RU2143060C1

RU2143060C1 - Method of secondary development of high-viscosity oil field

Info

Publication number: RU2143060C1
Application number: RU98106613A
Authority: RU
Inventors: Л.М. Рузин; К.И. Литовец; Б.А. Тюнькин; А.А. Пранович; Ю.П. Коноплев; В.В. Питиримов; В.В. Коржаков; Л.Г. Груцкий; С.К. Коробейников
Original assignee: Рузин Леонид Михайлович; Литовец Кирилл Иванович; Тюнькин Борис Александрович; Пранович Александр Александрович; Коноплев Юрий Петрович; Питиримов Валентин Вениаминович; Коржаков Владимир Викторович; Груцкий Лев Генрихович; Коробейников Семен Кириллович
Priority date: 1998-04-10
Filing date: 1998-04-10
Publication date: 1999-12-20

Abstract

FIELD: methods of secondary recovery of high-viscosity oil, particularly, methods of heat stimulation of formation. SUBSTANCE: method includes drilling of wells whose bottoms are located on region of underground wells drilled earlier from underground gallery in primary field development by mining method. Injected into these wells is steam and oil is withdrawn. Wells into which steam is injected are drilled from surface. In addition, well is drilled from surface into center of development block. Monitor well is drilled into underground gallery. Monitor well is provided with temperature- sensitive element for monitoring temperature in gallery. Then, steam is injected into wells from surface until sharp rise of temperature in gallery is evidenced. Injection of steam is discontinued and oil is withdraw from said wells until well oil production rate reaches minimal profitable level. Further on, cycles of steam injection and oil withdrawal are repeated. With temperature in underground gallery elevated up to 90 C, water is injected through monitor well. Simultaneously oil is withdrawn through other wells from surface up to maximum possible water encroachment of formation. EFFECT: higher sweep and oil recovery from formation due to secondary development of high-viscosity oil field by steam heat stimulation with maximum use of early drilled underground wells for heating of formation and oil recovery from it and prevented breakthrough of steam into existing mine workings. 6 cl

Description

Изобретение относится к вторичным способам добычи высоковязкой нефти, в частности к способам теплового воздействия на пласт. The invention relates to secondary methods for the production of highly viscous oil, in particular to methods of thermal exposure to the reservoir.

Известен шахтный способ разработки месторождения высоковязкой нефти на естественном режиме истощения путем разбуривания продуктивного пласта густой сеткой скважин, пробуренных из подземных горных выработок (галерей) - уклонно-скважинная система разработки (см. НТО "Опыт разработки нефтяных месторождений шахтным способом", ВНИИОЭНГ, Москва, 1965, с. 24 - 26). Недостатком этого способа является низкий коэффициент извлечения нефти (3 - 4%) при больших затратах на проходку горных выработок и бурение подземных скважин. There is a well-known mine method of developing a highly viscous oil field in a natural mode of depletion by drilling a productive formation with a dense grid of wells drilled from underground mine workings (galleries) - a deviation-well development system (see NTO "Experience in the development of oil fields by the mine method", VNIIOENG, Moscow, 1965, p. 24 - 26). The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery (3 to 4%) at high costs for excavation and drilling of underground wells.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ вторичной разработки месторождения высовязкой нефти, включающий бурение скважин, забои которых располагают в районе подземных скважин, ранее пробуренных из подземной галереи и при первичной разработке месторождения шахтовым способом, закачку в эти скважины пара и отбор нефти (патент РФ 2046935, кл. E 21 B 43/24, 27.10.95). The closest analogue of the invention is a method for the secondary development of a field with viscous oil, including the drilling of wells, the faces of which are located in the area of underground wells previously drilled from the underground gallery and during the primary development of the field by the mine method, steam injection into these wells and oil extraction (RF patent 2046935, CL E 21 B 43/24, 10.27.95).

Недостатком известного способа являются большие затраты на обустройство шахты, а также значительное выделение тепла в горные выработки, что ведет к нарушению санитарно-гигиенических норм в выработках с работающим персоналом. The disadvantage of this method is the high cost of equipping the mine, as well as significant heat generation in the mine workings, which leads to a violation of sanitary and hygienic standards in the workings with working personnel.

Техническим результатом изобретения является обеспечение высокого охвата и нефтеотдачи пласта за счет вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти паротепловым воздействием с максимальным использованием ранее пробуренных подземных скважин для прогрева пласта и отбора из него нефти. The technical result of the invention is the provision of high coverage and oil recovery due to the secondary development of a highly viscous oil field by steam and thermal exposure with the maximum use of previously drilled underground wells for heating the formation and taking oil from it.

Другим результатом изобретения является осуществление контроля за процессом теплового воздействия на пласт и предотвращение прорывов пара в ранее сооруженные горные выработки. Another result of the invention is to monitor the process of thermal exposure to the formation and to prevent breakthroughs of steam into previously constructed mine workings.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающему бурение скважин, забои которых располагают в районе подземных скважин, ранее пробуренных на подземной галереи при первичной разработке месторождения шахтным способом, закачку в эти скважины пара и отбор нефти, согласно изобретению скважины, в которые закачивают пар, бурят с поверхности, кроме того, с поверхности бурят скважину в центр разрабатываемого блока, а в подземную галерею контрольную скважину, которую оборудуют термодатчиком для контроля температуры в галерее, затем осуществляют закачку пара в скважины с поверхности, которую ведут до начала резкого повышения температуры в галерее, после чего закачку пара прекращают и ведут отбор нефти из указанных скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимально рентабельного уровня, в дальнейшем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют, а при повышении температуры в подземной галерее до 90^oC осуществляют закачку воды через контрольную скважину, одновременно отбирая нефть через остальные скважины с поверхности по максимально допустимой обводненности.The necessary technical result is achieved by the fact that by the method of secondary development of a highly viscous oil field, including drilling wells, the faces of which are located in the area of underground wells previously drilled in the underground gallery during the primary development of the field by the mine method, steam injection and extraction of oil into these wells, according to the invention the wells into which steam is injected are drilled from the surface; in addition, a well is drilled from the surface to the center of the block being developed, and a control well to the underground gallery, the second one is equipped with a temperature sensor to control the temperature in the gallery, then steam is injected into the wells from the surface, which is led to a sharp increase in temperature in the gallery, after which the steam is stopped and the oil is taken from these wells until the oil production rate is reaches a minimum viable level to further cycles of steam injection and extraction of oil repeated, and when the temperature rises in an underground gallery to 90 ^o C water injection is carried out through the control well, while not selecting through the remaining five wells from the surface by the maximum water cut.

На фиг. 1 - изображен участок месторождения в плане при первичной разработке шахтным способом на естественном режиме, на фиг. 2 - изображен тот же участок в разрезе I - I, на фиг. 3 - тот же участок в плане в период закачки пара, на фиг. 4 - тот же участок в разрезе II - II, на фиг. 5 - тот же участок в плане в период отбора нефти, на фиг. 6 - тот же участок в разрезе III - III. На фиг. 1 и 2 дана схема первичной разработки шахтным способом отдельных участков (блоков) 1 продуктивного пласта 2 месторождения высоковязкой нефти на естественном режиме истощения подземными пологонисходящими скважинами 3. Из подземной галереи 4, расположенной в верхней части продуктивного пласта 2, были пробурены несколько ярусов пологонисходящих скважин 3 длиной до 250 м. Через скважины 3 под давлением растворенного в пласте 2 газа в галерею 4 вытеснялась нефть, которая собиралась в емкости галереи 4 и насосами откачивалась на поверхность. In FIG. 1 - shows the site of the field in the plan during the initial development by the mine method in natural mode, FIG. 2 - shows the same section in section I - I, in FIG. 3 - the same section in plan during the steam injection period, in FIG. 4 - the same section in section II - II, in FIG. 5 - the same section in plan during the oil extraction period, in FIG. 6 - the same section in section III - III. In FIG. Figures 1 and 2 give a diagram of the initial mining of individual sections (blocks) by a mine method 1 of a producing formation 2 of a highly viscous oil field under natural depletion by underground borehole wells 3. From the underground gallery 4, located in the upper part of the formation 2, several tiers of billet downhole wells were drilled 3 up to 250 m in length. Oil was displaced into the gallery 4 through wells 3 under pressure of the gas dissolved in the formation 2 and collected in the tank 4 and pumped to the surface.

При такой технологии конечная нефтеотдача пласта составила всего 2,0 - 3,0%, что обусловлено очень высокой вязкостью нефти. Как показала практика разработки таких месторождений, наиболее эффективным способом, позволяющим в несколько раз повысить нефтеотдачу пласта, является снижение вязкости нефти за счет применения теплового воздействия на пласт. With this technology, the final oil recovery was only 2.0 - 3.0%, which is due to the very high viscosity of the oil. The practice of developing such deposits has shown that the most effective way to increase oil recovery by several times is to reduce the viscosity of oil through the use of thermal effects on the formation.

Для повышения нефтеотдачи пласта способ вторичной разработки месторождения осуществляют следующим образом. To increase oil recovery, the method of secondary development of the field is as follows.

На разрабатываемый участок пласта (блок 1) (фиг. 3, 4), ранее разбуренный из подземной галереи 4 пологонисходящими скважинами 3, с поверхности земли бурят скважины 5, забои которых располагают в районе забоев пробуренных подземных скважин 3. Кроме того, бурят скважину 6 с поверхности в центр блока 1. В галерею 4 бурят контрольную скважину 7, которую оборудуют термодатчиком 8. Затем в скважины 5 и 6 осуществляют закачку пара давлением 0,5 - 1,0 МПа от парогенератора (ПГУ) или стационарной котельной. Закачиваемый пар за счет сил гравитации перемещается вверх по системе подземных пологонисходящих скважин 3 в направлении галереи 4, равномерно прогревая весь разрабатываемый участок пласта (блок) 1. После охвата прогревом всего блока 1, о чем будет свидетельствовать повышение температуры в галерее 4, закачку пара прекращают, спускают с поверхности в зумпфы 9 скважин 5 и 6 глубинные насосы и ведут отбор нефти (фиг. 5, 6), которая стекает по подземным скважинам 3 вниз в направлении забоев поверхностных скважин и откачивают последнюю на поверхность глубинными насосами. Отбор нефти ведут до тех пор, пока дебит скважин по нефти не снизится до минимального рентабельного уровня. В дальнейшем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют. По мере увеличения числа циклов закачки пара температура пласта в блоке 1 повышается. После повышения температуры в галерее 4 до 90^oC с целью предотвращения прорыва пара в горные выработки 10 и одновременного вытеснения нефти из прогретого пласта галерею 4 заполняют водой, которую закачивают через контрольную скважину 7, одновременно отбирая нефть через скважины 5 и 6 с поверхности до максимально допустимой обводненности.On the developed section of the reservoir (block 1) (Fig. 3, 4), previously drilled from the underground gallery 4 by billet wells 3, wells 5 are drilled from the surface of the earth, the faces of which are located in the area of the faces of the drilled underground wells 3. In addition, the well 6 from the surface to the center of block 1. A control well 7 is drilled into the gallery 4, which is equipped with a temperature sensor 8. Then, steam 5 and 6 are injected into wells 5 and 6 from a steam generator (CCGT) or a stationary boiler room. Due to the forces of gravity, the injected steam moves upward along the system of underground boreholes 3 in the direction of the gallery 4, uniformly warming up the entire developed section of the reservoir (block) 1. After heating covers the entire block 1, which will be indicated by the temperature increase in gallery 4, the steam injection is stopped , downhole pumps 9 are lowered from the surface into the sumps 5 and 6 and oil is extracted (Fig. 5, 6), which flows down the underground wells 3 down in the direction of the bottom faces of the surface wells and the latter is pumped to the surface deep pumps. Oil is withdrawn until the oil production rate of the wells drops to the minimum cost-effective level. Subsequently, the cycles of steam injection and oil recovery are repeated. As the number of steam injection cycles increases, the temperature of the formation in block 1 rises. After increasing the temperature in the gallery 4 to 90 ^o C in order to prevent breakthrough of steam into the mine workings 10 and at the same time displace oil from the heated reservoir, the gallery 4 is filled with water, which is pumped through the control well 7, while taking oil through the wells 5 and 6 from the surface to the maximum permissible water cut.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где вязкость нефти в пластовых условиях составляет 12 - 15 тыс. МПа•с при начальной температуре пласта 6 - 8^oC, а при 100^oC она снижается до 60 МПа•с. Нефтяной пласт залегает на глубине 130 - 250 м от поверхности. Месторождение было ранее разработано шахтным способом на естественном режиме путем разбуривания пласта густой сеткой подземных пологонисходящих скважин, пробуренных из буровой галереи, сооруженной в верхней части пласта. При первичной разработке месторождения нефтеотдача пласта составила 2,5%. Применение на этих площадях известных термошахтных способов разработки неэффективно, так как требует больших затратах на восстановление и проходку капитальных и подготовительных горных выработок, что снижает рентабельность добычи нефти.Example. The claimed method can be implemented in the Yaregskoye highly viscous oil field, where the oil viscosity in the reservoir is 12-15 thousand MPa • s at an initial temperature of the formation of 6 - 8 ^o C, and at 100 ^o C it decreases to 60 MPa • s. The oil reservoir lies at a depth of 130 - 250 m from the surface. The field was previously developed by the mine method in natural mode by drilling a formation with a dense grid of underground borehole wells drilled from a drilling gallery constructed in the upper part of the formation. During the initial development of the field, oil recovery was 2.5%. The application of the well-known thermal mine development methods in these areas is inefficient, since it requires high costs for the restoration and sinking of capital and preparatory mine workings, which reduces the profitability of oil production.

Заявленный способ предлагает вторичную разработку площадей месторождения, ранее отработанных шахтным способом с поверхности. Для этого на первоначально отработанный шахтным способом блок 1 (фиг. 3 и 4) с поверхности земли бурят двенадцать скважин 5, забои которых располагают в районе забоев ранее пробуренных подземных скважин 3, а также бурят скважину 6 с поверхности в центр блока 1. Кроме того, в галерею 4 бурят контрольную скважину 7, оборудуют последнюю термодатчиком 8. В скважины 5 и 6 ведут закачку пара давлением 0,5 - 1,0 МПа от парогенераторной установки, расположенной на поверхности. Скважина 5 и 6 бурят ниже продуктивного пласта на 20 - 30 м, образуя зумпфы 9 для сбора нефти, которая поступает из подземных пологонисходящих скважин 3, за счет гравитационного истечения и снижения вязкости нефти при нагревании пласта. Период закачки пара в скважины 5 и 6 продолжают до тех пор, пока не обнаружат рост температуры в галереи 4, что определяется с помощью термодатчика 8, установленного в скважине 7. При повышении температуры в галерее 4 с 8 до 20 - 25^oC прекращают закачку пара, спускают с поверхности в зумпфы 9 скважин 5 и 6 глубинные насосы и ведут отбор нефти (фиг. 5 и 6). Отбор нефти ведут до тех пор, пока дебит скважин по нефти не снизится до минимального рентабельного уровня. Затем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют. После повышения температуры в галерее 4 до 90^oC последнюю заполняют водой, которую закачивают через контрольную скважину 7 с целью предотвращения прорывов пара в галерею и вытеснения нефти из прогретого паром пласта. Одновременно отбирают нефть через скважины 5 и 6 погружными насосами до максимально допустимой обводненности, которая составляет 95 - 98% в зависимости от объема откачиваемой жидкости.The claimed method offers the secondary development of the area of the deposit, previously worked out by the mine method from the surface. To do this, twelve wells 5 are drilled from the surface of the earth to the initially worked out mine block 1 (Figs. 3 and 4), the faces of which are located in the bottom face of previously drilled underground wells 3, and they also drill a well 6 from the surface to the center of block 1. In addition , the control well 7 is drilled into the gallery 4, the latter is equipped with a thermal sensor 8. Steam is injected into wells 5 and 6 with a pressure of 0.5 - 1.0 MPa from a steam generator located on the surface. Wells 5 and 6 are drilled below the reservoir by 20-30 m, forming sumps 9 for collecting oil, which comes from underground borehole 3, due to gravity outflow and lowering the viscosity of the oil when the reservoir is heated. The period of steam injection into wells 5 and 6 is continued until a temperature increase in gallery 4 is detected, which is determined using a temperature sensor 8 installed in well 7. When the temperature in gallery 4 rises from 8 to 20 - 25 ^o C, the injection is stopped steam, 9 wells 5 and 6 are lowered from the surface into the sumps 5 and 6 are deep pumps and are taking oil (Fig. 5 and 6). Oil is withdrawn until the oil production rate of the wells drops to the minimum cost-effective level. Then the steam injection and oil recovery cycles are repeated. After increasing the temperature in the gallery 4 to 90 ^o C the latter is filled with water, which is pumped through the control well 7 in order to prevent breakthroughs of steam into the gallery and the displacement of oil from the steam-heated formation. At the same time, oil is taken through wells 5 and 6 by submersible pumps to the maximum allowable water cut, which is 95 - 98%, depending on the volume of pumped liquid.

Claims

The method of secondary development of a highly viscous oil field, including drilling wells, the faces of which are located in the area of underground wells previously drilled from the underground gallery during the primary development of the field by the mine method, injecting steam into these wells and selecting oil, characterized in that the wells into which the steam is injected drill from the surface, in addition, from the surface, drill a well to the center of the block being developed, and to the underground gallery - a control well, which is equipped with a temperature sensor to control the temperature in g leray, then steam is injected into the wells from the surface, which is led to a sharp increase in temperature in the gallery, after which the steam is stopped and oil is withdrawn from these wells until the oil production rate reaches a minimum cost-effective level, hereinafter cycles of steam injection and extraction of oil repeated, and when the temperature rises in an underground gallery to 90 ^o C water injection is carried out through the control well, simultaneously selecting the remaining oil through the well from the surface to the maximum d admissible watering.