RU2513484C1

RU2513484C1 - Method for development of sticky oil and bitumen accumulation

Info

Publication number: RU2513484C1
Application number: RU2013116430/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Илгиз Мисбахович Салихов; Вадим Валерьевич Ахметгареев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2013-04-11
Filing date: 2013-04-11
Publication date: 2014-04-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: method for development of sticky oil or bitumen accumulation includes drilling and infrastructure development of at least one pair of horizontal wells for steam gravity drainage with borehole location of the injection well parallel in vertical plane over the producing well borehole, steam injection to the injection well and product recovery from the producing well. Configuration of wells corresponds to the formation shape: ascending at the formation start, horizontal in the central part and descending at the formation end. Ascending and descending angles of the producing well is equal to the formation pitch angle and ascending and descending angles of the injection well is 1-2.2 times more than the formation pitch angle. Minimum distance from perforated holes of the producing well to oil-water contact is taken equal to 2 m, minimum distance between boreholes of the producing and horizontal wells is equal to 3 m, maximum distance between horizontal sections of the boreholes of the producing and injection wells is equal to 10 m. Distribution of shot density and ascending and descending sections shall be determined as per the formula: n=n+L/A, where nis a number of perforation holes at ascending and descending sections at distance X from the beginning of the perforated borehole; n- minimum shot density at the section with minimum distance between the producing and injection wells in the perforated parts of boreholes; L- length of ascending and descending sections of the perforated borehole at distance X from its beginning; A=30-60 m. When drilling and infrastructure development is completed the bottom-hole zone is heated up within 1-6 months by steam injection into producing and injection wells under pressure of 1-2 MPa or by downhole heaters, thereafter injection well is started up with permanent steam intake of 75-95 m/day while in the producing well recovery is started with bottom-hole pressure of 0.25-0.35 MPa.EFFECT: increasing oil recovery factor for the productive stratum and reducing water flowing rate of the producing wells at development of sticky oil or bitumen accumulation of massive or structural lithological types.1 ex, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи вязкой нефти или битума.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of viscous oil or bitumen deposits.

Известен способ добычи нефти через добывающую скважину, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства радиуса скважины, максимальной плотности перфорации, скважин, перфорацию, освоение и запуск скважины в эксплуатацию (Минеев Б.П., Сидоров НА. Практическое руководство по испытанию скважин.- М.: Недра, 1983, с.63-69).A known method of oil production through a production well, which includes determining the permeability of the productive interval, the coefficient of hydrodynamic perfection of the radius of the well, the maximum density of perforation, wells, perforation, development and commissioning of the well (Mineev BP, Sidorov NA. A practical guide to testing wells .- M .: Nedra, 1983, p. 63-69).

Недостатком способа является его низкая нефтеотдача и большие сроки разработки.The disadvantage of this method is its low oil recovery and long development time.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины и максимальной плотности перфорации скважин, осуществление перфорации, освоения и запуска скважины в эксплуатацию. Согласно изобретению дополнительно определяют радиус контура питания, максимальную плотность перфорации определяют по пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а определение величины проницаемости, коэффициента гидродинамического совершенства и максимальной плотности перфорации осуществляют для каждого пласта продуктивного интервала, при этом плотность перфорации для каждого пласта определяют из условия равенства продолжительности выработки отдельных пластов. Дополнительно при вскрытии пластов с водонефтяным контактом (ВНК) производят перфорацию с различной плотностью, изменяющейся от оптимального на кровле до нуля по направлению к водонефтяному контакту по продуктивному интервалу (патент РФ №2066368, кл. E21B 43/16, опубл. 10.09.1996 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing a multilayer oil reservoir, including determining the permeability of the productive interval, the coefficient of hydrodynamic perfection, the radius of the well and the maximum density of perforation of the wells, the implementation of perforation, development and commissioning of the well into operation. According to the invention, the radius of the feed circuit is additionally determined, the maximum perforation density is determined by the formation having the lowest permeability, and the permeability, hydrodynamic perfection coefficient and maximum perforation density are determined for each formation of the production interval, while the perforation density for each formation is determined from the condition of equal duration development of individual layers. Additionally, when opening reservoirs with a water-oil contact (WOC), perforation is performed with different densities, varying from the optimum on the roof to zero in the direction of the water-oil contact over the productive interval (RF patent No. 2066368, class E21B 43/16, publ. 09/10/1996 - prototype).

В известном способе при разработке залежи вязкой нефти или битума парогравитационным воздействием происходит быстрый прорыв пара к добывающей скважине, что снижает конечную нефтеотдачу.In the known method, when developing a reservoir of viscous oil or bitumen by steam gravity, a quick breakthrough of steam to the producing well occurs, which reduces the final oil recovery.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции при разработке залежей вязкой нефти или битума массивного или структурно-литологического типов.The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery coefficient of the reservoir and reducing the rate of watering of the product when developing deposits of viscous oil or bitumen of massive or structural-lithological types.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи вязкой нефти или битума, включающем бурение и обустройство не менее одной пары горизонтальных скважин для парогравитационного воздействия с расположением ствола нагнетательной скважины параллельно в вертикальной плоскости над стволом добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую, согласно изобретению, конфигурацию скважин выполняют по форме залежи: восходящими в начале пласта, горизонтальными в центральной части и спадающими в конце пласта, причем угол восхождения и спада добывающей скважины равен углу падения пласта, а угол восхождения и спада нагнетательной скважины в 1-2,2 раза больше угла падения пласта, минимальное расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до ВНК принимают 2 м, минимальное расстояние между стволами добывающей и горизонтальной скважины в месте перфорационных отверстий - 3 м, максимальное расстояние между горизонтальными участками стволов добывающей и нагнетательной скважин - 10 м, распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют по формуле:The problem is solved in that in a method for developing a reservoir of viscous oil or bitumen, comprising drilling and equipping at least one pair of horizontal wells for steam-gravity treatment with the location of the injection well parallel in a vertical plane above the production well, injecting steam into the injection well and selecting products through producing, according to the invention, the configuration of the wells is performed in the form of deposits: ascending at the beginning of the formation, horizontal in the central part and falling to the end e of the formation, and the angle of rise and fall of the production well is equal to the angle of incidence of the formation, and the angle of rise and fall of the injection well is 1-2.2 times greater than the angle of incidence of the formation, the minimum distance from the perforation holes of the production well to the oil well is 2 m, the minimum distance between trunks of the producing and horizontal wells in the place of perforations - 3 m, the maximum distance between the horizontal sections of the trunks of the producing and injection wells - 10 m, the distribution of perforation density upward m and the descending sections are determined by the formula:

n_x=n₀+L_x/A,n _x = n ₀ + L _x / A,

где n_x - число перфорационных отверстий на восходящем или нисходящем участке на расстоянии X от начала ствола с перфорацией;where n _x is the number of perforations in the ascending or descending section at a distance X from the beginning of the barrel with perforation;

n₀ - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов;n ₀ - the minimum density of perforation in the area with the smallest distance between the producing and injection wells in the perforated parts of the trunks;

L_x - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией;L _x - the length of the ascending or descending part of the perforated barrel at a distance X from its beginning with perforation;

A=30…60 м,A = 30 ... 60 m,

при этом после бурения и освоения скважин на протяжении 1-6 месяцев прогревают призобойную зону закачкой пара в добывающую и нагнетательную скважины под давлением 1-2 МПа, либо скважинными нагревателями, после чего пускают нагнетательную скважину с постоянной приемистостью пара 75-95 м³/сут, а добывающую скважину под добычу с забойным давлением 0,25-0,35 МПа.in this case, after drilling and well development for 1-6 months, the near-well zone is heated by steam injection into the producing and injection wells at a pressure of 1-2 MPa, or by downhole heaters, after which the injection well is launched with constant steam injectivity of 75-95 m ³ / day and the production well for production with bottomhole pressure of 0.25-0.35 MPa.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При разработке массивной или структурно-литологической залежи вязкой нефти или битума парогравитационным воздействием на участках стволов, не параллельных друг другу, происходит быстрый прорыв пара к добывающей скважине, что снижает конечную нефтеотдачу. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции скважин.When developing a massive or structural-lithological reservoir of viscous oil or bitumen by steam gravitational action on sections of the shafts that are not parallel to each other, a quick breakthrough of steam to the producing well occurs, which reduces the final oil recovery. The proposed invention solves the problem of increasing the oil recovery coefficient of the reservoir and reducing the rate of watering of well products.

Задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.

На фиг.1 и 2 представлено схематическое изображение участка залежи соответственно в профиле и в плане с размещением скважин. Обозначения: 1 - залежь вязкой нефти или битума, 2 - добывающая горизонтальная скважина, 3 - паронагнетательная горизонтальная скважина, h - максимальная толщина в центральной части продуктивного пласта, a - наименьшее расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов, b - наименьшее расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до ВНК, с расстояние между точками входа в продуктивный пласт нагнетательной и добывающей скважин, α - угол наклона (подъема) добывающей скважины, β - угол наклона (подъема) нагнетательной скважины, F - длина залежи, G - ширина залежи, I - участок залежи с перфорированным хвостовиком (добывающей и нагнетательной скважин) восходящего профиля, II - участок залежи с перфорированным хвостовиком (добывающей и нагнетательной скважин) горизонтального профиля, III - участок залежи с перфорированным хвостовиком (добывающей и нагнетательной скважин) нисходящего профиля.Figure 1 and 2 presents a schematic illustration of a section of the reservoir, respectively, in the profile and in plan with the placement of wells. Designations: 1 - reservoir of viscous oil or bitumen, 2 - producing horizontal well, 3 - steam injection horizontal well, h - maximum thickness in the central part of the reservoir, a - the smallest distance between the producing and injection wells in the perforated parts of the bores, b - the smallest distance from the perforations of the producing well to the oil-and-gas industry, with the distance between the points of entry into the reservoir of the injection and producing wells, α is the angle of inclination (rise) of the production well, β is the angle of inclination (along lift) of the injection well, F is the length of the reservoir, G is the width of the reservoir, I is the section of the reservoir with a perforated liner (production and injection wells) of the ascending profile, II is the section of the reservoir with a perforated liner (production and injection wells) of a horizontal profile, III is the section deposits with a perforated liner (production and injection wells) downward profile.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

По сейсморазведке 3Д выделяют залежь 1, представленную битумонасыщенными песчаниками (фиг.1, 2). Определяют распределение максимальных и минимальных толщин по залежи, толщины уменьшаются от центра к периферии залежи.According to 3D seismic exploration, deposit 1 is identified, which is represented by bitumen-saturated sandstones (Figs. 1, 2). Determine the distribution of maximum and minimum thicknesses over the reservoir, the thickness decreases from the center to the periphery of the reservoir.

Проводят геологическое и гидродинамическое моделирование залежи и применяемого способа разработки, в котором определяют оптимальные значения a, b, β, объемов закачки пара в нагнетательной скважине и забойного давления в добывающей скважине.Geological and hydrodynamic modeling of the reservoir and the applied development method are carried out, in which the optimal values of a, b, β, steam injection volumes in the injection well and bottomhole pressure in the producing well are determined.

Бурят одну пару горизонтальных скважин с окончанием в продуктивном пласте: добывающую 2 и расположенную выше нее нагнетательную 3. Конфигурацию скважин выполняют восходящей в начале пласта, горизонтальной в центральной части и спадающей в конце пласта (фиг.1). Причем угол α наклона добывающей горизонтальной скважины 2 в начале I и в конце III залежи выполняют равным углу падения пласта, а угол β наклона нагнетательной горизонтальной скважины 3 в 1-2,2 раза больше α. Наименьшее расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины 2 до ВНК принимают b=2 м. Наименьшее расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной в перфорированных частях стволов принимают a=3 м. Горизонтальные участки скважин в центральной части II залежи 1 размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии не более 10 м.One pair of horizontal wells is drilled with the end in the reservoir: production 2 and injection 3 located above it. The configuration of the wells is performed ascending at the beginning of the formation, horizontal in the central part and falling at the end of the formation (Fig. 1). Moreover, the angle α of the inclination of the producing horizontal well 2 at the beginning of I and at the end of the III reservoir is equal to the angle of incidence of the formation, and the angle β of the inclination of the injection horizontal well 3 is 1-2.2 times greater than α. The smallest distance from the perforation holes of production well 2 to the OWC is taken b = 2 m. The smallest distance between the production and injection wells in the perforated parts of the shafts is a = 3 m. The horizontal sections of the wells in the central part II of reservoir 1 are placed parallel to each other in a vertical plane at a distance of no more than 10 m.

Устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта 1. Проводят вторичное вскрытие добывающей и нагнетательной скважин с плотностью перфорации, определенной заранее. Так минимальную плотность перфорации n₀ для добывающей и нагнетательной скважин принимают на участке а с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов. Диаметр перфорационных отверстий задают постоянным.Set casing with a filter in the interval of the reservoir 1. Conduct a secondary opening of production and injection wells with a perforation density determined in advance. So, the minimum perforation density n ₀ for the producing and injection wells is taken at section a with the smallest distance between the producing and injection wells in the perforated parts of the shafts. The diameter of the perforations is set constant.

Распределение плотности перфорации на участке I (так же как и на участке III) определяют из условия:The distribution of perforation density in section I (as well as in section III) is determined from the condition:

$n_{x} = n_{0} + L_{x} / A, (1)$

n_{x} = n_{0} + L_{x} / A, (one)

где n_x - число перфорационных отверстий на расстоянии X от начала хвостовика с перфорацией, т.е. при n₀;where n _x is the number of perforations at a distance X from the beginning of the shank with perforation, i.e. at n ₀ ;

L_x - длина восходящей части I хвостовика на расстоянии X от его начала с перфорацией;L _x - the length of the ascending part I of the shank at a distance X from its beginning with perforation;

A=30…60 м.A = 30 ... 60 m.

Длина восходящей части I равна нисходящей III и равна L.The length of ascending part I is equal to descending III and equal to L.

Распределение плотности перфорации на участке II одинаково и равно плотности при n_L.The distribution of the density of perforation in section II is the same and equal to the density at n _L.

Далее проводят освоение и пускают скважины в работу. Первые 1-6 месяцев закачку пара ведут и в нагнетательную, и в добывающую скважины под давлением закачки (давление на забое) 1-2 МПа, в результате чего снижается вязкость нефти вокруг обеих скважин, увеличивается ее подвижность и, соответственно, приемистость нагнетательной скважины и продуктивность добывающей. Либо используют в течение данного времени скважинные нагреватели.Then they carry out the development and put the wells into operation. The first 1-6 months, steam is injected into both the injection and production wells under injection pressure (bottom pressure) of 1-2 MPa, as a result of which the viscosity of oil around both wells decreases, its mobility and, accordingly, the injectivity of the injection well increase mining productivity. Or use downhole heaters during this time.

После этого переводят добывающую скважину под добычу, забойное давление устанавливают на уровне 0,25-0,35 МПа. А в нагнетательную скважину закачивают постоянный объем 0,75-0,95 м³/сут пара.After that, the producing well is transferred for production, the bottomhole pressure is set at 0.25-0.35 MPa. And a constant volume of 0.75-0.95 m ³ / day of steam is pumped into the injection well.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.The development is carried out until the full economically viable development of the site.

Результатом внедрения изобретения является увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин.The result of the invention is an increase in the oil recovery coefficient of the reservoir and a decrease in the watering rate of production wells.

Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method

По сейсморазведке ЗД выделяют залежь 1, представленную битумонасыщенными песчаниками с кровлей на глубине 90 м (фиг.1) длиной F=400 м и шириной G=300 м (фиг.2). Залежь приурочена к уфимскому ярусу, относится к структурно-литологическому типу. Определяют распределение максимальных и минимальных толщин по залежи, толщины уменьшаются от центра к периферии залежи. Максимальная толщина в центральной части h=14 м. ВНК на глубине 120 м.According to the seismic survey of the West Bank, deposit 1 is identified, which is represented by bitumen-rich sandstones with a roof at a depth of 90 m (Fig. 1), length F = 400 m and width G = 300 m (Fig. 2). The deposit is confined to the Ufa layer; it belongs to the structural-lithological type. Determine the distribution of maximum and minimum thicknesses over the reservoir, the thickness decreases from the center to the periphery of the reservoir. The maximum thickness in the central part is h = 14 m. VNK at a depth of 120 m.

Вязкость битума в пластовых условиях составляет 27350 мПа*с, плотность 970 кг/м³. Пластовая температура 8°C, начальное пластовое давление 0,44 МПа.The viscosity of bitumen in reservoir conditions is 27350 MPa * s, density 970 kg / m ³ . The reservoir temperature is 8 ° C, the initial reservoir pressure is 0.44 MPa.

Бурят одну пару горизонтальных скважин с окончанием в продуктивном пласте: добывающую 2 и расположенную выше нее нагнетательную 3. Расстояние между точками входа в продуктивный пласт 1 нагнетательной 2 и добывающей 3 горизонтальной скважины составляет c=10 м. Конфигурацию скважин выполняют восходящей в начале пласта, горизонтальной в центральной части и спадающей в конце пласта (фиг.1). Причем угол наклона добывающей горизонтальной скважины 2 в начале I и в конце III залежи выполняют равным углу падения пласта, т.е. α=1,4°, а угол наклона нагнетательной горизонтальной скважины 3 в два раза больше, т.е. β=2,8°. Длина стволов каждой скважины в продуктивном пласте 450 м. Наименьшее расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины 2 до ВНК принимают b=2 м. Наименьшее расстояние между добывающей и нагнетательной скважиной в перфорированных частях стволов a=3,5 м. Горизонтальные участки скважин в центральной части II залежи 1 размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 7 м.One pair of horizontal wells is drilled with the end in the reservoir: producing 2 and injection 3 located above it. The distance between the points of entry into the producing formation 1 of injection 2 and producing 3 horizontal wells is c = 10 m. The wells are configured upward at the beginning of the formation, horizontal in the central part and subsiding at the end of the reservoir (figure 1). Moreover, the inclination angle of the producing horizontal well 2 at the beginning of I and at the end of III reservoir is equal to the angle of incidence of the formation, i.e. α = 1.4 °, and the inclination angle of the horizontal injection well 3 is two times larger, i.e. β = 2.8 °. The length of the boreholes of each well in the reservoir is 450 m. The smallest distance from the perforation holes of production well 2 to the OWC is taken b = 2 m. The smallest distance between the production and injection wells in the perforated parts of the boreholes is a = 3.5 m. Horizontal sections of wells in the central part II deposits 1 are placed parallel to one another in a vertical plane at a distance of 7 m

Устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта 1. Проводят вторичное вскрытие добывающей и нагнетательной скважин с плотностью перфорации, определенной заранее. Так минимальную плотность перфорации для добывающей и нагнетательной скважин принимают на участке а с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов, плотность n₀=7 отв. на 1 м. Диаметр перфорационных отверстий задают постоянным, равным 13 мм.Set casing with a filter in the interval of the reservoir 1. Conduct a secondary opening of production and injection wells with a perforation density determined in advance. So the minimum density of perforation for producing and injection wells is taken on the site and with the smallest distance between the producing and injection wells in the perforated parts of the trunks, density n ₀ = 7 holes. per 1 m. The diameter of the perforations is set constant, equal to 13 mm

$n_{x} = n_{0} + L_{x} / A, (1)$

n_{x} = n_{0} + L_{x} / A, (one)

A=30…60 м.A = 30 ... 60 m.

Длина восходящей части I (так же как и нисходящей III) равна 160 м. Для добывающей и нагнетательной скважин примем A=40 м. Тогда согласно расчетам по формуле (1) получим распределение перфорационных отверстий:The length of the ascending part I (as well as the descending part III) is 160 m. For production and injection wells, we take A = 40 m. Then, according to the calculations by formula (1), we obtain the distribution of perforations:

n₄₀=7+40/40=8 отв/м;n ₄₀ = 7 + 40/40 = 8 holes / m;

n₈₀=7+80/40=9 отв/м;n ₈₀ = 7 + 80/40 = 9 holes / m;

n₁₂₀=7+120/40=10 отв/м;n ₁₂₀ = 7 + 120/40 = 10 holes / m;

n₁₆₀=7+160/40=11 отв/м.n ₁₆₀ = 7 + 160/40 = 11 holes / m.

Распределение плотности перфорации на участке II одинаково и равно n₁₆₀=11 отв/м.The distribution of the density of perforations in section II is the same and equal to n ₁₆₀ = 11 holes / m.

Далее проводят освоение и пускают скважины в работу. Первые 3 месяца закачку пара ведут и в нагнетательную, и в добывающую скважины под давлением закачки (давление на забое) 1,2 МПа, в результате чего снижается вязкость нефти вокруг обеих скважин, увеличивается ее подвижность и, соответственно, приемистость нагнетательной скважины и продуктивность добывающей. Опыты показали, что при отсутствии данного мероприятия дебит добывающей скважины сохраняется на очень низком уровне (0,1-0,5 т/сут) в течение 2-4 лет.Then they carry out the development and put the wells into operation. For the first 3 months, steam is injected into both the injection and production wells under injection pressure (bottom pressure) of 1.2 MPa, as a result of which the viscosity of the oil around both wells decreases, its mobility and, accordingly, the injectivity of the injection well and production productivity increase . The experiments showed that in the absence of this measure, the production well’s flow rate remains at a very low level (0.1-0.5 tons / day) for 2-4 years.

После этого переводят добывающую скважину под добычу, забойное давление устанавливают на уровне 0,3 МПа. А в нагнетательную скважину закачивают постоянный объем 80 м³/сут пара.After that, the producing well is transferred for production, the bottomhole pressure is set at 0.3 MPa. And a constant volume of 80 m ³ / day of steam is pumped into the injection well.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти 0,5 т/сут, было добыто с участка 146,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,251. При разработке без учета распределения перфорации было добыто 114,2 тыс.т, в связи с более быстрыми темпами обводнения, КИН составил 0,196. При разработке только горизонтальными участками охват оказался значительно меньше, в результате было добыто лишь 68,7 тыс.т нефти, КИН составил 0,118.As a result, during the development, which was limited by watering the production well to 98%, or by achieving a minimum profitable oil production rate of 0.5 tons / day, 146.3 thousand tons of oil was produced from the site, the oil recovery ratio was 0.251. During the development without taking into account the distribution of perforation, 114.2 thousand tons were produced, due to the faster rate of watering, the recovery factor was 0.196. When developing only in horizontal sections, the coverage turned out to be significantly less, as a result, only 68.7 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.118.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин.Thus, the proposed method provides an increase in the oil recovery coefficient of the reservoir and reduces the rate of watering production of producing wells.

Claims

A method of developing a reservoir of viscous oil or bitumen, including drilling and equipping at least one pair of horizontal wells for steam and gravity stimulation with the location of the injection well parallel in a vertical plane above the production well, injecting steam into the injection well and selecting products through the production, characterized in that wells are configured according to the shape of the reservoir: ascending at the beginning of the formation, horizontal in the central part and falling at the end of the formation, the angle being the pressure and decline of the production well is equal to the angle of incidence of the formation, and the angle of ascension and decline of the injection well is 1-2.2 times greater than the angle of incidence of the formation, the minimum distance from the perforation holes of the production well to the oil-water contact of the oil and gas complex is 2 m, the minimum distance between the production and horizontal well in the place of perforations - 3 m, the maximum distance between the horizontal sections of the shafts of the producing and injection wells - 10 m, the distribution of perforation density on the upward and outgoing sections determined by the formula:
n _x = n ₀ + L _x / A,
where n _x is the number of perforations in the ascending or descending section at a distance X from the beginning of the barrel with perforation;
n ₀ - the minimum density of perforation in the area with the smallest distance between the producing and injection wells in the perforated parts of the trunks;
L _x - the length of the ascending or descending part of the perforated barrel at a distance X from its beginning with perforation;
A = 30-60 m
in this case, after drilling and well development for 1-6 months, the bottom-hole zone is heated by steam injection into the producing and injection wells under pressure of 1-2 MPa, or by downhole heaters, after which the injection well is launched with constant steam injection of 75-95 m ³ / day and the production well for production with bottomhole pressure of 0.25-0.35 MPa.