RU2673498C1 - Method for development of high-viscosity oil or bitumen reserves with heat exposure - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: method for developing deposits of high-viscosity oil and bitumen under thermal effects includes the construction of a production well with a horizontal overburden in the reservoir, construction of an injection well with a horizontal open area located above the same section of the production well in the same formation, determination by geophysical studies of oil saturation in the zone of the producing well, depending on the oil saturation in the intervals with the least oil saturation, the injection of a waterproof composition, the injection of a coolant into the injection well and the selection of reservoir products from the production well. According to geophysical studies, in the injection and production wells, intervals with the lowest oil saturation are determined, into which a waterproof composition is pumped with a margin of 2 m on each side through the injection and production wells. As a waterproof composition, a gel-forming heat-resistant composition is used. After technological exposure for the setting of the waterproof composition, but before the injection of steam, the bores of the injection and production wells are freed from the remnants of this composition.EFFECT: elimination of the coolant breakthrough to the underlying formation water, an increase in the oil recovery factor, and the saving of energy resources.1 cl, 1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oils or bitumen under thermal influence.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ №2322576, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №11 от 20.04.2008), включающий бурение добывающей двухустьевой скважины, крепление ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в продуктивном пласте, размещение в полости скважины поршня с силовыми тягами, которые на устьях скважины соединены с приводным узлом, причем поршень выполнен с возможностью реверсивного движения в скважине, дополнительно бурят нагнетательную скважину с профилем, параллельным профилю добывающей скважины, крепят ее эксплуатационной колонной с перфорированным участком, расположенным в том же продуктивном пласте выше добывающей скважины, поршень устанавливают с возможностью взаимодействия непосредственно с эксплуатационной колонной добывающей скважины и реверсивного перемещения в ее пределах, скоростью перемещения поршня обеспечивают отбор вязкой нефти и битума со скоростью, превышающей скорость обратной фильтрации нефти из полости скважины перед движущимся поршнем в пласт, на силовых тягах, с обеих сторон поршня устанавливают глубинные датчики для контроля температуры и давления в процессе отбора продукции из добывающей скважины.A known method for the development of deposits of viscous oils and bitumen (RF patent No. 2322576, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 11 of 04/20/2008), including drilling a producing double-well well, securing it with a production string with a perforated section located in the reservoir placement of a piston with power rods in the well cavity that are connected to the drive unit at the wellheads, the piston being capable of reversing movement in the well, additionally drill an injection well with a profile parallel to the production profile the production well, it is secured by its production string with a perforated section located in the same reservoir above the production well, the piston is installed to interact directly with the production string of the production well and reverse movement within it, the speed of the piston provides the selection of viscous oil and bitumen at a speed exceeding the rate of reverse oil filtration from the well cavity in front of the moving piston into the reservoir, on power rods, on both sides of the piston poured depth sensors for temperature and pressure control in the selection of products from the production well.

Недостатками способа являются большая обводненность продукции из-за прорыва воды из нижележащего водоносного пласта в добывающую скважину, снижение пластового давления, затрудненный подъем жидкости на поверхность.The disadvantages of the method are the large water cut of the product due to the breakthrough of water from the underlying aquifer into the producing well, a decrease in reservoir pressure, and difficulty in raising the liquid to the surface.

Также известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии (патент РФ №2425969, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №11 от 10.08.2011), включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, в котором горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт.Also known is a method of developing deposits of highly viscous oils and bitumen under heat exposure (RF patent No. 2425969, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 11 of 08/10/2011), including the construction of a producing well with a horizontal exposed section in the reservoir, the construction of an injection wells with a horizontal uncovered section located above a similar section of a producing well in the same formation, pumping coolant into an injection well and selecting production from the producing well in which horizontal wells they are drilled in parallel in opposite directions with the placement of the face opposite the entrance of a horizontal nearby well into the formation.

Недостатками способа являются сложность регулирования самого процесса горения, а также потери углеводородов при его реализации.The disadvantages of the method are the difficulty of regulating the combustion process itself, as well as the loss of hydrocarbons during its implementation.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии (патент РФ №2527051, МПК Е21В 43/24, Е21В 33/138, опубл. Бюл. №24 от 27.08.2014) включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing deposits of highly viscous oils or bitumen under heat exposure (RF patent No. 2527051, IPC ЕВВ 43/24, ЕВВ 33/138, publ. Bull. No. 24 from 08/27/2014) including the construction of a mining wells with a horizontal open section in the reservoir, construction of an injection well with a horizontal open section located above a similar section of a production well in the same formation, injection of a heat carrier into an injection well and selection of products ktsii formation from the production well.

Недостатками способа является неравномерно формирование и расширения паровой камеры, за счет снижения объемов над изолированным участком. Изоляция смежных участков снижает охват пласта воздействием, что приводит к снижению дебита нефти и конечному извлечению нефти. Сложность применения метода на горизонтальных нагнетательных скважинах с обводненными интервалами, приводящее к большим затратам на прогрев пласта.The disadvantages of the method is the uneven formation and expansion of the steam chamber, due to the reduction of volumes over an isolated area. Isolation of adjacent areas reduces the impact of the reservoir, which leads to a decrease in oil production and the final recovery of oil. The complexity of applying the method to horizontal injection wells with waterlogged intervals, leading to high costs for heating the formation.

Техническими задачами данного способа являются повышение нефтеотдачи, снижение обводненности продукции, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.The technical objectives of this method are to increase oil recovery, reduce water cut, maintaining reservoir pressure and temperature in the wellbore.

Технические задачи решаются способом разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающим строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, по геофизическим исследованиям определение нефтенасыщенности в зоне добывающей скважины, в зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачку водонепроницаемого состава, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.Technical problems are solved by the method of developing deposits of high-viscosity oils and bitumen under heat exposure, including the construction of a production well with a horizontal open section in the reservoir, the construction of an injection well with a horizontal open section located above a similar section of the production well in the same layer, and geophysical studies to determine oil saturation in the zone of the producing well, depending on the oil saturation in the intervals with the lowest oil saturation download yu waterproof composition, injecting coolant into the injection well and the selection of formation of products from the production well.

Новым является то, что в нагнетательной и добывающей скважинах по геофизическим исследованиям определяют интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью, в которые закачивают водонепроницаемый состав с запасом 2 м с каждой стороны через нагнетательную и добывающую скважины, причем в качестве водонепроницаемого состава используют гелеобразующие термостойкие составы, после технологической выдержки для схватывания водонепроницаемого состава, но до закачки пара стволы нагнетательной и добывающей скважин освобождают от остатков этого состава.New is that in injection and production wells, according to geophysical studies, the intervals with the lowest oil saturation are determined in which a waterproof composition with a reserve of 2 m on each side is pumped through injection and production wells, and gelling heat-resistant compositions are used as a waterproof composition, after technological exposure to set the waterproof composition, but before the injection of steam, the trunks of the injection and production wells are freed from the remnants of this composition a.

На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины.The drawing shows a diagram of an implementation of a method for developing a tar oil deposit from a horizontal well.

Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.

В подошве продуктивном пласте 1 бурят одноустьевую или двухустьевую (не показана) горизонтальную добывающую скважину 2, через которую пойдет отбор продукции на расстоянии от уровня водонефтяного контакта (ВНК) как минимум 2-3 м. Далее бурят в одном направлении над добывающей скважиной 2 на расстоянии 5-7 м горизонтальную нагнетательную скважину 3, через которую будет производиться закачка теплоносителя, например - пара.A single well or double mouth (not shown) horizontal production well 2 is drilled at the bottom of the producing formation 1, through which production will be taken at a distance of at least 2-3 m from the oil-water contact (WOC) level. Then they will be drilled in one direction above production well 2 at a distance 5-7 m horizontal injection well 3, through which the coolant will be pumped, for example, steam.

В горизонтальной добывающей и нагнетательной скважинах 2 и 3 проводятся геофизические исследования, определяется пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. По параметру "нефтенасыщенность" учитываются зональные неоднородности. Исходя из данных исследований относительных фазовых проницаемостей по кернам, определяется критическая нефтенасыщенность, при которой будет наблюдаться поступление высокообводненной продукции. Выделяются интервалы 4 в скважинах, в которых нефтенасыщенность ниже установленного критического значения (определяется эмпирически). Производят закачку через нагнетательную скважину 3 в данные интервалы гелеобразующий термостойкий состав. После технологической выдержки для схватывания водонепроницаемого состава горизонтальные участки стволов нагнетательной 3 и добывающей 2 скважин освобождают от этого состава, удаляя остатки 5 (например, бурением, размыванием через гидромониторные насадки, выдавливанием на забой и т.п.). Производят закачку теплоносителя в нагнетательную скважину 3 и осуществляют после прогрева пласта 1 отбор продукции из добывающей скважины 2. Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2.In horizontal production and injection wells 2 and 3, geophysical surveys are carried out, porosity, permeability, and oil saturation are determined. The parameter "oil saturation" takes into account zonal inhomogeneities. Based on the data of studies of the relative phase permeabilities of the cores, the critical oil saturation is determined, at which the flow of highly watered products will be observed. Intervals 4 are distinguished in wells in which the oil saturation is below the established critical value (determined empirically). A gel-forming heat-resistant composition is injected through the injection well 3 into these intervals. After technological exposure to set the waterproof composition, horizontal sections of the shafts of the injection 3 and production 2 wells are freed from this composition, removing residues 5 (for example, by drilling, washing through hydraulic nozzles, extruding to the bottom, etc.). The coolant is injected into the injection well 3 and, after heating the formation 1, production from the producing well 2 is carried out. Heat from steam reduces the viscosity of heavy oil or bitumen, and promotes its advancement to the horizontal well of the producing well 2.

Изоляция интервалов 4 до закачки пара, через которые проходит добывающая и нагнетательная скважины 2 и 3, позволит снизить обводненность продукции и тем самым рационально использовать внутрипластовое давление в залежи, а также избежать снижения температуры в стволе скважины 2, что позволяет облегчить подъем продукции пласта 1 на поверхность из-за невысокой вязкости, уменьшить объемы закачки вытесняющего агента и увеличить площадь охвата воздействием.Isolation of intervals 4 to the injection of steam through which the producing and injection wells 2 and 3 passes will reduce the water cut of the product and thereby rationally use the in-situ pressure in the reservoir, as well as avoid lowering the temperature in the wellbore 2, which makes it easier to raise the production of formation 1 by surface due to low viscosity, reduce injection volumes of the displacing agent and increase exposure area.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которой определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for developing a hydrocarbon fluid reservoir was considered at the Ulanovsky uplift of the Novo-Elkhovsky field, the studies of which determined a site with the following geological and physical characteristics:

- глубина залегания - 148 м;- occurrence depth - 148 m;

- средняя общая толщина пласта - 30 м;- the average total thickness of the reservoir is 30 m;

- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;- oil saturated layer thickness - 18 m;

- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;- the value of the initial reservoir pressure is 0.9 MPa;

- начальная пластовая температура - 8°С;- initial reservoir temperature - 8 ° C;

- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м³;- the density of oil in reservoir conditions - 1.01 t / m ³ ;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 480140,5 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions - 480140.5 mPa⋅s;

- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions - 1.3 mPa⋅s;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм²;- the value of the average core permeability in the reservoir - 296 μm ² ;

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 д. ед.;- the value of the average core porosity in the reservoir is 0.16 units;

Выше уровня ВНК на 2 м в продуктивном пласте 1 (см. чертеж) бурят горизонтальную добывающую скважину 2 длиной горизонтального участка 250 м, через который пойдет отбор и контроль продукции. Далее бурят горизонтальную нагнетательную скважину 3 длиной 260 м, через которую будет производиться закачка пара. Расстояние между горизонтальными участками скважин 2 и 3 в среднем составило 5 м. По горизонтальных добывающей 2 и нагнетательной 3 скважинах проводят геофизические исследования, определяется пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. По параметру "нефтенасыщенность" учитываются зональные неоднородности. Исходя из данных исследований относительных фазовых проницаемостей по кернам, критическая нефтенасыщенность составила 0,35 д. ед. Был выделен один интервал 4 добывающей 2 и нагнетательной 3 скважинах, в которых нефтенасыщенность ниже установленного критического значения:Above 2 km in the reservoir 1 (see drawing), a horizontal production well 2 is drilled with a horizontal section of 250 m in length, through which production will be selected and controlled. Next, a horizontal injection well 3 is drilled 3 260 m long, through which steam will be injected. The distance between the horizontal sections of wells 2 and 3 averaged 5 m. Geophysical studies are carried out on horizontal producing 2 and injection 3 wells, and porosity, permeability, and oil saturation are determined. The parameter "oil saturation" takes into account zonal inhomogeneities. Based on data from studies of the relative phase permeability of the core samples, the critical oil saturation was 0.35 units. One interval 4 of producing 2 and injection 3 wells was identified in which the oil saturation is below the established critical value:

Для добывающей скважины 2 интервал 4 составил: 101,0-105,6 м (средняя нефтенасыщенность интервала 0,38 д. ед.).For production well 2, interval 4 was: 101.0-105.6 m (average oil saturation of the interval 0.38 d. Units).

Для нагнетательной скважины 3 интервал 4 составил: 133,4-140,6 м (средняя нефтенасыщенность интервала 0,36 д. ед.).For injection well 3, interval 4 was: 133.4-140.6 m (average oil saturation of the interval 0.36 units).

Производится обработка данных интервалов 4 через скважины 2 и 3 водорастворимым полиакриламидом (ПАА) ДР9-8177 с запасом 2 м с каждой стороны. В результате были изолированы интервалы:These intervals 4 are processed through wells 2 and 3 with water-soluble polyacrylamide (PAA) DR9-8177 with a margin of 2 m on each side. As a result, the intervals were isolated:

- для добывающей скважины 2 интервал 4 составил: 99,0-107,6 м;- for producing well 2, interval 4 was: 99.0-107.6 m;

- для нагнетательной скважины 3 интервал 4 составил: 131,4-142,6 м.- for injection well 3, interval 4 was: 131.4-142.6 m.

После технологической выдержки (24 ч) для состава горизонтальные участки стволов нагнетательной 3 и добывающих 2 скважин освобождают от остатков 5 состава - размыванием через гидромониторные насадки.After technological exposure (24 hours) for the composition, the horizontal sections of the shafts of the injection 3 and production 2 wells are freed from the remnants of the 5 composition - by washing through hydraulic nozzles.

Производят закачку пара по всему стволу горизонтальной нагнетательной скважины 3 температурой 210°С, сухостью 0,8 д. ед. в объеме 10000 тон до достижения температуры добываемой продукции пласта 1, до создания текучести высоковязкой нефти к забою добывающей скважины. После чего объем закачки пара снижают во избежание прорыва его в добывающую скважину 2 и для поддержания "паровой подушки".Steam is injected along the entire trunk of a horizontal injection well 3 with a temperature of 210 ° C and a dryness of 0.8 units. in the amount of 10,000 tons until the temperature of the produced products of the formation 1 is reached, before the high viscosity oil flows to the bottom of the producing well. After that, the steam injection volume is reduced in order to avoid breaking it into the production well 2 and to maintain the “steam cushion”.

Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до полной выработки прогретой зоны пласта 1.Heat from steam reduces the viscosity of heavy oil or bitumen, contributes to its advancement to the horizontal well bore 2. The steam is injected until the heated zone 1 is fully developed.

Благодаря данному способу разработки залежи высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии повышается нефтеотдача пласта, снижается обводненность продукции на 15%, уменьшаются объемы закачки вытесняющего агента на 12%, поддерживается пластовое давление, а также не снижается температура пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность.Thanks to this method of developing a reservoir of highly viscous oils or bitumen, thermal oil recovery increases, production water cut decreases by 15%, injection fluid displacement volumes decrease by 12%, reservoir pressure is maintained, and the temperature of the formation fluid heated from the coolant injection in the well does not decrease producing well, which facilitates its rise to the surface.

Изоляция водонасыщенных интервалов до закачки пара, через которые проходит добывающая и нагнетательная скважины, позволит снизить обводненность продукции и тем самым рационально использовать внутрипластовое давление в залежи, а также избежать снижения температуры в стволе добывающей скважины, что позволяет облегчить подъем продукции пласта на поверхность из-за невысокой вязкости, уменьшить объемы закачки вытесняющего агента и увеличить площадь охвата воздействием.The isolation of water-saturated intervals prior to steam injection through which the production and injection wells pass will reduce the water cut of the product and thereby rationally use the in-situ pressure in the reservoir, as well as avoid lowering the temperature in the production well bore, which makes it easier to raise the formation production to the surface due to low viscosity, reduce injection volumes of the displacing agent and increase exposure area.

Claims (1)

Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающий строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, по геофизическим исследованиям определение нефтенасыщенности в зоне добывающей скважины, в зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачку водонепроницаемого состава, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, отличающийся тем, что в нагнетательной и добывающей скважинах по геофизическим исследованиям определяют интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью, в которые закачивают водонепроницаемый состав с запасом 2 м с каждой стороны через нагнетательную и добывающую скважины, причем в качестве водонепроницаемого состава используют гелеобразующие термостойкие составы, после технологической выдержки для схватывания водонепроницаемого состава, но до закачки пара стволы нагнетательной и добывающей скважин освобождают от остатков этого состава.A method for developing deposits of high-viscosity oils and bitumen during thermal exposure, including the construction of a production well with a horizontal open section in the producing formation, the construction of an injection well with a horizontal open section located above a similar section of the production well in the same layer, geophysical studies determining the oil saturation in the producing zone wells, depending on oil saturation at intervals with the lowest oil saturation, injection of waterproof leaving, the coolant pumping into the injection well and the selection of formation products from the producing well, characterized in that in the injection and producing wells, the intervals with the lowest oil saturation are determined by geophysical studies, into which a waterproof composition is pumped with a margin of 2 m on each side through the injection and producing wells moreover, as a waterproof composition, gelling heat-resistant compositions are used, after technological exposure to set the waterproof with bet, but before steam injection barrels injection and production wells free of residues of this compound.

Images