roof. Note here that spacing between adjacent inclined directed wells is kept equal to 30-100 m. Thick oil and bitumen are extracted with intermittent or continuous injection of steam and oil extraction.

EFFECT: higher efficiency.

2 cl, 1 ex, 1 tbl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума.The invention relates to the oil industry, in particular, to thermal methods for the production of highly viscous oil and / or bitumen.

Известен способ разработки и добычи высоковязкой нефти (пат. РФ №2436943, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.12.2011), включающий бурение в продуктивном пласте восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны теплоизолированных насосно-компрессорных труб для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, при этом забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка.A known method for the development and production of highly viscous oil (US Pat. RF No. 2436943, IPC ЕВВ 43/24, published on 12/20/2011), including drilling an upstream section of a well in a reservoir, placing in this section a column of heat-insulated tubing for cyclic coolant injection through them and the production casing with a pump for oil extraction, while the bottom hole of the ascending section is located below the roof for at least 2 m, the ascending section of the well is equipped with a filter with two open zones at the beginning and end of this section, and the annulus the space between the filter and the pipe string and between the exposed areas is isolated by a packer, while the pump is located in the production casing of the well above the filter within the bottom part of the reservoir, but below the bottom of the ascending section.

Недостатками данного способа являются низкий охват пласта паротепловым воздействием и низкий коэффициент извлечения нефти, так как в данном случае применяется единичная скважина, работающая в циклическом режиме отбора.The disadvantages of this method are the low coverage of the formation by heat and steam and a low coefficient of oil recovery, since in this case a single well operating in a cyclic mode of selection is used.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является циклический способ разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов (пат. РФ №2418945, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.05.2010), включающий бурение рядов наклонно-горизонтальных скважин, параллельных друг другу в горизонтальной плоскости, располагая устья скважин ряда в шахматном порядке. Способ реализуется следующим образом: закачку теплоносителя и добычу нефти производят циклически - по два этапа каждый цикл. На первом этапе цикла теплоноситель нагнетают в нечетные скважины каждого ряда, добычу нефти производят из четных скважин. Производят остановку закачки теплоносителя на время термопропитки коллектора. На втором этапе цикла теплоноситель нагнетают в четные скважины каждого ряда в течение времени, равного времени закачки теплоносителя на первом этапе. Добычу нефти производят из нечетных скважин. Производят остановку закачки теплоносителя на время термопропитки коллектора. Цикл повторяют, увеличивая, либо оставляя неизменным от цикла к циклу время закачки теплоносителя и добычи нефти. Недостатками данного способа являются:Closest to the technical nature of the proposed method is a cyclic method of developing high-viscosity oil and bitumen deposits (US Pat. RF No. 2418945, IPC ЕВВ 43/24, publ. 05/20/2010), including drilling rows of inclined horizontal wells parallel to each other in horizontal planes, positioning the wellheads of a row in a checkerboard pattern. The method is implemented as follows: the coolant is injected and oil is produced cyclically - in two stages each cycle. At the first stage of the cycle, the coolant is pumped into the odd wells of each row, oil is produced from even wells. The coolant is stopped during the heat treatment of the collector. In the second stage of the cycle, the coolant is pumped into even wells of each row for a time equal to the time of the coolant injection in the first stage. Oil is produced from odd wells. The coolant is stopped during the heat treatment of the collector. The cycle is repeated, increasing, or leaving unchanged from cycle to cycle, the time of pumping the coolant and oil production. The disadvantages of this method are:

- небольшой охват теплового воздействия на пласт по вертикали;- small coverage of thermal effects on the formation vertically;

- низкие темпы отбора высоковязкой нефти или битума вследствие непроизводительных затрат времени на термопропитку коллектора.- low rates of selection of highly viscous oil or bitumen due to unproductive time spent on thermal treatment of the reservoir.

Техническими задачами изобретения являются увеличение охвата тепловым воздействием залежи, темпов отбора высоковязкой нефти и/или битума, повышение коэффициента нефтеизвлечения высоковязкой нефти и/или битума.The technical objectives of the invention are to increase the thermal exposure of the reservoir, the rate of selection of high viscosity oil and / or bitumen, increase the oil recovery coefficient of high viscosity oil and / or bitumen.

Поставленная задача решается способом разработки месторождений высоковязкой нефти и/или битума с помощью наклонно направленных скважин, включающим бурение в продуктивном пласте восходящего участка скважины с двумя вскрытыми зонами, оборудованными фильтрами, в начале - зона фильтрации и конце - зона закачки пара, и забоем, расположенным ниже кровли не менее 2 м, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, изоляцию межтрубного пространства пакером между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами, а также расположение насоса в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка.The problem is solved by the method of developing highly viscous oil and / or bitumen deposits using directional wells, including drilling an upstream section of the well with two exposed zones equipped with filters in the reservoir, at the beginning - the filtration zone and at the end - the steam injection zone, and the bottom located below the roof not less than 2 m, placement in this section of the tubing string with centralizers for cyclic coolant injection through them and the production string with oil pump and before the descent of the string of pipes that are thermally insulated, the isolation of the annular space by the packer between the filter and the string of pipes and between the exposed areas, as well as the location of the pump in the production casing of the well above the filter within the bottom part of the reservoir, but below the bottom of the ascending section.

Новым является то, что одинаковые по конструкции наклонно направленные скважины располагают под углом друг к другу так, чтобы в пространстве продуктивного пласта зона закачки пара одной скважины находилась выше зоны отбора другой скважины на 5-10 м и ниже кровли пласта на 2-10 м, при этом при строительстве расстояние между соседними параллельными наклонно направленными скважинами выдерживают равным 30-100 м.What is new is that deviated directional wells of the same design are positioned at an angle to each other so that in the space of the productive formation the steam injection zone of one well is 5-10 m above the selection zone of the other well and 2-10 m below the formation roof, at the same time, during construction, the distance between adjacent parallel directional wells is maintained equal to 30-100 m.

Добычу высоковязкой нефти и/или битума можно вести в двух вариантах: циклическом и непрерывном режиме закачки пара и отбора продукции.The production of high-viscosity oil and / or bitumen can be carried out in two versions: cyclic and continuous mode of steam injection and production selection.

Предлагаемый способ за счет взаимного расположения скважин в продуктивном пласте позволяет повысить темп отбора нефти и увеличить коэффициент нефтеизвлечения.The proposed method due to the relative position of wells in the reservoir allows to increase the rate of oil extraction and increase the oil recovery coefficient.

На фиг.1 изображена схема взаимного расположения наклонно направленных скважин в разрезе нефтяного пласта, на фиг.2 изображены примеры (а и б) различных сеток разбуривания скважин.Figure 1 shows a diagram of the relative position of directional wells in the context of the oil reservoir, figure 2 shows examples (a and b) of various drilling networks.

Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.

Производится наклонное бурение ствола скважины 1 (фиг.1) под эксплуатационную колонну 2 до глубины ниже кровли 3 продуктивного пласта 4. Спускается эксплуатационная колонна 2, производится цементаж затрубного пространства. Меньшим диаметром долота производится бурение восходящего участка 5 ствола скважины по наклонно направленной восходящей траектории, при этом максимальный угол кривизны расположен в подошвенной части 6 продуктивного пласта 4, далее проводка восходящего участка 5 ствола 7 скважины ведется с углом подъема не менее 5-8° от подошвы 6 к кровле 3 с установкой забоя 8 скважины на расстоянии не менее 2-3 м по вертикали ниже кровли 3 продуктивного пласта 4. Производится спуск фильтра 9 с двумя вскрытыми зонами перфорации 10, 11 в конце и начале восходящего участка 7 скважины 1.The inclined drilling of the wellbore 1 (Fig. 1) is carried out under the production string 2 to a depth below the roof 3 of the productive formation 4. The production string 2 is lowered, the annulus is cemented. The smaller diameter of the bit is used to drill the ascending section 5 of the wellbore along an obliquely directed ascending path, while the maximum angle of curvature is located in the bottom part 6 of the productive formation 4, then the ascending section 5 of the wellbore 7 is drilled with an elevation angle of at least 5-8 ° from the bottom 6 to the roof 3 with the installation of the bottom 8 of the well at a distance of at least 2-3 m vertically below the roof 3 of the reservoir 4. Filter 9 is lowered with two open perforation zones 10, 11 at the end and beginning of the ascending 7 ASTK borehole 1.

Спускаются теплоизолированные НКТ 12, снабженные термостойким пакером 13, разобщающим фильтр 9 скважины с двумя вскрытыми зонами 10, 11 которые расположены в начале и конце этого участка 5. Выше вскрытой зоны перфорации 10, но ниже зоны перфорации 11 спускается электроцентробежный насос 14 на НКТ.Heat-insulated tubing 12 is lowered, equipped with a heat-resistant packer 13, separating the well filter 9 with two open zones 10, 11 which are located at the beginning and end of this section 5. Above the open perforation zone 10, but below the perforation zone 11, the electric centrifugal pump 14 on the tubing descends.

По определенной сетке (фиг.2) бурятся скважины аналогичной конструкции 1,1',1",1"', при этом зоны 8,8',8", 8'" нагнетания пара скважин располагаются соответственно над зонами отбора 10",10, 10"',10' каждой из скважин.Wells of a similar design 1,1 ', 1 ", 1"' are drilled according to a certain grid (Fig. 2), while the zones of 8.8 ', 8 ", 8'" of steam injection are located above the selection zones 10 ", 10, respectively , 10 ", 10 'of each of the wells.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

На участке залежи высоковязкой нефти в пласте 4 пробурили скважину 1 с восходящим участком 5. Осуществили ее обустройство. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытого пласта 4. На основании изученных и уточненных коллекторских свойств была построена стационарная геологическая модель пласта 4. Участок разработки залежи, на котором была смоделирована заявляемая технология, имеет геометрические размеры 200×100×15 м. Средняя толщина пласта равна 15 м.A well 1 with an upstream section 5 was drilled in a highly viscous oil reservoir in formation 4. It was arranged. The reservoir and thermal properties of the discovered reservoir were refined 4. Based on the studied and refined reservoir properties, a stationary geological model of the reservoir was constructed 4. The reservoir development area on which the claimed technology was simulated has a geometric dimension of 200 × 100 × 15 m. The average thickness of the reservoir is 15 m

Пробурили вторую скважину 16, восходящий участок с зоной закачки пара 15 расположили над зоной фильтрации 10 первой скважины 1. выше на 8 м и ниже кровли пласта на 6 м.The second well 16 was drilled, the ascending section with the steam injection zone 15 was located above the filtration zone 10 of the first well 1. Higher by 8 m and below the top of the formation by 6 m.

В наклонно направленные скважины 1,16 обеспечили подачу пара. После прогрева и начала создания паровой камеры в скважине 1 начали отбор жидкости насосом 14.In directional wells 1.16 provided steam. After warming up and the creation of the steam chamber in the well 1 began, the selection of liquid by the pump 14 began.

Для базы сравнения был рассчитан вариант с использованием одиночной циклической наклонно горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 200 м. Результаты расчетов показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 8%, полученный по модели максимальный дебит нефти составил 19 т/сут против 15 т/сут.For the comparison base, the option was calculated using a single cyclic directional horizontal well with a horizontal well length of 200 m. The calculation results showed that the proposed method is more efficient: the maximum oil recovery coefficient is 8% more, the maximum oil production rate obtained by the model was 19 t / day against 15 t / day.

Другие варианты использования предлагаемого способа отображено в таблице 1Other options for using the proposed method is shown in table 1

ВариантOption Длина горизонтального ствола скважины, мThe length of the horizontal wellbore, m Расстояние между зоной закачки па-ра и зоной фильтрации, мDistance between pa-pa injection zone and filtration zone, m Расстояние между зоной закачки па-ра и кровлей пласта, мThe distance between the injection zone of the pa-pa and the roof of the reservoir, m Дебит скважины,
т/сутWell production rate
t / day Дебит скважины базового варианта,
т/сутThe production rate of the base case well,
t / day Увеличение коэффициента нефте-извлечения (ΔК_ни) относительно базового варианта, %The increase in oil recovery coefficient (ΔK _neither ) relative to the base case,% 1one 160160 55 22 1212 99 55 22 180180 77 55 1717 1212 77 33 210210 1010 1010 2323 1717 99

В отличие от применения технологии циклической закачки пара в одну наклонно направленную скважину, предлагаемый способ за счет применения непрерывной закачки пара и отбора жидкости, а также особого взаимного расположения скважин позволяет повысить темп отбора нефти на 3-6 т/сут и увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 5-9%.In contrast to the application of the technology of cyclic steam injection into one directional well, the proposed method, due to the use of continuous steam injection and fluid withdrawal, as well as the special mutual arrangement of the wells, makes it possible to increase the rate of oil extraction by 3-6 tons / day and increase the oil recovery coefficient by 5 -9%.

Claims (2)

1. Способ разработки месторождений высоковязкой нефти и/или битумов с помощью наклонно направленных скважин, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины с двумя вскрытыми зонами, оборудованными фильтрами, зоной фильтрации и зоной закачки пара и забоем, расположенным ниже кровли не менее 2 м, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, изоляцию межтрубного пространства пакером между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами, а также расположение насоса в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка, отличающийся тем, что одинаковые по конструкции наклонно направленные скважины располагают под углом друг к другу так, чтобы в пространстве продуктивного пласта зона закачки пара одной скважины находилась выше зоны отбора другой скважины на 5-10 м и ниже кровли пласта на 2-10 м, при этом при строительстве расстояние между соседними параллельными наклонно направленными скважинами выдерживают равным 30-100 м.1. A method of developing high-viscosity oil and / or bitumen deposits using directional wells, including drilling an upstream section of a well with two open areas equipped with filters, a filtration zone and a steam injection zone and a bottom located at least 2 m below the roof in a productive wellbore, placement in this section of the tubing string with centralizers for cyclic injection of coolant through them and the production string with a pump for oil extraction and before lowering the pipe string they are thermally insulated, the isolation of the annular space by the packer between the filter and the pipe string and between the exposed zones, as well as the location of the pump in the production casing of the well above the filter within the bottom part of the reservoir, but below the bottom of the ascending section, characterized in that the directional wells are identical in design positioned at an angle to each other so that in the reservoir space the steam injection zone of one well is 5-10 m or lower above the selection zone of another well the roof of the formation by 2-10 m, while during construction the distance between adjacent parallel directional wells is maintained equal to 30-100 m 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку пара и отбор продукции ведут в непрерывном режиме. 2. The method according to claim 1, characterized in that the steam injection and product selection are carried out in a continuous mode.

Images