RU2669967C1

RU2669967C1 - Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well

Info

Publication number: RU2669967C1
Application number: RU2017142537A
Authority: RU
Inventors: Азат Тимерьянович Зарипов; Дамир Камилевич Шайхутдинов; Руслан Ильдарович Хафизов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2017-12-05
Filing date: 2017-12-05
Publication date: 2018-10-17

Abstract

FIELD: mining.SUBSTANCE: invention relates to the field of mining and can be used to develop deposits of hydrocarbon fluids, particularly in the production of high-viscosity oil and natural bitumen with a high gas factor. In the method for developing a deposit of bituminous oil from a horizontal well, which includes exploration of a deposit to identify areas with gas caps, the construction of a horizontal well under the gas cap with the opening of the reservoir, drilling appraisal wells above the horizontal well with the opening of the gas cap, descent into the horizontal well tubing, cyclic feeding of water vapor along the tubing with expectation of thermocapillary impregnation and selection of well production, preliminary determine the presence of dome-shaped uplifts in which gas caps are located, horizontal wells are built under these uplifts, a couple of appraisal wells drilled along the axis of the horizontal well beyond its limits at a distance that allows to isolate the space of the gas cap above the horizontal well, before injecting steam into the horizontal well, fillers are pumped into the evaluation wells to isolate the space of the gas cap above the horizontal well.EFFECT: exclusion of breakthrough of the coolant into gas caps, reduction of energy and material costs for heating up the reservoir.1 cl, 2 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором.The invention relates to the field of mining and can be used to develop deposits of hydrocarbon fluids, in particular in the production of highly viscous oil and natural bitumen with a high gas factor.

Известен (заявка РФ №2007122922/03, Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008) способ разработки и добычи высоковязкой нефти, включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через насосно-компрессорные трубы (НКТ) верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости - через НКТ нижнего горизонтального.There is a known (application of the Russian Federation No. 2007122922/03, ЕВВ 43/24, publ. 12/27/2008) method for the development and production of highly viscous oil, including drilling a horizontal floor well with two horizontal shafts in the same vertical plane, while the horizontal shank windows are located in oil-saturated formation at a distance of 8-10 m from each other, and the displacement of viscous oil or bitumen is carried out using the coolant injection. Horizontal trunks are drilled along an ascending path and are placed towards the domed part of the reservoir, the bottom of each trunk is located above the cut-out window. The coolant is pumped through tubing of the upper horizontal wellbore, and the fluid is taken through the lower horizontal tubing.

Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизотальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Необходимость бурения двух горизонтальных стволов скважины ограничивает выбор разрабатываемого участка по толщине продуктивного пласта. Недостатком этого способа также является невозможность исследований месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что ведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку.The disadvantages of this method are the high cost of drilling a horizontal horizontal well with the placement of two horizontal shafts in one vertical plane, the complexity of the installation of lowered equipment. The need to drill two horizontal boreholes limits the choice of the developed section by the thickness of the reservoir. The disadvantage of this method is the impossibility of field studies to highlight areas with gas caps, which leads to suboptimal injection of steam (coolant) and, as a result, significant energy costs and reduce heating and production of highly viscous oil, since when injecting steam into an injection well Large heat loss will occur due to steam leakage into the gas cap.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (Патент РФ №2626500, Е21В 43/24, Е21В 7/04 опубл. в бюл. №22 от 28.07.2017), включающий строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб-НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства скважины проводят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину. В качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ.The closest in technical essence to the proposed method is a method of thermal displacement of oil from a horizontal well (RF Patent No. 2626500, ЕВВ 43/24, ЕВВ 7/04 publ. In Bulletin No. 22 of 07/28/2017), including the construction of a horizontal well with an opening productive formation, descent of tubing-tubing, tubing, coolant supply through tubing and selection of well production. Prior to the start of well construction, field studies are carried out to identify areas with gas caps. An appraisal well is drilled above a horizontal well with a gas cap opening. A horizontal well is located under the gas cap. During construction, pressure and temperature control devices are installed in the wells. An inert gas is used as a working agent for the appraisal well, which is injected into the gas cap, observing the condition that the pressure in the gas cap should be 5-20% higher than the pressure of the working agent injected into the horizontal well. As a working agent for a horizontal well, water vapor is used, which is injected cyclically, combined with the expectation of thermocapillary impregnation and subsequent selection of products by tubing.

Недостатком этого способа является прорыв закачиваемого инертного газа к забою добывающей скважины, приводящий к снижению показателей добычи. Наличие газонасыщенного интервала над горизонтальной скважиной будет снижать эффективность распространения паровой камеры и прогрев продуктивного пласта за счет утечки пара в газовую шапку.The disadvantage of this method is the breakthrough of the injected inert gas to the bottom of the producing well, leading to a decrease in production rates. The presence of a gas-saturated interval above a horizontal well will reduce the efficiency of the vapor chamber distribution and heating of the reservoir due to steam leakage into the gas cap.

Техническими задачами предлагаемого способа разработки залежи битуминозной нефти являются снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет изоляции с двух сторон газовой шапки над горизонтальной скважиной наполнителем и исключения отвода тепла из пространства пласта над горизонтальной скважиной, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН), а также контроль распространения теплового воздействия по битуминозной залежи.The technical objectives of the proposed method for the development of bituminous oil deposits are to reduce the cost of heating the reservoir by isolating the filler on both sides of the gas cap above the horizontal well and eliminating heat removal from the reservoir space above the horizontal well, which together leads to savings in energy resources and an increase in the recovery coefficient oil (CIN), as well as control of the distribution of heat through the tar deposit.

Технические задачи решаются способом разработки битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающим исследование месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, строительство горизонтальной скважины под газовой шапкой с вскрытием продуктивного пласта, бурение оценочных скважин над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, спуск в горизонтальную скважину насосно-компрессорных труб - НКТ, циклическую подачу водяного пара по НКТ с ожиданием термокапиллярной пропитки и отбор продукции скважины.Technical problems are solved by the method of developing bituminous oil from a horizontal well, including field research to identify areas with gas caps, building a horizontal well under a gas cap with opening a productive layer, drilling appraisal wells above a horizontal well with a gas cap opening, and launching a pump compressor pipes - tubing, cyclic supply of water vapor through the tubing with the expectation of thermocapillary impregnation and selection of well production.

Новым является то, что предварительно определяют наличие куполообразных поднятий, в которых располагаются газовые шапки, горизонтальные скважины строят под этими поднятиями, пару оценочных скважин бурят по оси горизонтальной скважины за ее пределами на расстоянии, позволяющем изолировать пространство газовой шапки над горизонтальной скважиной, перед закачкой пара в горизонтальную скважину в оценочные скважины закачивают наполнитель для изоляции пространства газовой шапки над горизонтальной скважиной.What is new is that they preliminarily determine the presence of dome-shaped elevations in which gas caps are located, horizontal wells are built under these uplifts, a pair of appraisal wells are drilled along the axis of the horizontal well beyond its boundaries at a distance that allows isolating the space of the gas cap above the horizontal well before steam injection filler is pumped into a horizontal well in appraisal wells to isolate the gas cap space above the horizontal well.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины.In FIG. 1 shows a diagram of a method for developing a tar oil deposit from a horizontal well.

На фиг. 2 изображено сечение А-А фиг. 1In FIG. 2 shows a section AA of FIG. one

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

Исследуют пласт 1 (фиг. 1) для выделения участков с наличием газовых шапок 2 с применением промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Определяют наличие куполообразных поднятий 3 (фиг. 1 и 2), под которыми располагаются газовые шапки 2. Горизонтальную скважину 4 строят под одним куполообразном поднятием 3 с вскрытием продуктивного пласта 1. Пару оценочных скважин 5 и 6 (фиг. 1) бурят по оси горизонтальной скважины 4 за ее пределами на расстоянии, позволяющем изолировать пространство газовой шапки 2 над горизонтальной скважиной 4. После вскрытия оценочными скважинами 5 и 6 газовой шапки 2 перед закачкой пара в горизонтальную скважину 4 в скважины 5 и 6 закачивают наполнитель (например, набухающий гель, глинистый раствор, цементный раствор и т.п.) для изоляции пространства газовой шапки 2 над горизонтальной скважиной 4. Поскольку до прогрева залежи 1 проницаемость пласта 1 в нефтенасыщенной зоне гораздо меньше, чем в газовой шапке 2, то наполнитель будет заполнять пространство в газовой шапке 2, вытесняя газ из участка газовой шапки 2 в районе оценочных скважин 5 и 6 и изолируя пространство газовой шапки 2, расположенной над горизонтальной скважиной 4. В горизонтальную скважину 4 спускают колонну НКТ 7, по которой производят циклическую подачу водяного пара с ожиданием термокапиллярной пропитки (время термокапиллярной пропитки определяют эмпирическим путем), и отбирают продукцию пласта 1, например, глубинно-насосным оборудованием (на фигуре не показано). Закачивают по НКТ 7 пар в скважину 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 не больше давления гидроразрыва пласта 1, не допуская утечки закачиваемого пара через кровлю пласта 1 в газовую шапку 2 благодаря наличию наполнителя, отсекающего газовую шапку 2 над горизонтальной скважиной 4. Контроль за процессами закачки пара и отбора продукции пласта 1 через скважину 4 ведут при помощи устройств контроля давления и температуры 10 (фиг. 1 и 2), наблюдательных скважин (на фигурах не показаны) или аэрофотосъемки. Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторяются до максимального извлечения из пласта 1 высоковязкой нефти.Explore layer 1 (Fig. 1) to identify areas with the presence of gas caps 2 using field-geophysical methods, such as pulsed neutron-neutron logging. Determine the presence of dome-shaped elevations 3 (Fig. 1 and 2), under which there are gas caps 2. A horizontal well 4 is built under one dome-shaped elevation 3 with the opening of the reservoir 1. A pair of appraisal wells 5 and 6 (Fig. 1) are drilled along the horizontal axis well 4 beyond its borders at a distance that allows isolating the space of the gas cap 2 above the horizontal well 4. After opening the gas cap 2 with the appraisal wells 5 and 6, before filling steam into the horizontal well 4, filler is pumped into the wells 5 and 6 (for example p, swelling gel, clay mud, cement mortar, etc.) to isolate the space of gas cap 2 above the horizontal well 4. Since the permeability of reservoir 1 in the oil-saturated zone is much lower than in gas cap 2 before heating up reservoir 1, the filler will be fill the space in the gas cap 2, displacing the gas from the section of the gas cap 2 in the region of the appraisal wells 5 and 6 and isolating the space of the gas cap 2 located above the horizontal well 4. A tubing string 7 is lowered into the horizontal well 4, through which klicheskuyu supplying steam to the expectation Thermocapillary impregnation (impregnation time Thermocapillary determined empirically), and the product reservoir 1 is taken, for example, downhole pumping equipment (not shown in the figure). 7 pairs are pumped through the tubing into the well 4 at a pressure in the bottom-hole zone of the well 4 not higher than the hydraulic fracturing pressure of the formation 1, preventing leakage of the injected steam through the roof of the formation 1 into the gas cap 2 due to the presence of a filler cutting off the gas cap 2 above the horizontal well 4. Control steam injection and production of formation 1 through a well 4 are conducted using pressure and temperature control devices 10 (Figs. 1 and 2), observation wells (not shown in the figures) or aerial photography. The cycles of steam injection, thermocapillary impregnation and oil recovery are repeated until maximum viscosity oil is extracted from reservoir 1.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которого определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:The proposed method for developing a hydrocarbon fluid reservoir was considered at the Ulanovskoye uplift of the Novo-Elkhovskoye field, the study of which identified 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 - 48140,5 мПа⋅с;- coefficient of dynamic viscosity of oil in reservoir conditions - 48140.5 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;

- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;- the average thickness of the gas cap in the developed section is 7 m;

- давление в газовой шапке составляет - 0,9 Мпа.- the pressure in the gas cap is - 0.9 MPa.

Исследуют пласт 1 (фиг. 1) для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 65%. Определяют наличие куполообразных поднятий 3 (фиг. 1 и 2), под которыми располагаются газовые шапки 2. Под куполообразным поднятием 3 выше уровня водонефтяного контакта 11 (ВНК) на 7 м построили пароциклическую горизонтальную скважину 4 (фиг. 1) с длинной горизонтального участка 270 м. Оценочные скважины 5 и 6 расположили по оси горизонтальной скважины 4 за ее пределами на расстоянии 340 м с вскрытием у нижней границы газовой шапки 2 нефтяного пласта 1. Скважину 4 оборудовали устройствами контроля температуры и давления 10 и оснастили НКТ 7. В горизонтальные и вертикальные скважины 5 и 6 скважин 3 спустили НКТ 8 и 9. Через НКТ 8 и 9 в вертикальные скважины 5 и 6 произвели закачку глинистого раствора, в суммарном объеме 4 тыс.т, заполняя до кровли залежи 1 участки газовой шапки 2 в районе скважин 5 и 6 для изоляции пространства газовой шапки 2, расположенного над горизонтальной скважиной 4. После извлечения НКТ 8 и 9 из скважины 5 и 6 производили закачку по НКТ 7 теплоносителя в объеме 5 тыс.т. В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 доли ед. После прогрева пласта 1 закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта 1. В течение 1,5 мес. происходил процесс термокапиллярной пропитки залежи 1. По истечении полутора месяцев произвели отбор продукции по НКТ 7 из скважины 4, а контроль за состоянием отбираемого флюида осуществляли устройством контроля давления и температуры 10. Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 8 раз. Производили закачку теплоносителя по НКТ 7 в пароциклическую скважину 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 меньше на 10% (1,8 МПа), чем давление гидроразрыва пласта 2 (2,0 МПа), не допуская утечки закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1.Explore layer 1 (Fig. 1) to highlight areas with gas caps 2. Gas saturation in gas cap 2 was 65%. The presence of dome-shaped elevations 3 (FIGS. 1 and 2), under which the gas caps 2 are located, is determined. Under the dome-shaped elevation 3 above the level of the oil-water contact 11 (VOC), a paracyclic horizontal well 4 (7) was constructed at 7 m with a long horizontal section 270 m. Evaluation wells 5 and 6 were located on the axis of the horizontal well 4 outside it at a distance of 340 m with an opening at the lower boundary of the gas cap 2 of the oil reservoir 1. Well 4 was equipped with temperature and pressure control devices 10 and equipped with tubing 7. Horizontal vertical and vertical wells 5 and 6 of wells 3 lowered tubing 8 and 9. Through tubing 8 and 9, vertical clay wells 5 and 6 were injected with clay mud, in a total volume of 4 thousand tons, filling 1 sections of gas cap 2 in the area to the top of the deposit wells 5 and 6 to isolate the space of the gas cap 2 located above the horizontal well 4. After extracting tubing 8 and 9 from well 5 and 6, coolant was pumped along tubing 7 in the amount of 5 thousand tons Steam was used as a heat carrier with a temperature of 191 ° С and a dryness of 0.9 fractions of units. After heating the formation 1, the steam injection was stopped for the process of thermocapillary impregnation of the formation 1. Within 1.5 months. there was a process of thermocapillary impregnation of reservoir 1. After one and a half months, the production of tubing 7 was taken from well 4, and the state of the selected fluid was monitored by a pressure and temperature control device 10. The cycles of steam injection, thermocapillary impregnation and oil selection were repeated 8 times. The coolant was pumped through the tubing 7 into a paracyclic well 4 at a pressure in the bottomhole zone of the well 4 less by 10% (1.8 MPa) than the hydraulic fracturing pressure of the formation 2 (2.0 MPa), preventing leakage of the injected steam through the roof of the oil reservoir 1 in the gas cap 2 deposits 1.

При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 2,5 раза, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 14%, увеличение накопленной добычи нефти более чем на 7,2%, отсутствие прорыва газа из газонасыщенного интервала.The study revealed the advantages of the method over the closest analogue: a decrease in inefficient steam injection by 2.5 times, a decrease in the percentage of water cut in produced products from the reservoir by 14%, an increase in cumulative oil production by more than 7.2%, and no breakthrough of gas from the gas-saturated interval.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,12 доли ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 25%.The proposed method allows us to solve the technical problems posed, such as increasing the recovery factor by 0.12 shares, increasing the life of the field, as well as reducing the cost of heating the formation by 25%.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его эффективность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья, для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.An example implementation of the present invention shows its effectiveness for the development of proven but non-exploitable (due to the high cost of extracting viscous fluid) hydrocarbon deposits, to increase the profitability of the developed fields of high viscosity oil and natural bitumen.

Предлагаемый способ разработки залежи битуминозной нефти позволяет снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет заполнения газовой шапки над горизонтальной скважиной наполнителем и исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.The proposed method for the development of bituminous oil deposits allows to reduce the cost of heating the reservoir by filling the gas cap above the horizontal well with filler and eliminating the breakthrough of the coolant in the gas caps, which together leads to energy savings and an increase in oil recovery factor.

Claims

A method of developing a tar oil deposit from a horizontal well, including exploring a field for identifying areas with gas caps, constructing a horizontal well under a gas cap with opening a productive formation, drilling appraisal wells above a horizontal well with opening a gas cap, and launching tubing into a horizontal well Tubing, cyclic supply of water vapor through the tubing with the expectation of thermocapillary impregnation and selection of well production, characterized in that the preliminary It is possible to determine the presence of dome-shaped uplifts in which gas caps are located, horizontal wells are built under these uplifts, a pair of appraisal wells are drilled along the axis of a horizontal well outside it at a distance that allows isolating the space of a gas cap above a horizontal well, before steam is injected into a horizontal well in the appraisal wells inject filler to isolate the gas cap space above the horizontal well.