RU2599675C1

RU2599675C1 - Method for development of formation with high-viscosity oil

Info

Publication number: RU2599675C1
Application number: RU2015136667/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Марс Талгатович Ханнанов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2015-08-28
Filing date: 2015-08-28
Publication date: 2016-10-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention can be used in development of beds with high-viscosity oil and presence of bottom water of small thickness. In method of developing formation with high-viscosity oil collector is exposed with main vertical shafts of wells drilled from them side horizontal shafts, development of side horizontal shafts, pumping of working agent and extraction of products through side horizontal shafts. Invention comprises selecting section of formation, saturated with oil with dynamic viscosity more than 400 MPa·s, with water-oil zone, where thickness of oil part formation exceeds 10 m, and water-bearing - is not more than 5 m. From vertical well is drilled from side horizontal shafts descending profile with distance from side horizontal shaft tip to oil-water contact of at least 2 m, side horizontal shaft length is not less than half distance between vertical wells or half size being well pattern. Side horizontal shaft is conditionally divided into sections with length of 10-50 m, each section separately, for which is lowered to side horizontal shaft pipe string with filter at double packers with length of not more than length of corresponding sections through pipe string and filter is pumped into bed in each section heated to temperature not less than 50 °C at bottom of solvent in volume V_n=(1…50)·l_n·m_n, where l_n is length of n-th section, m_n is porosity of formation opposite to n-th section. After thermocapillary impregnation with solvent section is allowed for pumping of liquid, each section of same way, after which entire shaft is put into operation, well operation is performed in cyclic mode selection-pumping: after reduction of oil flow rate by more than 50 % of initial oil flow rate after previous pumping cycle is pumping of solvent throughout length of barrel in volume equal to ∑V_n, at that solvent is pressed by flush fluid with temperature not less than 50 °C at bottom with increase in volume of this liquid after each cycle at 10-20 % at drawing of bottom water and watering of well by more than 95 % lower section is cut off in series with packers.

EFFECT: higher rate of oil extraction and oil recovery factor of formation with high-viscosity oil.

1 cl, 1 dwg, 2 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов с высоковязкой нефтью и наличием подошвенной воды небольшой толщины.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of formations with high viscosity oil and the presence of bottom water of small thickness.

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно известному способу в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар - углеводородный растворитель (патент РФ 2387818, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010).A known method of developing deposits of heavy and ultra-high viscosity oils, including the injection of steam into the reservoir, heating the reservoir with the creation of a steam chamber, the combined injection of steam and hydrocarbon solvent and selection of products. According to the known method, a mixture of hydrocarbons of the limit aliphatic and aromatic series, the main component of which is benzene, is used as a hydrocarbon solvent, and the steam and the hydrocarbon solvent are injected together after the temperature in the steam chamber reaches at least the phase transition temperature of the mixture of steam and the hydrocarbon solvent with a temperature a steam chamber not lower than the phase transition temperature of a mixture of steam - hydrocarbon solvent (RF patent 2387818, class E21 43/24, publ. 27.04.2010).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки растворителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти. Согласно известному способу максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины, растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, затем начинают отбор жидкости насосом. Дополнительно циклическую закачку углеводородного растворителя производят поочередно до закачки пара в кровельную часть пласта с давлением, достаточным для расширения порового пространства породы коллектора и сжатия пластового флюида (патент РФ 2455475, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.07.2012 - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing high-viscosity oil fields with small thicknesses by cyclic injection of solvent and steam into single directional wells, including drilling an upstream section of a well in a production well, placement of tubing strings with centralizers in this section for cyclic injection of solvent through them and production casing with a pump for oil selection. According to the known method, the maximum angle of curvature of the ascending section of the well is located in the bottom of the formation, the wiring of the ascending section is carried out with an elevation angle of at least 5-8 ° from the bottom of the formation, the bottom of the ascending section is located below the roof for at least 2 m and before the descent of the pipe string, which perform thermally insulated, the upstream section of the well is equipped with a filter with two open areas at the beginning and end of this section, and the pipe space between the filter and the pipe string and between the open areas is isolated by a packer m, while the pump is located within the bottom part of the reservoir, above the open zone at the beginning of the upstream section of the well, but below the bottom of the bottom section of the well, the solvent and steam are pumped alternately into the roofing section of the formation through the exposed zone at the end of the bottom section of the well, heat distribution in the formation, then the pump begins to draw fluid. Additionally, a cyclic injection of a hydrocarbon solvent is carried out alternately before steam is injected into the roof of the formation with a pressure sufficient to expand the pore space of the reservoir rock and compress the formation fluid (RF patent 2455475, CL EV 43/24, publ. 10.07.2012 - prototype).

Общим недостатком известных способов являются низкие темпы отбора нефти, т.к. пар и растворитель закачиваются только в кровельную часть пласта. В результате коэффициент нефтеизвлечения остается невысоким. Кроме того, восходящий профиль может вызвать забивание ствола тяжелыми компонентами нефти и механическими примесями в его нижней точке, что приведет к потере притока.A common disadvantage of the known methods are low rates of oil recovery, because steam and solvent are pumped only into the roofing portion of the formation. As a result, the oil recovery coefficient remains low. In addition, the ascending profile can cause clogging of the trunk with heavy oil components and mechanical impurities at its lower point, which will lead to loss of inflow.

В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения пласта с высоковязкой нефтью.The proposed invention solves the problem of increasing the rate of oil recovery and the oil recovery coefficient of a highly viscous oil formation.

Задача решается тем, что в способе разработки пласта с высоковязкой нефтью, включающем вскрытие коллектора основными вертикальными стволами скважин, зарезку из них боковых горизонтальных стволов (БГС), освоение БГС, закачку рабочего агента и отбор продукции через БГС. Согласно изобретению выбирают участок пласта, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной - составляет не более 5 м, из ствола вертикальной скважины проводят зарезку БГС нисходящего профиля с расстоянием от носка БГС до водонефтяного контакта не менее 2 м, длину БГС выполняют не менее половины расстояния между вертикальными скважинами или половины размера проектируемой сетки скважин, БГС условно делят на секции длиной по 10-50 м, каждую секцию осваивают отдельно, для чего спускают в БГС колонну труб с фильтром на сдвоенных пакерах с длиной фильтра не более длины соответствующей секции, через колонну труб и фильтр закачивают в пласт в каждую секцию нагретый до температуры не менее 50°C на забое растворитель в объеме V_n=(1…50)·l_n·m_n, где l_n - длина n-ой секции, m_n - пористость пласта напротив n-ой секции, после термокапиллярной пропитки растворителем секцию пускают на откачку жидкости, каждую секцию осваивают таким же способом, после чего пускают весь ствол в работу, ведут эксплуатацию скважины в циклическом режиме отбор - закачка: после снижения дебита нефти более чем на 50% от первоначального дебита нефти после предыдущего цикла закачки проводят закачку растворителя по всей длине ствола в объеме, равном ∑V_n, причем растворитель продавливают продавочной жидкостью с температурой не менее 50°C на забое с увеличением объема данной жидкости после каждого цикла на 10-20%, при подтягивании подошвенной воды и обводнении скважины более чем на 95% нижние секции последовательно отсекают пакерами.The problem is solved in that in a method for developing a highly viscous oil formation, including opening the reservoir with the main vertical wellbores, cutting horizontal lateral shafts from them (BHW), mastering the BHW, injecting the working agent and selecting products through the BHW. According to the invention, a section of the formation is selected that is saturated with oil with a dynamic viscosity of more than 400 mPa · s, with a water-oil zone, where the thickness of the oil part of the formation exceeds 10 m, and the aquifer is no more than 5 m, from the vertical wellbore, downhole GHS is cut with a distance from the BGS sock to the oil-water contact of at least 2 m, the BGS length is performed at least half the distance between vertical wells or half the size of the designed wells grid, the BGS is conditionally divided into sections of 10-50 m long, each section is vaivayut separately, which is lowered into BGS pipe string filter to straddle the filter is no longer than the length of the corresponding section through the pipe string and the filter is pumped into the formation in each section heated to a temperature at least 50 ° C at the bottom, the solvent in the volume V _n = (1 ... 50) · l _n · m _n , where l _n is the length of the n-th section, m _n is the porosity of the formation opposite the n-th section, after thermocapillary impregnation with a solvent, the section is allowed to pump liquid, each section is mastered in the same way , after which they let the entire barrel into operation, conduct well operation zhiny in a cyclic mode selection - injection: after reducing the oil production rate more than 50% of the initial oil flow after the previous injection cycle is carried download across the length of the barrel of the solvent in an amount equal ΣV _n, wherein the solvent is forced squeezing fluid at a temperature not less than 50 ° C at the bottom with an increase in the volume of this fluid after each cycle by 10-20%, when pulling the bottom water and watering the well by more than 95%, the lower sections are sequentially cut off by packers.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу пласта с высоковязкой нефтью (более 400 мПа·с) и подошвенной водой небольшой толщины (до 5 м) существенное влияние оказывают способность закачиваемого агента к нефтевытеснению и площадь охвата пласта воздействием со стороны рабочего агента. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения пласта с высоковязкой нефтью. Задача решается следующим образом.Oil recovery with highly viscous oil (more than 400 mPa · s) and bottom water with a small thickness (up to 5 m) is significantly affected by the ability of the injected agent to displace and the area covered by the working agent. Existing technical solutions do not fully allow you to effectively complete these tasks. The proposed invention solves the problem of increasing the rate of oil recovery and the oil recovery coefficient of a highly viscous oil formation. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка пласта в разрезе с размещением БГС. Обозначения: 1 - нефтенасыщенная часть пласта, 2 - водонасыщенная часть пласта, 3 - добывающая вертикальная скважина, 4 - БГС нисходящего профиля, 5 - колонна труб для закачки рабочего агента и отбора продукции скважины, 6 - фильтр, 7 - сдвоенные пакеры, ВНК - водонефтяной контакт, l₁-l₅ - секции БГС, h - минимальное расстояние от низа БГС до ВНК.In FIG. 1 is a schematic sectional view of a section of a formation with the deployment of a CWG. Designations: 1 - oil-saturated part of the formation, 2 - water-saturated part of the formation, 3 - producing vertical well, 4 - downhole gas supply station, 5 - pipe string for injecting the working agent and selecting well products, 6 - filter, 7 - twin packers, VNK - water-oil contact, l ₁ -l ₅ - sections of the gas-oil supply, h - the minimum distance from the bottom of the oil-gas supply to the oil-and-gas complex.

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

Выбирают участок нефтяного пласта с подошвенной водой. Толщина нефтяной части 1 пласта составляет более 10 м, а водоносной 2 - не более 5 м (фиг. 1). Динамическая вязкость нефти - более 400 мПа·с. На участке пробурена вертикальная добывающая скважина 3.Select a section of the oil reservoir with bottom water. The thickness of the oil part 1 of the reservoir is more than 10 m, and the aquifer 2 is not more than 5 m (Fig. 1). The dynamic viscosity of oil is more than 400 MPa · s. A vertical production well 3 was drilled in the area.

Если скважина 3 вторично вскрывает нефтеносную часть пласта 1, то данные перфорационные отверстия изолируют. Из ствола вертикальной скважины 3 проводят зарезку БГС 4 нисходящего профиля. Расстояние h от носка БГС до водонефтяного контакта выполняют не менее 2 м, а длину БГС - не менее половины расстояния между вертикальными скважинами или половины размера проектируемой сетки скважин.If the well 3 reopens the oil-bearing part of the formation 1 a second time, then these perforations are isolated. From the trunk of a vertical well 3 carry out the strike of the GHS 4 downward profile. The distance h from the BGS toe to the oil-water contact is not less than 2 m, and the BGS length is not less than half the distance between vertical wells or half the size of the designed well network.

Ствол 4 условно делят на секции l₁-l₅ длиной по 10-50 м. Каждую секцию осваивают отдельно, для чего спускают в БГС 4 колонну труб 5 с фильтром 6 на сдвоенных пакерах 7 с длиной фильтра 6 не более длины l₁-l₅ соответствующих секций. Через колонну труб 5 и фильтр 6 закачивают в пласт нагретый до температуры не менее 50°C на забое растворитель в объеме V_n=(1…50)·l_n·m_n, где l_n - длина n-ой секции, m_n - пористость пласта напротив n-ой секции. Тип растворителя и его концентрацию определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах. После термокапиллярной пропитки растворителем секцию пускают на откачку жидкости. Каждую секцию осваивают таким же способом, после чего пускают весь ствол 4 в работу.Trunk 4 is conditionally divided into sections l ₁ -l ₅ with a length of 10-50 m. Each section is mastered separately, for which a pipe string 5 with filter 6 is lowered into the BGS 4 on filter packers 7 with filter pack 6 no more than length l ₁ -l ₅ relevant sections. Through the pipe string 5 and filter 6, a solvent heated to a temperature of at least 50 ° C is pumped into the formation in the bottom V _n = (1 ... 50) · l _n · m _n , where l _n is the length of the n-th section, m _n - porosity of the reservoir opposite the nth section. The type of solvent and its concentration is determined by laboratory studies of oil displacement on cores. After thermocapillary solvent impregnation, the section is allowed to pump liquid. Each section is mastered in the same way, after which the entire barrel 4 is put into operation.

Далее ведут эксплуатацию скважины 3 в циклическом режиме отбор - закачка: после снижения дебита нефти более чем на 50% от первоначального дебита нефти после предыдущего цикла закачки проводят закачку растворителя по всей длине ствола 4 в объеме, равном ∑V_n. Растворитель продавливают продавочной жидкостью с температурой не менее 50°C на забое с увеличением объема продавочной жидкости после каждого цикла на 10-20%.Next, wells 3 are operated in a cyclic selection-injection mode: after the oil production rate decreases by more than 50% of the initial oil production rate, after the previous injection cycle, the solvent is pumped along the entire length of the barrel 4 in a volume equal to ∑V _n . The solvent is forced through with a squeezing liquid with a temperature of at least 50 ° C at the bottom with an increase in the volume of the squeezing liquid after each cycle by 10-20%.

При подтягивании подошвенной воды и обводнении скважины 3 более чем на 95% нижние секции последовательно отсекают пакерами.When pulling the bottom water and watering the well 3 by more than 95%, the lower sections are sequentially cut off by packers.

Выбор участка залежи с указанными параметрами обусловлен оптимальностью применимости предлагаемого способа. Согласно расчетам, если нефтеносная часть пласта 1 менее 10 м, то запасы залежи не позволяют окупить затраты на закачку нагретого растворителя. Если толщина водоносной части пласта 2 более 5 м, то эффективность растворителя и тепла значительно снижается ввиду необходимости закачки больших объемов рабочего агента. Также исследования показали, что при динамической вязкости нефти менее 400 мПа·с нефтеотдача может быть достигнута сопоставимой величины при более дешевых способах разработки.The choice of the site of the deposit with the specified parameters is due to the optimality of the applicability of the proposed method. According to the calculations, if the oil-bearing part of the reservoir 1 is less than 10 m, then the reserves of the reservoir do not allow to recoup the costs of injecting the heated solvent. If the thickness of the aquifer of the formation 2 is more than 5 m, then the efficiency of the solvent and heat is significantly reduced due to the need to pump large volumes of the working agent. Studies have also shown that with a dynamic viscosity of oil of less than 400 MPa · s, oil recovery can be achieved at a comparable value with cheaper development methods.

БГС позволяет повысить площадь контакта скважины с продуктивным пластом 1, а нисходящий профиль БГС - последовательно отрабатывать данный пласт 1 по толщине. При расстоянии h от носка БГС до ВНК менее 2 м, согласно расчетам, темп обводнения оказывается выше скорости действия нагретого растворителя. Длина стволов менее половины расстояния между вертикальными скважинами или половины грани проектируемой сетки скважин приводит к снижению коэффициента охвата.GHS allows to increase the contact area of the well with the productive formation 1, and the downward profile of the GHS allows to sequentially work out this formation 1 in thickness. When the distance h from the BGS toe to the OWC is less than 2 m, according to the calculations, the watering rate is higher than the speed of the heated solvent. The length of the shafts is less than half the distance between vertical wells or half the face of the projected grid of wells leads to a decrease in the coverage factor.

Разделение БГС на секции и их последовательное освоение позволяет снизить влияние неоднородности пласта. При длине секций БГС менее 10 м, согласно исследованиям, соседние, уже освоенные секции, оказывают влияние при освоении текущей секции, в результате растворитель может пойти в уже освоенную часть пласта, снизив тем самым охват пласта вдоль всего БГС. При длине секций БГС более 50 м появляются «неработающие» участки ствола в секции, в т.ч. ввиду неоднородности коллектора.Dividing the GHS into sections and their consistent development helps to reduce the influence of reservoir heterogeneity. With the length of the GHS sections less than 10 m, according to studies, neighboring already mastered sections influence the development of the current section, as a result, the solvent can go into the already mastered part of the formation, thereby reducing the coverage of the formation along the entire GHS. When the length of the BGS sections is more than 50 m, “idle” sections of the trunk appear in the section, including due to heterogeneity of the collector.

Закачка нагретого растворителя (например, толуола) с температурой более 50°C, приводит к снижению вязкости нефти в пласте, что повышает приток нефти к стволу скважины. Исследования показывают, что при температуре менее 50°C охват и нефтеотдача снижаются.The injection of a heated solvent (for example, toluene) with a temperature of more than 50 ° C, leads to a decrease in the viscosity of oil in the reservoir, which increases the flow of oil to the wellbore. Studies show that at temperatures below 50 ° C, coverage and oil recovery are reduced.

Оптимальный объем растворителя для закачки для большинства коллекторов, согласно исследованиям, рассчитывается как поровый объем вдоль секции БГС в радиусе 0,5-4,0 м от ствола, т.е. V_n=π·(0,5…4,0)²·l_n·m_n=(1…50)·l_n·m_n, где l_n - длина n-ой секции, m_n - пористость пласта напротив n-ой секции.According to studies, the optimal volume of solvent for injection for most reservoirs is calculated as the pore volume along the GHS section within a radius of 0.5-4.0 m from the barrel, i.e. V _n = π · (0.5 ... 4.0) ² · l _n · m _n = (1 ... 50) · l _n · m _n , where l _n is the length of the n-th section, m _n is the reservoir porosity opposite n-th section.

Циклический режим отбора и закачки позволяет осуществлять разработку пласта одной скважиной. При определенном снижении дебита нефти необходимо переводить скважину под закачку растворителя, причем, согласно моделированию, при снижении дебита нефти менее чем на 50% от первоначального после предыдущего цикла закачки,перевод под нагнетание приводит к более низкой нефтеотдаче.The cyclic mode of selection and injection allows for the development of a formation with one well. With a certain decrease in the oil flow rate, it is necessary to transfer the well to injection of solvent, and, according to the simulation, if the oil flow rate is less than 50% of the initial one after the previous injection cycle, transfer to injection leads to lower oil recovery.

В связи с тем что с каждым циклом закачки необходимо проводить воздействие на все более отдаленные участки пласта от ствола скважины, предусматривают продавку растворителя продавочной жидкостью (например, технической водой). Причем увеличение объема продавочной жидкости с каждым циклом на менее чем 10% почти не повышает дебит нефти, тогда как на более чем 20% приводит к прорыву воды и неравномерному распределению растворителя в пласте. Нагретая продавочная жидкость не позволяет остывать растворителю при его продавке за счет теплообмена с данной жидкостью. Поэтому предусматривают нагрев продавочной жидкости до той же температуры, что и растворитель, т.е. не менее 50°C на забое.Due to the fact that with each injection cycle, it is necessary to influence more and more distant sections of the formation from the wellbore, provide for the solvent to be squeezed with selling fluid (for example, process water). Moreover, an increase in the volume of displacement fluid with each cycle by less than 10% almost does not increase the oil production rate, whereas by more than 20% it leads to water breakthrough and uneven distribution of solvent in the formation. Heated squeezing liquid does not allow the solvent to cool when it is squeezed due to heat exchange with this liquid. Therefore, it is envisaged to heat the squeeze liquid to the same temperature as the solvent, i.e. at least 50 ° C at the bottom.

Наличие подошвенной воды постепенно приводит к ее подтягиванию и соответственно обводнению БГС. При отсечении пакерами нижней секции после обводнения скважины менее чем на 95%, согласно расчетам, остаются недовыработанные участки пласта, что снижает нефтеотдачу.The presence of plantar water gradually leads to its pulling up and, accordingly, watering of the BGS. When packers cut off the lower section after flooding the well by less than 95%, according to the calculations, underdeveloped sections of the reservoir remain, which reduces oil recovery.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта.Development is carried out until the full economically viable development of the reservoir area.

Результатом внедрения данного способа является повышение темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения пласта с высоковязкой нефтью.The result of the implementation of this method is to increase the rate of oil recovery and the oil recovery coefficient of the reservoir with high viscosity oil.

Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method

Пример 1. На участке водонефтяной залежи с толщиной нефтяной части 1 пласта 10 м и водоносной части 2 пласта 5 м пробурена вертикальная скважина 3 (фиг. 1). Расстояние до ближайшей соседней скважины - 500 м. Динамическая вязкость нефти на рассматриваемом участке составляет 400 мПа·с, пластовая температура 25°C, пористость m=16%. Скважина 3 не эксплуатировала пласт 1, а работала на нижележащий объект.Example 1. In a section of a water-oil deposit with a thickness of the oil part 1 of the formation 10 m and the aquifer part 2 of the formation 5 m, a vertical well 3 was drilled (Fig. 1). The distance to the nearest neighboring well is 500 m. The dynamic viscosity of the oil in the area under consideration is 400 mPa · s, reservoir temperature 25 ° C, porosity m = 16%. Well 3 did not exploit reservoir 1, but worked on the underlying object.

После отключения нижележащего объекта из ствола вертикальной скважины 3 проводят зарезку БГС 4 длиной 0,5·500=250 м нисходящего профиля. Расстояние от носка БГС до водонефтяного контакта выполняют h=2 м. Ствол 4 условно делят на 5 секций l₁-l₅ длиной по 50 м каждая.After disconnecting the underlying object from the trunk of a vertical well 3, the BSG 4 is cut in length 0.5 · 500 = 250 m of the downward profile. The distance from the BGS toe to the oil-water contact is h = 2 m. The trunk 4 is conventionally divided into 5 sections l ₁ -l ₅ with a length of 50 m each.

Каждую секцию осваивают отдельно, для чего спускают в БГС 4 колонну труб 5 с фильтром 6 длиной 40 м на сдвоенных пакерах 7. Через колонну труб 5 и фильтр 6 закачивают в каждую секцию нагретый до температуры 50°C на забое растворитель - толуол 80%-ной концентрации в объеме V_n=1·l_n·m_n=1·40·0,16=6,4 м³, определенный заранее по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах пласта 1. После термокапиллярной пропитки растворителем в течение 1 сут, секцию пускают на откачку жидкости. Каждую секцию осваивают таким же способом, после чего пускают весь ствол 4 в работу. Таким образом, общий объем растворителя, потребовавшегося на освоение скважины 3 составляет 5·6,4=32 м³. Дебит нефти после освоения - 12 т/сут.Each section is mastered separately, for which purpose a column of pipes 5 with a filter 6 of 40 m length on dual packers 7 is lowered into the BGS 4 through double packers 7. Through a pipe column 5 and filter 6, a solvent heated to 50 ° C is pumped into the bottom to the bottom; 80% toluene - concentration in volume V _n = 1 · l _n · m _n = 1 · 40 · 0.16 = 6.4 m ³ determined in advance from laboratory studies of oil displacement on core cores of the formation 1. After thermocapillary impregnation with solvent for 1 day, section allowed to pump liquid. Each section is mastered in the same way, after which the entire barrel 4 is put into operation. Thus, the total amount of solvent required for the development of well 3 is 5 · 6.4 = 32 m ³ . The oil production rate after development is 12 tons / day.

Далее ведут эксплуатацию скважины 3 в циклическом режиме отбор - закачка. Через 3 месяца дебит нефти уменьшается до 5,9 т/сут, т.е. более чем на 50%. Проводят закачку толуола по всей длине ствола 4 в объеме, равном 32 м³. Растворитель продавливают технической водой с температурой 50°C на забое в объеме 20 м³. Дебит нефти после пуска скважины 3 в добычу составил 11 т/сут.Next, wells 3 are operated in a cyclic selection-injection mode. After 3 months, the oil flow rate decreases to 5.9 tons / day, i.e. more than 50%. Toluene is injected along the entire length of the barrel 4 in a volume equal to 32 m ³ . The solvent is forced through with technical water at a temperature of 50 ° C at the bottom in a volume of 20 m ³ . The oil production rate after starting well 3 into production amounted to 11 tons / day.

Через 4 месяца добычи дебит нефти снижается до 5,4 т/сут, поэтому проводят закачку толуола аналогично предыдущему циклу, но с увеличением продавочной жидкости (технической воды) на 10%, т.е. в объеме 22 м³.After 4 months of production, the oil flow rate drops to 5.4 tons / day, therefore, toluene is injected similarly to the previous cycle, but with a 10% increase in supply liquid (process water), i.e. in the amount of 22 m ³ .

Через три года эксплуатации происходит обводнение скважины 3 на 95,1%, что объясняется подтягиванием подошвенной воды. Нижнюю секцию отсекают пакерами. Аналогичную операцию проводят при новом обводнении скважины 2 более чем на 95%.After three years of operation, well 3 is flooded by 95.1%, which is explained by the pulling of bottom water. The bottom section is cut off by packers. A similar operation is carried out with a new watering of well 2 by more than 95%.

Всего за время разработки проводят 15 циклов, пока не останется одна последняя секция l₅.In total, 15 cycles are carried out during the development, until one last section l ₅ remains.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Пласт имеет иные характеристики. Проектируемая на участке пласта сетка скважин имеет размер 300×300 м. Зарезают БГС 4 длиной 150 м и делят на 3 секции по 50 м каждая. В каждую секцию закачивают растворитель в объеме V_n=50·10·0,16=80 м³. При эксплуатации скважины 3 закачиваемый растворитель продавливают технической водой в объеме 40 м³ с увеличением данного объема на 20% в каждом последующем цикле.Example 2. Perform, as example 1. The reservoir has other characteristics. The well network projected at the reservoir site has a size of 300 × 300 m. Slaughter BGN 4 is 150 m long and is divided into 3 sections of 50 m each. The solvent is pumped into each section in a volume of V _n = 50 · 10 · 0.16 = 80 m ³ . When operating well 3, the injected solvent is forced through with technical water in a volume of 40 m ³ with an increase of this volume by 20% in each subsequent cycle.

В результате разработки рассматриваемого участка пласта, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98% (последней секции БГС), было добыто 79,0 тыс. т нефти, за 10 лет разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил - 0,378 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 65,6 тыс. т нефти за 15 лет разработки, КИН составил 0,314 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,064 д. ед.As a result of the development of the considered section of the reservoir, which was limited by watering the production well to 98% (the last section of the GHS), 79.0 thousand tons of oil was produced, over 10 years of development, the oil recovery coefficient (CIN) was 0.378 units. According to the prototype, ceteris paribus, 65.6 thousand tons of oil were produced over 15 years of development, oil recovery factor amounted to 0.314 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0,064 d.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяных пластов.The proposed method allows to increase the oil recovery coefficient of oil reservoirs.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения пласта с высоковязкой нефтью.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the rate of oil recovery and the oil recovery coefficient of a formation with high viscosity oil.

Claims

A method of developing a highly viscous oil formation, including opening the reservoir with the main vertical wellbores, cutting horizontal lateral shafts of them — GHS, mastering the GHS, injecting a working agent and selecting products through the GHS, characterized in that a section of the reservoir saturated with oil with a dynamic viscosity of more than 400 mPa · s, with a water-oil zone, where the thickness of the oil part of the reservoir exceeds 10 m, and the aquifer is no more than 5 m, from the trunk of a vertical well, a downlink GHS is carried out with a distance from the BGS sock to the oil-water contact of at least 2 m, the BGS length is performed at least half the distance between vertical wells or half the size of the designed wells grid, the BGS is conditionally divided into sections of 10-50 m in length, each section is mastered separately, for which it is lowered into the BGS a pipe string with a filter on twin packers with a filter length not exceeding the length of the corresponding section, through the pipe string and filter are pumped into the formation in each section, heated to a temperature of at least 50 ° C for bottom-hole solvent in volume

where l _n is the length of the n-th section, m _n is the porosity of the formation opposite the n-th section, after thermocapillary impregnation with a solvent, the section is started to pump out the liquid, each section is mastered in the same way, after which the entire well is put into operation, the wells are being operated in a cyclic mode selection - injection: after reducing the oil production rate more than 50% of the initial oil flow after the previous injection cycle is carried download across the length of the barrel of the solvent in an amount equal ΣV _n, wherein the solvent is forced to squeezing liquid tempo ture of at least 50 ° C at the bottom with an increase in volume of the liquid after each cycle, by 10-20%, while tightening the plantar water and dehydration of well more than 95% lower sections are sequentially cut off packers.