RU2693055C1

RU2693055C1 - Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones

Info

Publication number: RU2693055C1
Application number: RU2018131090A
Authority: RU
Inventors: Марат Инкилапович Амерханов; Фаниль Муктасимович Ахметзянов; Наиль Мунирович Ахметшин
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2018-08-17
Filing date: 2018-08-17
Publication date: 2019-07-01

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method of development of a deposit of high-viscosity oil with water-saturated zones includes construction of horizontal production and located above injection wells with installation of casing strings with filter parts in corresponding horizontal sections, heating of formation by pumping into both wells of hot working agent with specific weight below specific weight of formation water, conducting studies for determination of water-saturated zones adjacent to production and injection wells, after that in casing adjacent to water-saturated zones of wells, covering of these zones with water-proof composition, which is destructed at external action, with subsequent process exposure, injection of displacing agent into injection well and extraction of product from production well. Displacement agent used is steam with temperature of not less than 180 °C. Determination of water-saturated zones is carried out in both wells by geophysical investigations, besides, in production well – in two stages, first of which is electric and / or radioactive – before steam injection, and the second one – thermometric – after the formation is heated before production start. At detection of water-saturated zones, opened by horizontal shafts of producing and injection wells from the mouth side, before pumping and forcing into the pore space of the productive formation water-insulating composition in form of a heat-resistant gel composition, these zones in wells are covered from two sides with margin of not less than 10 m by removable packers lowered on tubing string, which are equipped between packers with perforated pipe for pumping water-proof composition. After pumping of water-insulating composition and process exposure packers are removed together with tubing string, after that, two injection string are arranged in the injection well; the tubing ends are located below at least 100 m of the water-insulating composition depth; in the production well there placed is a pump lowered to the tubing string, which is not less than 50 m of the water-insulating composition depth. Injection well is injected for injection of steam, and production well for product extraction.

EFFECT: expansion of functional capabilities due to stability of water-insulating composition at high temperatures of not less than 180 °C, high-quality insulation of water-saturated zones, reduced material costs.

1 cl, 3 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and can find application in the development of deposits of highly viscous and bituminous oil.

Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU №2578134, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2016), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%, после чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.There is a method of developing an oil reservoir in fractured reservoirs with water-oil zones (patent RU No. 2578134, IPC EV 43/20, publ. Byul. No. 8, dated 03/20/2016), including the construction of vertical wells, the determination of fractured areas opened in each well or decomposition of the reservoir and oil-packed compacted layers, drilling of producing horizontal wells in oil-saturated compacted layers below the reservoir roof at a distance of 2-5 m and above the oil-water contact at a distance of at least 10 m, isolation of the defined zones from two sides ceramics with the installation of controlled valves between them, the injection of a displacing agent into injection wells and oil recovery through production wells to achieve a water cut of more than 75% of the extracted oil, after which periodic water injection viscous compositions resistant to erosion with open controlled valves are pumped into horizontal wells until increase the injection pressure from the initial by 30-50%, but not exceeding the reservoir crack opening pressure, so that the reservoir pressure in the horizon is equal cial bore of the production well and ensure uniform displacement of oil from the pores of the reservoir from the bottom up in the section bottom water.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки высоковязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.The disadvantages of this method are narrow scope, since it is impossible to use when thermal methods of development of high-viscosity oil due to the instability of water-insulating compositions, incomplete impact on the reservoir, limited by the interval between two packers, the high cost of packers with controlled valves.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №19 от 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, причем в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.The closest in technical essence is a method for developing a deposit of high-viscosity oil and / or bitumen with water-oil zones (RU Patent No. 2522369, IPC Е21В 43/24, publ. Bull. No. 19 dated July 10, 2014), including the construction of horizontal mining and located above the injection wells with casing installation, injection of a displacing agent with a specific weight lower than the specific gravity of the formation water in the injection well, and the selection of products from the production well, and the coolant with a temperature not used as the displacing agent less than 80 ° C, and prior to the operation of wells, studies are carried out to determine the aquifer zones adjacent to the production well, after which the casing column adjacent to the aquifer zones of this well are sequentially filled from bottom to mouth with water-insulating composition, which is chosen below the temperature of the coolant, after technological exposure of the insulating composition of the well is put into operation in the usual mode.

Недостатками известного способа являются узкая область применения, с учетом того, что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии при превышении температуры стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также способ не предусматривает вариант расположения водонасыщенных вод в начальной части горизонтального ствола примыкающей к началу фильтра - зона «пятки», при условии отсутствия водонасыщенных зон в зоне окончания горизонтального ствола - зоне «носка». Также возможны значительные энергетические потери при закачке пара в нагнетательную скважину в случае ее прохождения через водонасыщенную зону.The disadvantages of this method are narrow scope, taking into account the fact that the water insulating composition is destroyed by thermal exposure when the temperature of the composition exceeds this temperature, which can be easily achieved when extracting high-viscosity oil with injection of high-temperature steam (more than 180 ° C), the method does not a variant of the arrangement of water-saturated waters in the initial part of the horizontal shaft of the filter adjacent to the beginning - the “heel” zone, provided that there are no water-saturated zones in the end zone of g rizontalnogo trunk - zone "sock." Considerable energy losses are also possible when steam is injected into the injection well if it passes through the saturated zone.

Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта за счет их качественной изоляции, сосредоточение депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтальных стволов парных скважин, создание локальной гидродинамической связи между скважинами в зоне «носка» и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин.The technical objectives of the proposed method are the expansion of functionality due to the stability of the water insulating composition at high temperatures (not less than 180 ° C), reduction of material costs due to unproductive operation and heating of water-saturated zones of the reservoir due to their high-quality insulation, concentration of the depression created by the pump in the mining well, in oil-saturated areas of horizontal shafts of paired wells, creating a local hydrodynamic connection between the wells in the “toe” zone and expanding rhenium along horizontal trunks of paired wells.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей и нагнетательной скважинам после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам скважин, перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.The task is solved by a method of developing high-viscous oil deposits with water-saturated zones, including the construction of horizontal production and located above injection wells with casing with filter parts installed in the respective horizontal sections, heating the formation by injection of hot working agent with a specific weight below the specific gravity of formation water into both wells , conducting research to determine the water-saturated zones adjacent to the production and injection wells, after which sore column adjacent to the water-saturated zones wells, the overlap of these zones water shutoff composition collapsing under external action, with subsequent exposure process, a displacing agent injection into the injection well and the selection of products from the production well.

Новым является то, что в качестве вытесняющего агента используют пар температурой не менее 180°С, определение водонасыщенных зон проводят в обеих скважинах геофизическими исследованиями, причем в добывающей скважине - в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции, при обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин со стороны устья, перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава в виде термостойкой гелевой композиции, эти зоны в скважинах перекрывают с двух сторон с запасом не менее 10 м съемными пакерами, спускаемыми на насосно-компрессорных трубах - НКТ, которые оснащают между пакерами перфорированной трубой для закачки водоизолирующего состава, после закачки водоизолирующего состава и технологической выдержки пакеры извлекают вместе с НКТ, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом концы НКТ располагают ниже не менее 100 м глубины установки водоизолирующего состава, в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже не менее 50 м глубины установки водоизолирующего состава, нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции.New is the fact that steam with a temperature of at least 180 ° C is used as a displacing agent. The determination of water-saturated zones is carried out in both wells by geophysical studies, and in a production well - in two stages, the first of which is electric and / or radioactive - before steam injection begins. and the second thermometric - after the reservoir warms up before production begins, when water saturated zones are opened, opened by horizontal wells of the production and injection wells from the mouth, before injection and punching in the pore space of the productive formation of a water insulating composition in the form of a heat-resistant gel composition, these zones in the wells overlap on both sides with a supply of at least 10 m removable packers running on tubing pipes - tubing, which are equipped between the packers with a perforated pipe to inject the water insulating composition, after injection of the water insulating composition and technological aging, the packers are removed together with the tubing, after which two tubing tubing are placed in the injection well, with the tubing ends placed below e less than 100 m depth of water shutoff setting composition is placed in a production well on tubing pump descent below at least 50 m depth of water shutoff setting composition, an injection well for injection of steam is started, and extractive - under product selection.

На фиг. 1 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе циркуляции пара в обе скважины.FIG. 1 shows a diagram of a profile of a pair of horizontal wells at the stage of circulation of steam into both wells.

На фиг. 2 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе установки водоизолирующего состава.FIG. 2 shows a profile diagram of a pair of horizontal wells at the stage of installation of a water insulating compound.

На фиг. 3 показана схема профиля пары горизонтальных скважин на этапе эксплуатации.FIG. 3 shows a profile diagram of a pair of horizontal wells at the operation stage.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте 1 (фиг. 1, 2 и 3) горизонтальной добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной выше и параллельно добывающей скважине 2, установку обсадных колонн с щелями - фильтрами (на чертежах показаны условно), проведение первого этапа геофизических исследований (электрические и/или радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, а также определение водонасыщенных зон 4, примыкающих скважинам 2 и 3.The method of development of high-viscosity oil deposits with water-saturated zones includes the construction in the reservoir 1 (Fig. 1, 2 and 3) of a horizontal production well 2 and an injection well 3 located above and parallel to the production well 2, the installation of casing with filters slits (in the drawings conditionally shown), conducting the first stage of geophysical studies (electrical and / or radioactive) to determine the oil saturation along the wells of the producing 2 and injection 3 wells, as well as the determination of water-saturated 4 it adjacent wells 2 and 3.

Далее в нагнетательной скважине 3 (фиг. 1) и в добывающей скважине 2 для закачки пара размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ 5 и 6 соответственно, при этом при использовании двух НКТ 5 и/или 6 (не показано) конец НКТ 5 и/или 6 меньшего диаметра располагают ближе к устью, а конец НКТ 5 и/или 6 большего диаметра ближе к забою скважин 3 и 2 соответственно. При этом концы колонн НКТ 6 добывающей скважины 2 размещают со смещением по горизонтали относительно концов НКТ 5 нагнетательной скважины 3 не менее чем на 30 м. На условия расположения НКТ 5 и 6 в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют.Next in the injection well 3 (Fig. 1) and in the production well 2 for steam injection place one or two columns of tubing - tubing 5 and 6, respectively, while using two tubing 5 and / or 6 (not shown) end The tubing 5 and / or 6 of a smaller diameter are located closer to the mouth, and the end of the tubing 5 and / or 6 of a larger diameter is closer to the bottom of the wells 3 and 2, respectively. At the same time, the ends of the tubing strings 6 of the production well 2 are placed horizontally offset relative to the ends of the tubing 5 of the injection well 3 by at least 30 m. The authors do not claim the conditions for the location of the tubing 5 and 6 in the wells 2 and 3.

В обе скважины 2 и 3 через НКТ 5 и 6 закачивают теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С для образования паровой камеры (на чертеже не показана). На месторождениях Татарстана рекомендуемый коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальных скважин составляет для нагнетательной скважины 3 - 8,3-8,6 т/м, а для добывающей скважины 2 - 6,4-6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва покрышки пласта 1. На режимы закачки авторы не претендуют.In both wells 2 and 3 through the tubing 5 and 6 pumped coolant in the form of steam with a temperature of at least 180 ° C for the formation of a steam chamber (not shown). At the fields of Tatarstan, the recommended coefficient of steam consumption per linear meter of the filter part of horizontal wells is 3 - 8.3-8.6 t / m for the injection well, and 6.4-6.6 t / m for the production well 2 - at , not exceeding the pressure of hydraulic fracturing of the tire 1. The authors do not pretend to the injection modes.

После образования паровой камеры до начала добычи продукции проводят второй этап геофизических исследований - термометрический со снятием термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2 для определения как минимум одной водонасыщенной зоны 4 с пониженной температурой прогрева. По результатам обоих исследований, при обнаружении водонасыщенных зон 4 (фиг. 2) в начальной зоне (со стороны устья) горизонтальных стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта 1 водоизолирующего состава 7 в виде термостойкой гелевой композиции, эти зоны 4 в обеих скважинах перекрывают с двух сторон с запасом не менее 10 м (для гарантированного перекрытия) съемными пакерами 8 (например, см. патенты RU №№167386, 2128279, 2441973 и т.п.), спускаемыми на НКТ 6, которые оснащают между пакерами 8 перфорированной трубами 9 для закачки водоизолирующего состава 7. После закачки водоизолирующего состава 7 и технологической выдержки пакеры 8 извлекают вместе с НКТ 6 из скважин 2 и 3. На способы посадки и извлечения пакеров 8 авторы не претендуют, так как это зависит от конструкции самих пакеров 8.After the formation of a steam chamber, prior to the start of production, a second stage of geophysical research, thermometric, is carried out with thermograms taken along the wellbore of the production well 2 to determine at least one water saturated zone 4 with a lower heating temperature. According to the results of both studies, upon detection of water-saturated zones 4 (Fig. 2) in the initial zone (from the mouth) of the horizontal wells of the producing 2 and injection 3 wells, before injection and forcing into the pore space of the reservoir 1 of the water insulating composition 7 in the form of heat-resistant gel composition , these zones 4 in both wells are blocked on both sides with a margin of at least 10 m (for guaranteed overlapping) with removable packers 8 (for example, see RU Patent Nos. 167386, 2128279, 2441973, etc.) that are launched on tubing 6 that equip between packers 8 perforated with pipes 9 for pumping water-isolating compound 7. After pumping water-isolating compound 7 and technological aging, the packers 8 are removed together with tubing 6 from wells 2 and 3. The authors do not pretend to fit and remove the packers 8, as it depends on the design packers 8.

После чего в нагнетательной скважине 3 (фиг. 3) размещают две колонны НКТ 5, при этом концы НКТ 5 располагают ниже не менее 100 м глубины установки водоизолирующего состава, а в добывающей скважине 2 размещают спускаемый на НКТ 6 насос 10 ниже не менее 50 м глубины установки водоизолирующего состава 7. На другие условия расположения концов НКТ 5 и НКТ 6 с насосом 10 в зависимости от распределения температуры вдоль стволов в скважинах 2 и 3 авторы не претендуют.Вдоль всего ствола скважины 2 может быть размещен оптоволоконный кабель (не показан). Нагнетательную скважину 3 запускают под закачку пара через НКТ 5, а добывающую 2 - под отбор продукции насосом 10. При этом закачиваемый пар в нагнетательной скважине 3 будет проникать в пласт по всей горизонтальной части ствола за исключение водонасыщенной зоны 4, а создаваемая насосом 10 депрессия будет охватывать влиянием всю дренируемую область обсаженного горизонтального ствола скважины 2 за исключение водонасыщенной зоны 4.After that, two columns of tubing 5 are placed in the injection well 3 (fig. 3), while the ends of tubing 5 are located below not less than 100 m of the installation depth of the water insulating compound, and in the producing well 2 they place a pump 10 that is lowered to tubing 6 less than 50 meters installation depth of water-insulating composition 7. The authors do not pretend to other conditions for the location of tubing 5 and tubing 6 with pump 10, depending on the temperature distribution along the boreholes in wells 2 and 3. A fiber-optic cable (not shown) can be placed along the entire borehole 2. The injection well 3 is launched for steam injection through the tubing 5, and the production well 2 - under the product selection 10. The injected steam in the injection well 3 will penetrate into the reservoir along the entire horizontal part of the trunk, except for the water-saturated zone 4, cover the entire drainage area of the cased horizontal wellbore 2, except for the saturated zone 4.

Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation method.

На Черемшанском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 145 м, коллектор - пласт 1 (фиг.1) представлен неоднородными пластами толщиной около 21,3 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С и давлением 0,44 МПа, нефтенасыщенностью 0,69 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 2,44 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 951 кг/м³, вязкостью 13425 мПа⋅с. В пласте 1 пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую - 2 и нагнетательную - 3 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 1120 м. После строительства скважин провели геофизические исследования (электрические и радиоактивные) для определения нефтенасыщенности вдоль стволов добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин, выявили потенциальные водонасыщенные зоны 4, примыкающие к нагнетательной скважине 3 на глубине 250 м - 595 м и к добывающей скважине 2 на глубине 255 м - 670 м. Провели прогрев пласта 1 закачкой пара температурой 207°С в обе скважины 2 и 3 через НКТ 6 и 5, соответственно, с созданием паровой камеры, при этом в верхнюю нагнетательную скважину 3 закачали объем пара 6650 тонн со среднесуточным расходом 130 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 2 закачали объем пара 4768 тонн со среднесуточным расходом 90 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 23 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 2 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований повторно определили, что в интервале глубин от 253 м до 674 м находится водонасыщенная зона 4 с пониженной температурой прогрева, установили спускаемую на НКТ 6 (фиг. 2) компоновку с двумя надувными пакерами 8 и перфорированным патрубком 9 между ними, первый пакер 8 установили на глубине 240 м, второй пакер 8 на глубине 689 м. После чего через перфорированный патрубок 9 закачали водоизолирующий состав 7 (состоящий из гуаровой камеди, полиакриламида, окиси цинка, ацетата хрома, формалина) посредством установки КУДР-8 в объеме 22 м³, с давлением на устье 47 атм, далее закачали 5,5 м³ чистой воды. После остановки закачки и снижения давления в рабочей колонне, пакеры 8 вернулись в транспортное положение и компоновку извлекли на НКТ 6 из добывающей скважины 2. В нагнетательной скважине 3 также установили спускаемую на НКТ 6 (фиг. 2) аналогичную компоновку, первый пакер 8 установили на глубине 237 м, второй пакер 8 на глубине 612 м. После чего через перфорированный патрубок 9 закачали водоизолирующий состав 7 в объеме 17 м³, с давлением на устье 47 атм, далее закачали 5 м³ чистой воды. После остановки закачки и снижения давления в рабочей колонне, пакеры 8 вернулись в транспортное положение и компоновку извлекли на НКТ 6 из нагнетательной скважины 3.At the Cheremshansk superviscous oil field, located at a depth of 145 m, the reservoir - reservoir 1 (Fig. 1) is represented by heterogeneous formations with a thickness of about 21.3 m with water saturated zones, reservoir temperature of 8 ° C and pressure of 0.44 MPa, oil saturation 0, 69 d. Units, porosity 29%, permeability 2.44 μm ² , density of bitumen in reservoir conditions 951 kg / m ³ , viscosity 13425 mPa · s. In reservoir 1, a pair of horizontal wells were drilled: production - 2 and injection - 3 at a distance of about 5 m from each other, 1120 m long. After the construction of the wells, geophysical surveys (electrical and radioactive) were carried out to determine oil saturation along the wells of production 2 and injection wells 3 , identified potential water-saturated zones 4, adjacent to the injection well 3 at a depth of 250 m - 595 m and to the production well 2 at a depth of 255 m - 670 m. The formation was heated by injection of steam with a temperature of 207 ° С to both wells 2 and 3 through tubing 6 and 5, respectively, with the creation of a steam chamber, while steam of 6650 tons was pumped into the upper injection well 3 with an average daily consumption of 130 tons / day, steam of 4768 tons was pumped into the lower production well 2 with an average daily consumption of 90 tons per day Then, after exposure to thermocapillary impregnation for 23 days, thermobarometric measurements were carried out in the production well 2 by means of geophysical studies. According to the results of these studies, it was redetermined that in the depth interval from 253 m to 674 m there is a saturated zone 4 with a lower heating temperature, a descent structure was installed on the tubing 6 (Fig. 2) with two inflatable packers 8 and a perforated nipple 9 between them, the first The packer 8 was installed at a depth of 240 m, the second packer 8 was at a depth of 689 m. Then, through the perforated pipe 9, a water-insulating compound 7 (consisting of guar gum, polyacrylamide, zinc oxide, chromium acetate, formalin) was pumped through bemsya 22 m ^3, with a pressure of 47 atm at the wellhead, then pumped to 5.5 m ³ of pure water. After stopping the injection and reducing the pressure in the working string, the packers 8 returned to the transport position and the layout was removed on the tubing 6 from the production well 2. In the injection well 3, the same arrangement was also installed on the tubing 6 (Fig. 2), the first packer 8 was set to a depth of 237 m; a second packer 8 at a depth of 612 m. Then a water insulating compound 7 was pumped in a volume of 17 m ³ through a perforated pipe 9, with pressure at the mouth of 47 atm, then 5 m ^{3 of} pure water was pumped. After stopping the injection and reducing the pressure in the working column, the packers 8 returned to the transport position and the layout was removed on the tubing 6 from the injection well 3.

После этого спустили электроцентробежный насос - ЭЦН 10 (фиг. 3) на НКТ 6 в добывающую скважину 2 на глубину 902 м, а также оптиковолоконный кабель для контроля динамики температуры вдоль ствола скважины 2, а в нагнетательную скважину 3 две колонны НКТ 5 с разным диаметром, первую колонну 5 диаметром 73 мм на глубину 873 м, вторую колонну 5 на глубину 972. Добывающую скважину 2 запустили на отбор продукции с режимом 120 т/сут, а в нагнетательную скважину 3 начали закачивать пар со среднесуточным расходом 100-110 т/сут. После 4 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 2 и 3 характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины 2, обводненность составила 76%, дебит по нефти - 28 т/сут.After that, the electric centrifugal pump - ESP 10 (Fig. 3) was lowered onto tubing 6 into production well 2 to a depth of 902 m, as well as an optical fiber cable to monitor temperature dynamics along wellbore 2, and into injection well 3 two tubing tubing 5 with different diameters , the first column 5 with a diameter of 73 mm to a depth of 873 m, the second column 5 to a depth of 972. Production well 2 was launched to select products with a mode of 120 tons / day, and steam with an average daily flow of 100-110 tons / day was pumped into injection well 3 . After 4 months of operation and the establishment of a stable thermohydrodynamic connection between wells 2 and 3 characterized by an increase in temperature of the produced fluid, as well as an increase in the thermogram along the wellbore of production well 2, the water cut was 76%, the oil flow rate was 28 tons / day.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах (не менее 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта за счет их качественной изоляции, сосредоточить депрессию, создаваемую насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтальных стволов парных скважин, создать локальную гидродинамическую связь между скважинами в зоне «носка» и расширить ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин.The proposed method of developing deposits of high-viscosity oil with water-saturated zones allows you to extend the functionality due to the stability of the water-insulating composition at high temperatures (at least 180 ° C), reduce material costs due to unproductive operation of water-saturated zones of the reservoir due to their high-quality insulation, to concentrate the depression created pump in a production well, in oil-saturated areas of horizontal wells, create a local hydrodynamic connection between wells s in the “toe” zone and expand it along horizontal trunks of paired wells.

Claims

The method of developing high-viscosity oil deposits with water-saturated zones, including the construction of horizontal production and injection wells located above with the installation of casing with filter parts in the corresponding horizontal sections, warming the formation by injection of hot working agent with a specific weight below specific gravity of produced water to the wells, conducting research to determine water saturated zones adjacent to the production and injection wells, then in the casing adjacent to monosaturated well zones, the overlapping of these zones with a water insulating composition that collapses under external influence, followed by technological aging, injecting a displacing agent into the injection well and selecting products from a producing well, characterized in that as a displacing agent a temperature of at least 180 ° C is used, determination of water-saturated zones is carried out in both wells by geophysical studies, and in a production well - in two stages, the first of which is electrical and / or radioactive - before The first step is steam injection, and the second is thermometric — after the formation warms up before production begins, when water saturated zones are opened by horizontal trunks of production and injection wells from the mouth, before injection and forcing a water-insulating composition in the form of a heat-resistant gel composition into the pore space, these zones in the wells are blocked on both sides with a margin of at least 10 m with removable packers running on tubing pipes - tubing, which are equipped with perfs between packers After injection of the water insulating composition and technological aging, the packers are removed together with the tubing, after which two tubing strings are placed in the injection well, and the tubing ends are located at least 100 m depth of the water isolating composition, the production well is placed in the production well on the tubing the pump is below at least 50 m of the installation depth of the water insulating compound, the injection well is started for steam injection, and the production well is selected for production.