RU2663524C1 - Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil industry. Method of developing a reservoir of high-viscosity oil with water-saturated zones includes the construction of horizontal production and higher injection wells with the installation of casing strings, injection of a displacing agent with a specific gravity below the specific gravity of the formation water into the injection well and the selection of products from the production well, conducting studies to determine the water-saturated zones adjacent to the production well, and then in the casing adjacent to the aquiferous zones of this well, they consistently overlap these zones by filling from the face to the mouth with a waterproofing composition that breaks down under a certain influence, followed by technological aging. Prior to the research, the heat carrier in the form of a vapor with a temperature of not less than 180 °C is pumped into both wells until a steam chamber is formed. Geophysical studies are conducted before the selection of products in the form of removing the thermogram along the wellbore of the producing well to determine at least one water-saturated zone with a lowered warm-up temperature. After determining these zones closer than 5 m to the mouth of the detected zones, a through-packer is installed in the production well, through which a heat-resistant waterproofing compound is injected, which is destroyed by the action of hydrochloric acid. After pumping, the packer is muffled. In operation after the establishment of a stable thermohydrodynamic connection between the wells, characterized by an increase in the temperature of the produced liquid, as well as by increasing the thermogram along the wellbore, the packer is drilled, and the waterproofing composition is destroyed by the action of hydrochloric acid, after which the production well is again operated in the selection mode.EFFECT: expansion of functionality due to the stability of the waterproofing composition at temperatures above 180 °C, an increase in the efficiency of submersible well pumps due to the presence of a cut off packer that prevents the waterproofing composition from entering the pump inlet while reducing material costs.1 cl, 1 dwg, 1 ex

Description

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

Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU №2578134, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2016), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%, после чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.A known method of developing an oil reservoir in fractured reservoirs with oil-water zones (patent RU No. 2578134, IPC ЕВВ 43/20, publ. Bull. No. 8 of 03.20.2016), including the construction of vertical wells, the determination of fracture zones or decompression of the reservoir opened in each well and oil-saturated compacted interlayers, drilling production horizontal wells in oil-saturated compacted interlayers below the formation roof at a distance of 2-5 m and above the oil-water contact at a distance of at least 10 m, isolation of the above zones on both sides ceramics with the installation of controlled valves between them, injection of a displacing agent into injection wells and oil extraction through production wells to achieve a water cut of produced oil of more than 75%, after which periodic horizontal injection of viscous viscous compositions resistant to water erosion with open controlled valves up to increasing injection pressure from the initial one by 30-50%, but not exceeding the crack opening pressure of the reservoir, so that the reservoir pressure is aligned in the horizon cial bore of the production well and ensure uniform displacement of oil from the pores of the reservoir from the bottom up in the section bottom water.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки высоковязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.The disadvantages of this method are the narrow scope, since it is impossible to use in thermal methods for the development of high-viscosity oil due to the instability of waterproofing compositions, incomplete impact on the reservoir, limited by the interval between two packers, the high cost of packers with controlled valves.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, причем в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.The closest in technical essence is the way to develop deposits of highly viscous oil and / or bitumen with water-oil zones (patent RU No. 2522369, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 19 dated 07/10/2014), including the construction of horizontal production and upstream injection wells with casing installation, injection of a displacing agent with a specific gravity lower than the specific gravity of produced water into an injection well and selection of products from a producing well, and a coolant with a temperature of not less than 80 ° C, and before the operation of the wells, studies are carried out to determine the aquifers adjacent to the producing well, after which the casing adjacent to the aquifers of this well is successively filled from the bottom to the mouth with a water-insulating composition that collapses when the stability temperature of the given composition is exceeded, which is selected below the temperature of the coolant, after technological exposure of the insulating composition of the well is put into operation in the normal mode.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, с учетом того что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии при превышении температуры стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также во время эксплуатации погружным насосом происходит частичный вынос некоторого количества водоизолирующего состава и отложение его на элементах насоса, в результате снижается эффективность водоизоляционных работ, также снижается производительность насоса вплоть до полного отказа.The disadvantages of this method are the narrow scope, given the fact that the water-insulating composition is destroyed by thermal exposure when the stability temperature of the composition is exceeded, which can be easily achieved when producing highly viscous oil with injection of high-temperature steam (more than 180 ° C), also during operation by submersible the pump partially removes a certain amount of the water-insulating composition and deposits it on the pump elements, as a result, the effectiveness of water insulation works decreases, pump performance is also reduced up to a complete failure.

Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта и увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса.The technical objectives of the proposed method are to expand the functionality due to the stability of the water-insulating composition at high temperatures (at least 180 ° C), reducing material costs due to unproductive operation of water-saturated zones of the reservoir and increasing the efficiency of submersible borehole pumps by eliminating the ingress of water-insulating composition to the input pump.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой.The problem is solved by the method of developing a highly viscous oil deposit with water-saturated zones, including the construction of a horizontal production and upstream injection wells with casing, injection of a displacing agent with a specific gravity below the specific gravity of produced water into the injection well and selection of products from the production well, determination of water-saturated zones adjacent to the producing well, after which in the casing adjacent to the aquifers wells produce consistent overlap of these zones filling from the bottom to the mouth of the water shutoff composition degrade under certain impact, with the subsequent exposure process.

Новым является то что перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры, геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева, после чего ближе не менее 5 м к устью относительно выявленных зон устанавливают в добывающей скважине проходной пакер, через который закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты, после чего пакер заглушают, при эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, пакер разбуривают, а водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора.The new one is that prior to research, a heat carrier in the form of steam with a temperature of at least 180 ° C is pumped into both wells until a steam chamber is formed, geophysical studies are carried out before taking products in the form of a thermogram along the wellbore to determine at least one water-saturated zone with a low heating temperature and then closer than at least 5 m to the mouth relative to the identified zones, a passage packer is installed in the production well through which heat-resistant water-insulating water is pumped tav, which is destroyed by the action of hydrochloric acid, after which the packer is drowned out, during operation after establishing a stable thermo-hydrodynamic connection between the wells, characterized by an increase in the temperature of the produced fluid, as well as an increase in the thermogram along the wellbore, the packer is drilled, and the waterproofing composition is destroyed by the action of hydrochloric acid the producing well is again operated in the selection mode.

На чертеже изображена схема расположения нагнетательной и добывающих скважин с прилегающей водонасыщенной зоной в разрезе нефтяного пласта.The drawing shows a location diagram of injection and production wells with an adjacent water-saturated zone in the context of an oil reservoir.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной добывающей скважины 1 и нагнетательной скважины 2, расположенной выше и параллельно добывающей скважине, установку обсадных колонн с щелями - щелевыми фильтрами (на чертеже не показаны), прогрев пласта закачкой пара температурой не менее 180°С в обе скважины 1 и 2 с созданием паровой камеры. Причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 2 - 8,3-8,6 т/м и для добывающей скважины 1 - 6,4-6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва пласта. После этого проводят геофизические исследования со снятием термограммы вдоль ствола добывающей скважины 1 для определения как минимум одной водонасыщенной зоны 3 с пониженной температурой прогрева, после чего ближе не менее 5 метров к устью относительно выявленных зон перед закачкой водоизолирующего состава 4 устанавливают в добывающей скважине 1 проходной пакер 5 (например, см. патенты ПМ RU №№164723,130624 и т.п.). Через пакер 5 закачивают термостойкий водоизолирующий состав 4, разрушаемый под действием соляной кислоты, после чего пакер 5 заглушают. В качестве водоизолирующего состава 4, например, могут использоваться высокопрочные, температуроустойчивые, гелеобразующие композиции на базе биополимера гуары. После технологической паузы на время гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину 2 в режиме закачки теплоносителя (пара), а добывающую - 1 в режиме отбора продукции. После установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 1 и 2, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины 1, пакер 5 разбуривают, а водоизолирующий состав 4 разрушают воздействием соляной кислоты. После чего добывающую скважину 1 опять эксплуатируют в режиме отбора.A method for developing a highly viscous oil reservoir with water-saturated zones involves constructing a horizontal producing well 1 and an injection well 2 located above and parallel to the producing well in the reservoir, installing casing strings with slots — slotted filters (not shown in the drawing), heating the formation by injecting steam with a temperature not less than 180 ° C in both wells 1 and 2 with the creation of a steam chamber. Moreover, the steam flow rate per linear meter of the filter part of the horizontal well is 2–8.3-8.6 t / m for the injection well and 1–6.6-6.6 t / m for the producing well at a pressure not exceeding the pressure hydraulic fracturing. After that, geophysical studies are carried out with the removal of a thermogram along the wellbore of the producing well 1 to determine at least one water-saturated zone 3 with a reduced heating temperature, after which it is closer than 5 meters to the mouth relative to the identified zones before installing the water-insulating composition 4 and install 1 pass-through packer in the production well 5 (for example, see patents PM RU No. 164723,130624, etc.). A heat-resistant water-insulating composition 4, which is destroyed by hydrochloric acid, is pumped through the packer 5, after which the packer 5 is drowned. As the water-insulating composition 4, for example, high-strength, temperature-resistant, gel-forming compositions based on guar biopolymer can be used. After a technological pause for the period of gelation, they begin to operate injection well 2 in the mode of pumping coolant (steam), and production - 1 in the mode of production selection. After establishing a stable thermohydrodynamic connection between wells 1 and 2, characterized by an increase in the temperature of the produced fluid, as well as an increase in the thermogram along the wellbore 1, the packer 5 is drilled, and the water-insulating composition 4 is destroyed by the action of hydrochloric acid. After which the production well 1 is again operated in the selection mode.

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.

На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 93 м, коллектор представлен неоднородными пластами толщиной 15-20 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м³, вязкостью 22000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую 1 и нагнетательную 2 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 765 м. Провели прогрев пласта закачкой пара температурой 200°С в обе скважины 1 и 2 с созданием паровой камеры, при этом в верхнюю нагнетательную скважину 2 закачали объем пара 6518 тонн со среднесуточным расходом 100 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 1 закачали объем пара 4794 тонн со среднесуточным расходом 80 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 19 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 1 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований определили, что ниже глубины 640 м находится водонасыщенная зона 3 с пониженной температурой прогрева, после чего на глубине 625 м установили проходной пакер 5, и через него закачали водоизолирующий состав 4 в объеме 6 м³, заполняющий пространство фильтра от забоя до пакера 5. После этого спустили электроцентробежный насос - ЭЦН (не показан) на глубину 368 м и начали отбор продукции, обводненность составила 91%, дебит по нефти - 11,7 т/сут. После 5 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 1 и 2, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины 1, удалили пакер 5 разбуриванием и провели обработку соляной кислотой для разрушения водоизолирующего состава 4. После повторного запуска добывающей скважины 1 в добычу дебит по нефти изначально снизился до 3 т/сут, но далее в течении месяца увеличился до 18 т/сут. В ходе технического обслуживания ЭЦН на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава не обнаружено.At the Ashalchinskoye super-viscous oil field, located at a depth of 93 m, the reservoir is represented by heterogeneous formations 15-20 m thick with the presence of water-saturated zones, reservoir temperature of 8 ° C, pressure of 0.5 MPa, oil saturation of 0.7 units, porosity of 30% , with a permeability of 2.65 μm ² , a density of bitumen under reservoir conditions of 960 kg / m ³ , a viscosity of 22,000 mPa, a pair of horizontal wells were drilled: producing 1 and injection 2 at a distance of about 5 m from each other, 765 m long. The formation was heated by injection 200 ° C steam in both wells 1 and 2 with the creation of a steam chamber, while a volume of steam of 6,518 tons with an average daily flow rate of 100 tons / day was pumped into the upper injection well 2, a volume of 4,794 tons of steam was pumped into the lower production well 1 with an average daily flow rate of 80 tons / day. Then, after exposure to thermocapillary impregnation for 19 days, thermobarometric measurements were carried out in production well 1 by means of geophysical studies. According to the results of these studies, it was determined that a water-saturated zone 3 with a lower heating temperature is located below a depth of 640 m, after which a packer 5 was installed at a depth of 625 m, and a water-insulating composition 4 was pumped through it in a volume of 6 m ³ , filling the filter space from the bottom to packer 5. After that they lowered the electric centrifugal pump - ESP (not shown) to a depth of 368 m and began the selection of products, water cut was 91%, oil flow rate - 11.7 tons / day. After 5 months of operation and the establishment of a stable thermohydrodynamic connection between wells 1 and 2, characterized by an increase in the temperature of the produced fluid, as well as an increase in the thermogram along the wellbore 1, the packer 5 was drilled and treated with hydrochloric acid to destroy the water-insulating composition 4. After the restart of the producing well 1, oil production rate initially decreased to 3 tons / day, but then during the month it increased to 18 tons / day. During maintenance of the ESP, no water-insulating composition deposits were found on its structural elements.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (выше 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта и увеличить эффективность работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса.The proposed method for developing a reservoir of high-viscosity oil with water-saturated zones allows you to expand functionality due to the stability of the water-insulating composition at high temperatures (above 180 ° C), reduce material costs due to unproductive operation of water-saturated zones of the reservoir and increase the efficiency of submersible borehole pumps due to the presence of a shut-off packer, excluding hit of the waterproofing composition at the pump inlet.

Claims (1)

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой, отличающийся тем, что перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры, геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева, после чего ближе не менее 5 м к устью относительно выявленных зон устанавливают в добывающей скважине проходной пакер, через который закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты, после чего пакер заглушают, при эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, пакер разбуривают, а водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора.A method for developing a reservoir of high-viscosity oil with water-saturated zones, including the construction of horizontal production and upstream injection wells with casing, injection of a displacing agent with a specific gravity below the specific gravity of produced water into the injection well and selection of products from the production well, studies to determine water-saturated zones adjacent to the production well, and then in the casing adjacent to the aquifers of this well, produce the following complete overlapping of these zones by filling from the bottom to the mouth with a water-insulating composition that collapses under a certain impact, followed by technological exposure, characterized in that before the study, the coolant in the form of steam with a temperature of at least 180 ° C is pumped into both wells until a vapor chamber is formed, geophysical studies are carried out before selecting products in the form of taking a thermogram along the wellbore to determine at least one water-saturated zone with a low heating temperature, after it is closer than at least 5 m to the mouth relative to the identified areas, a passage packer is installed in the production well, through which a heat-resistant water-insulating composition is destroyed, which is destroyed by the action of hydrochloric acid, after which the packer is drowned out, when operating after establishing a stable thermo-hydrodynamic connection between the wells, characterized by an increase in the temperature of the produced liquids, as well as increasing the thermogram along the wellbore, the packer is drilled, and the waterproofing composition is destroyed by the action of hydrochloric acid you, after which production well again operate in the selection mode.

Images