RU2769641C1 - Method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer - Google Patents
Method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer Download PDFInfo
- Publication number
- RU2769641C1 RU2769641C1 RU2021130847A RU2021130847A RU2769641C1 RU 2769641 C1 RU2769641 C1 RU 2769641C1 RU 2021130847 A RU2021130847 A RU 2021130847A RU 2021130847 A RU2021130847 A RU 2021130847A RU 2769641 C1 RU2769641 C1 RU 2769641C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- bitumen
- heterogeneous
- extra
- viscous oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000010792 warming Methods 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- -1 after heating Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 6
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой и битумной нефти с наличием непроницаемого пропластка.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of layered-zonal-heterogeneous deposits of high-viscosity and bituminous oil with the presence of an impermeable interlayer.
Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU № 2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008, бюл. № 32), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).A known method for the development of a heavy oil or bitumen field using two-head horizontal wells (patent RU No. 2340768, IPC E21V 43/24, publ. creation of a steam chamber and extraction of products through a two-head horizontal production well, while warming up the productive formation begins with steam injection into both wells, heating the interwell zone of the formation, reducing the viscosity of oil or bitumen, and the steam chamber is created by pumping the coolant with the possibility of penetrating the latter to the upper part of the productive formation and increase in the size of the steam chamber in the process of product selection, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state of its heating is analyzed for the uniformity of heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, uniform heating of the steam chamber is carried out by changing the direction of the filter tions and/or regimes of coolant injection and product withdrawal, while the volume of coolant injection through the injection wellhead and/or product withdrawal through the production wellhead is changed in the ratio, %: (10-90):(90-10).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины;- firstly, high financial costs for the construction of a two-head well;
- во-вторых, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;- secondly, high material costs associated with the fact that temperature sensors are placed along the entire length of the trunks of double-headed wells;
- в-третьих, для эффективного осуществления данного способа необходимо изменять объемы закачки и отбора, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10);- thirdly, for the effective implementation of this method, it is necessary to change the volumes of injection and withdrawal, while the volume of injection of the coolant through the mouth of the injection well and / or the withdrawal of products through the mouth of the production well is changed in the ratio, %: (10-90): (90- ten);
- в-четвертых, горизонтальные стволы не позволяют создать эффективную паровую камеру в пластах с высоковязкой нефтью при их малой толщине вследствие того, что горизонтальные стволы расположены друг над другом в одной вертикальной плоскости.- fourthly, horizontal wells do not allow creating an effective steam chamber in formations with high-viscosity oil with their small thickness due to the fact that horizontal wells are located one above the other in the same vertical plane.
Наиболее близким является способ разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе (патент RU № 2468193, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.11.2012, бюл. № 33), включающий бурение горизонтальных и вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в пласт, разогрев сверхвязкой нефти и ее отбор из многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом закачку пара и отбор продукции ведут одновременно. По способу горизонтальные скважины выполняют в виде пары нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости и выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе, затем дополнительно по разные стороны относительно вертикальной плоскости горизонтальных скважин бурят попарно вертикальные скважины в зонах максимального приближения горизонтальных участков горизонтальных скважин к кровле и подошве многопластового послойно-неоднородного коллектора, причем участки вскрытия в вертикальных нагнетательных скважинах осуществляют в нижней части многопластового послойно-неоднородного коллектора, а участки вскрытия в вертикальных добывающих скважинах осуществляют в верхней части многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом участки вскрытия вертикальных нагнетательных скважин должны быть выполнены на расстоянии не менее 5 м до нижнего горизонтального участка, а в вертикальных добывающих скважинах участки вскрытия должны быть высотой не менее половины толщины многопластового послойно-неоднородного коллектора, осуществляют прогрев многопластового послойно-неоднородного коллектора закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, производят разогрев межскважинной зоны многопластового послойно-неоднородного коллектора со снижением вязкости сверхвязкой нефти, осуществляют закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей горизонтальной скважины, затем закачку пара производят одновременно в горизонтальную нагнетательную скважину и в вертикальные нагнетательные скважины в зоны максимального приближения участков горизонтальных скважин к подошве многопластового послойно-неоднородного коллектора, а отбор продукции производят одновременно из горизонтальной добывающей скважины и из вертикальных добывающих скважин, расположенных в зонах максимального приближения горизонтальных участков к кровле многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом осуществляют контроль технологических параметров многопластового послойно-неоднородного коллектора и скважин в процессе отбора продукции, периодически определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки пара или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды при одновременной закачке пара и отборе продукции.The closest is the method of developing a superviscous oil deposit in a multi-layered heterogeneous reservoir (patent RU No. 2468193, IPC E21V 43/24, publ. 27.11.2012, bull. No. 33), including drilling of horizontal and vertical injection and production wells, steam injection into the formation, heating of superviscous oil and its extraction from a multi-layer layer-by-layer heterogeneous reservoir, while steam injection and product extraction are carried out simultaneously. According to the method, horizontal wells are made in the form of a pair of injection and production wells, the horizontal sections of which are placed parallel one above the other in a vertical plane and are made in the form of a sinusoid with the intersection of all layers in a multilayer layer-by-layer heterogeneous reservoir, then additionally on different sides relative to the vertical plane of the horizontal wells vertical wells are drilled in pairs in the zones of maximum approach of the horizontal sections of horizontal wells to the roof and bottom of the multilayer layered heterogeneous reservoir, and the opening sections in vertical injection wells are carried out in the lower part of the multilayer layered heterogeneous reservoir, and the opening sections in vertical production wells are carried out in the upper part multi-layered heterogeneous reservoir, while the sections of the opening of vertical injection wells must be performed at a distance of at least 5 m to the lower horizontal section tka, and in vertical production wells, the opening sections should be at least half the thickness of the multilayer layered heterogeneous reservoir, the multilayer layered heterogeneous reservoir is heated by steam injection into both wells with the formation of a steam chamber, the interwell zone of the multilayer layered heterogeneous reservoir is heated with a decrease viscosity of extra-viscous oil, steam is injected into the upper horizontal injection well and products are taken from the lower production horizontal well, then steam is injected simultaneously into the horizontal injection well and into vertical injection wells into the zones of maximum approach of the sections of horizontal wells to the bottom of the multilayer layered-heterogeneous reservoir, and the selection of products is carried out simultaneously from a horizontal production well and from vertical production wells located in the zones of maximum approximation of horizontal sections to the top of the multilayer layered heterogeneous reservoir, while monitoring the technological parameters of the multilayer layered heterogeneous reservoir and wells in the process of product selection, periodically determine the salinity of the produced water, analyze the effect of changes in the salinity of the associated water sampled on the uniformity of heating of the steam chamber and taking into account the change in salinity along the way of the withdrawn water, uniform heating of the steam chamber is carried out by regulating the mode of steam injection or the selection of well products until a stable value of salinity of the produced water is reached with simultaneous injection of steam and selection of products.
Недостатками способа являются высокие затраты на бурение и обустройство вертикальных скважин, трудоемкость процесса создания гидродинамической связи между паронагнетательной горизонтальной скважиной и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважиной при наличии непроницаемого пропластка. Также недостатком является вероятность формирования гидрозатвора в стволе добывающей горизонтальной скважины при предлагаемой траектории бурения, что будет служить препятствием для притока нефти в данных интервалах. The disadvantages of this method are the high costs of drilling and equipping vertical wells, the complexity of the process of creating a hydrodynamic connection between a steam injection horizontal well and a horizontal production well located below in the presence of an impermeable interlayer. Also, the disadvantage is the possibility of formation of a water seal in the wellbore of a producing horizontal well with the proposed drilling trajectory, which will serve as an obstacle to the flow of oil in these intervals.
Техническими задачами являются увеличение эффективности применения способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка, создание способа, позволяющего упростить и, как следствие, удешевить разработку пласта за счет строительства одной пароциклической скважины в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе. The technical objectives are to increase the efficiency of the method of developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer, to create a method that makes it possible to simplify and, as a result, reduce the cost of reservoir development by building one steam-cyclic well in the form of a sinusoid with the intersection of all layers in multilayer layered heterogeneous reservoir.
Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка, включающим бурение горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе и отбор жидкости из многопластового послойно-неоднородного коллектора.Technical problems are solved by the method of developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable layer, including drilling horizontal wells, the horizontal sections of which are performed in the form of a sinusoid with the intersection of all layers in a multi-layer layer-heterogeneous reservoir and the selection of fluid from a multi-layer layer-heterogeneous collector.
Новым является то, что предварительно определяют вязкость сверхвязкой нефти или битума в пластовых условиях, горизонтальные скважины выполняют в виде восходящих субгоризонтальных пароциклических скважин, а направление бурения выбирают таким образом, чтобы горизонтальные участки скважин в виде синусоиды по восходящей пересекали непроницаемый пропласток с образованием синусоидальных ступеней, при этом средний уровень каждой последующей синусоидальной ступени по абсолютной отметке выполняют выше среднего уровня предыдущей синусоидальной ступени как минимум на 1 м, а расстояние между средними уровнями двух соседних ступеней выдерживают 150-250 м, в зависимости от вязкости сверхвязкой нефти или битума выбирают способ эксплуатации залежи, при вязкости более 500 мПа*с в пластовых условиях осуществляют закачку пара, прогрев сверхвязкой нефти или битума, после прогрева производят отбор жидкости, при вязкости менее 500 мПа*с в пластовых условиях производят отбор жидкости механизированным способом. What is new is that the viscosity of extra-viscous oil or bitumen in reservoir conditions is preliminarily determined, horizontal wells are performed in the form of ascending sub-horizontal steam-cyclic wells, and the direction of drilling is chosen so that the horizontal sections of the wells in the form of a sinusoid ascending cross the impermeable interlayer with the formation of sinusoidal steps, at the same time, the average level of each subsequent sinusoidal stage according to the absolute mark is performed above the average level of the previous sinusoidal stage by at least 1 m, and the distance between the average levels of two adjacent stages is maintained by 150-250 m, depending on the viscosity of the extra-viscous oil or bitumen, the method of deposit exploitation is chosen , at a viscosity of more than 500 mPa * s in reservoir conditions, steam is injected, heating of extra-viscous oil or bitumen, after heating, liquid is withdrawn, at a viscosity of less than 500 mPa * s, in reservoir conditions, fluid is withdrawn by a mechanized method m.
На фиг. схематично изображен способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка.In FIG. schematically shows a method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer.
Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка осуществляют следующим образом.The method of developing a layered-zonal-heterogeneous deposits of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer is carried out as follows.
Послойно-зонально-неоднородная залежь сверхвязкой нефти или битума в многопластовом послойно-зонально-неоднородном коллекторе 1 (см. фиг.) представляет собой продуктивный пласт, состоящий из нескольких прослоев (пластов) неоднородных по своим фильтрационно-емкостным свойствам и проницаемости (на фиг. показано условно), имеется непроницаемый пропласток 2.A layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen in a multi-layer layered-zonal-heterogeneous reservoir 1 (see Fig.) is a productive formation consisting of several interlayers (layers) that are heterogeneous in their reservoir properties and permeability (Fig. shown conditionally), there is an
Предварительно определяют вязкость сверхвязкой нефти или битума в пластовых условиях. Производят бурение горизонтальных 3 (нагнетательных или добывающих) скважин, причем горизонтальные участки нагнетательных или добывающих скважин выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-зонально-неоднородном коллекторе 1. Горизонтальные скважины 3 выполняют в виде восходящих субгоризонтальных пароциклических скважин с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-зонально неоднородном коллекторе, а направление бурения выбирают таким образом, чтобы горизонтальные участки скважин в виде синусоиды по восходящей пересекали непроницаемый пропласток 2 с образованием синусоидальных ступеней – первой ступени 4 и второй ступени 5. При этом средний уровень каждой последующей синусоидальной ступени по абсолютной отметке выполняют выше среднего уровня предыдущей синусоидальной ступени как минимум на 1 м. Так, средний уровень синусоидальной ступени 5 по абсолютной отметке выше среднего уровня синусоидальной ступени 4 как минимум на 1 м. А расстояние между средними уровнями двух соседних ступеней (первой синусоидальной ступени 4 и второй синусоидальной ступени 5) выдерживают 150-250 м. В зависимости от вязкости сверхвязкой нефти или битума выбирают способ эксплуатации залежи. При вязкости более 500 мПа*с разработку осуществляют путем прогрева многопластового послойно-зонально-неоднородного коллектора 1, разогрева сверхвязкой нефти или битума, затем осуществляют последующий отбор жидкости из многопластового послойно-зонально-неоднородного коллектора 1. При вязкости менее 500 мПа*с разработку (отбор) в пластовых условиях производят механизированным способом.Pre-determine the viscosity of extra-viscous oil or bitumen in reservoir conditions. 3 horizontal (injection or production) wells are drilled, and the horizontal sections of injection or production wells are performed in the form of a sinusoid with the intersection of all layers in a multi-layer layered-zonal-heterogeneous reservoir 1. Horizontal wells 3 are performed in the form of ascending subhorizontal steam-cyclic wells with the intersection of all layers in a multilayer layer-zonal heterogeneous reservoir, and the direction of drilling is chosen so that the horizontal sections of the wells in the form of a sinusoid cross the
Предлагаемая восходящая траектория бурения горизонтальных скважин с горизонтальными участками в виде синусоиды снижает вероятность формирования гидрозатвора в низших интервалах скважин. При этом выполнение горизонтальных участков скважин с образованием синусоидальных ступеней с условием расположения последующей синусоидальной ступени выше предыдущей синусоидальной ступени позволяет увеличить приток нефти в скважину, наиболее эффективно охватить выработкой нефтенасыщенные интервалы, расположенные выше и ниже уплотненного пропластка. Таким образом данный способ позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти разрабатываемой залежи. The proposed ascending trajectory for drilling horizontal wells with horizontal sections in the form of a sinusoid reduces the likelihood of a water seal in the lower intervals of the wells. At the same time, the implementation of horizontal sections of wells with the formation of sinusoidal stages with the condition that the subsequent sinusoidal stage is located above the previous sinusoidal stage makes it possible to increase the oil inflow into the well, most effectively cover the oil-saturated intervals located above and below the compacted interlayer. Thus, this method allows to increase the oil recovery factor of the developed deposit.
Примеры практического применения.Examples of practical application.
Пример 1.Example 1
На послойно-зонально-неоднородной Вишневской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 136 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 17 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,55 д. ед., пористостью 29 % (коэффициент пористости – 0,29 доли ед), проницаемостью 2,478 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 979 кг/м³, предварительно определили вязкость - 27000 мПа·с. Определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили восходящую субгоризонтальную пароциклическую скважину с пересечением всех пластов и образованием двух синусоидальных ступеней.On the layered-zonal-heterogeneous superviscous oil deposit of Vishnevskaya, located at a depth of 136 m, with an average effective oil-saturated thickness of 17 m, formation temperature of 8°C, pressure of 0.44 MPa, oil saturation of 0.55 units, porosity of 29% ( porosity coefficient - 0.29 fractions of units), permeability 2.478 μm², bitumen density in reservoir conditions 979 kg / m³, viscosity was previously determined - 27000 mPa s. We determined the productive layers separated by a low-productive (impermeable) interlayer. An ascending sub-horizontal steam-cyclic well was drilled with the intersection of all layers and the formation of two sinusoidal stages.
Средний уровень по абсолютной отметке первой ступени составляет 104,6 м, средний уровень по абсолютной отметке второй ступени - 105,9 мм. Расстояние между средними уровнями первой и второй ступеней составляет 150 м.The average level according to the absolute mark of the first stage is 104.6 m, the average level according to the absolute mark of the second stage is 105.9 mm. The distance between the average levels of the first and second steps is 150 m.
Далее произвели закачку теплоносителя - пара, остановили закачку теплоносителя на термокапиллярную пропитку на 40 сут. После прогрева и пропитки скважину перевели на отбор жидкости. Далее циклы закачки и отбора повторили. Next, the coolant was injected - steam, the coolant injection was stopped for thermocapillary impregnation for 40 days. After warming up and impregnation, the well was transferred to fluid extraction. Further, the cycles of injection and selection were repeated.
Пример 2.Example 2
На послойно-зонально-неоднородном месторождении Ново-Елховское, находящемся на глубине 150 м, со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной 7 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 30 % (коэффициент пористости – 0,30 доли ед.), проницаемостью 2,151 мкм2, плотностью нефти в пластовых условиях 905 кг/м предварительно определили вязкость - менее 350 мПа·с. Определили продуктивные пласты, разделенные слабопродуктивным (непроницаемым) пропластком. Пробурили восходящую субгоризонтальную пароциклическую скважину с пересечением всех пластов и образованием трех синусоидальных ступеней.At the layered-zonal-heterogeneous Novo-Elkhovskoye field, located at a depth of 150 m, with an average effective oil-saturated thickness of 7 m, reservoir temperature of 8 ° C, pressure of 0.4 MPa, oil saturation of 0.65 d. units, porosity of 30% ( porosity coefficient - 0.30 fractions of a unit), permeability 2.151 µm 2 , density of oil in reservoir conditions 905 kg/m3, viscosity was preliminarily determined - less than 350 mPa·s. We determined the productive layers separated by a low-productive (impermeable) interlayer. An ascending sub-horizontal steam-cyclic well was drilled with the intersection of all layers and the formation of three sinusoidal stages.
Средний уровень по абсолютной отметке первой ступени составляет 42,8 м, средний уровень по абсолютной отметке второй ступени - 43,9 м, средний уровень по абсолютной отметке третьей ступени - 50 м. Расстояние между средними уровнями первой и второй ступеней составляет 175 м, расстояние между средними уровнями второй и третьей ступеней составляет 250 м.The average level according to the absolute mark of the first stage is 42.8 m, the average level according to the absolute mark of the second stage is 43.9 m, the average level according to the absolute mark of the third stage is 50 m. The distance between the average levels of the first and second stages is 175 m, the distance between the average levels of the second and third steps is 250 m.
Предлагаемый способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка позволяет увеличить эффективность применения способа. Предлагаемый способ является простым, позволяет удешевить разработку пласта за счет строительства одной пароциклической скважины в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе.The proposed method for the development of a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer makes it possible to increase the efficiency of the method. The proposed method is simple and makes it possible to reduce the cost of reservoir development by building one steam-cyclic well in the form of a sinusoid with the intersection of all reservoirs in a multi-layer heterogeneous reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021130847A RU2769641C1 (en) | 2021-10-22 | 2021-10-22 | Method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021130847A RU2769641C1 (en) | 2021-10-22 | 2021-10-22 | Method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2769641C1 true RU2769641C1 (en) | 2022-04-04 |
Family
ID=81076089
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021130847A RU2769641C1 (en) | 2021-10-22 | 2021-10-22 | Method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2769641C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2305176C2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-08-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Intra-formational hydrocarbon production from hydrocarbon containing formation with the use of barriers |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| US9091159B2 (en) * | 2011-12-08 | 2015-07-28 | Fccl Partnership | Process and well arrangement for hydrocarbon recovery from bypassed pay or a region near the reservoir base |
| RU2599994C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
-
2021
- 2021-10-22 RU RU2021130847A patent/RU2769641C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2305176C2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-08-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Intra-formational hydrocarbon production from hydrocarbon containing formation with the use of barriers |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2468193C1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header |
| US9091159B2 (en) * | 2011-12-08 | 2015-07-28 | Fccl Partnership | Process and well arrangement for hydrocarbon recovery from bypassed pay or a region near the reservoir base |
| RU2599994C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for developing heterogenous ultraviscous oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2295030C1 (en) | Method for extracting layer-zone-wise heterogeneous formation of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| CA1327744C (en) | Single well injection and production system | |
| RU2582529C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2343276C1 (en) | Method of development of high viscous oil deposit | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2285117C2 (en) | Method for extracting hydrocarbon deposits | |
| RU2473796C1 (en) | Development method of superviscous oil deposit in layer-by-layer non-homogeneous manifold with partial vertical connectivity | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| RU2468193C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit in multiple-formation layer-by-layer nonhomogeneous header | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2515662C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2413068C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
| RU2769641C1 (en) | Method for developing a layered-zonal-heterogeneous deposit of extra-viscous oil or bitumen with the presence of an impermeable interlayer | |
| RU2151279C1 (en) | Method for maintenance of multilayer oil fields | |
| RU2395676C1 (en) | Method of bitumen deposit development | |
| CA2783439A1 (en) | Water injection method for assisting in collection of oil in a sagd oil recovery application | |
| RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2657307C1 (en) | Method for development of deposit of highly viscous oil or bitumen | |
| RU2095552C1 (en) | Method for development of structurally complex oil deposit with thin oil fringe | |
| RU2412343C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with control over withdrawal of well production | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2691234C2 (en) | Development method of super-viscous oil deposit |