RU2724718C1

RU2724718C1 - Development method of high-viscosity oil deposit

Info

Publication number: RU2724718C1
Application number: RU2019138012A
Authority: RU
Inventors: Марат Инкилапович Амерханов; Дамир Гумерович Хамадеев; Наиль Мунирович Ахметшин
Original assignee: Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date: 2019-11-25
Filing date: 2019-11-25
Publication date: 2020-06-25

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.SUBSTANCE: invention relates to the oil-producing industry. In method of development of high-viscous oil deposit, pressure wells are built horizontal and located above horizontal production wells at the distance excluding heat carrier breakthrough. Pumping of working agent is performed to production wells through one at the initial stage taking into account pressure in other production wells and temperature in pumping injection wells. At pressure increase in nearby production wells by 0.25 MPa and more and temperature in the injection well located above the corresponding production well, pumping to this production well is stopped for the period of energy redistribution. After reduction of pressure in nearby production wells to initial formation steam injection in production well is resumed. After the temperature in the corresponding injection well is increased by 10 °C or more, steam is injected into the injection well and the production well is taken for product extraction. At the same time nearby production wells are transferred for steam injection by control in nearby producers and injection wells, except for transferred pair of wells for injection and extraction, similar to described above until complete injection of all injection wells for steam injection.EFFECT: technical result is providing uniform warm-up of the deposit, saving energy spent on warming up the deposit, increasing production of high-viscosity oil or bitumen in the deposit.1 cl, 1 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам увеличения добычи высоковязкой нефти или битума на месторождении за счет прогрева паром.The invention relates to the oil industry, in particular to thermal methods for increasing the production of highly viscous oil or bitumen in a field by heating with steam.

Известен способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов (патент RU № 2531963, МПК E21B 43/24, опубл. 27.10.2014 в Бюл. № 30), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, причем наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) на 0,5÷1 м, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м, производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин, в качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.A known method of developing a field of highly viscous oils or bitumen (patent RU No. 2531963, IPC E21B 43/24, published on 10/27/2014 in Bull. No. 30), including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, as well as vertical observation wells , pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while the development of a super-viscous oil field is carried out with regulation of the current size of the steam chamber by changing the volume of the coolant injection wells and fluid withdrawal from production wells with steam chamber volume control, moreover, observation wells are opened at least 0.5 m below the lower horizontal production well, but 0.5–1 m above the oil-water contact (VOC), an additional well is being built between nearby pairs of horizontal wells, and if the area of the steam chamber in the reservoir is less than the distance between the pairs of producing and injection wells, then build an additional horizontal well, if more - then vertical, with additional wells being opened at least 0.5 lower than the lower producing horizontal well m, but not lower than the level of KNK by more than 0.5 m, additional wells are heated with a coolant until a thermohydrodynamic connection is created with nearby pairs of horizontal wells with subsequent transfer to product selection to ensure a symmetric and uniform distribution of the steam chamber around pairs of horizontal wells, as The heat carrier uses superheated steam or steam with a hydrocarbon solvent, or steam with an inert gas.

Недостатками данного способа являются высокие материальные и временные затраты на строительство дополнительных скважин, первоначальную закачку ведут только в нагнетательные скважины без учета возникающей гидродинамической связи между скважинами, что приводит к большим затратам времени и энергии на прогрев, который может быть не равномерным по месторождению.The disadvantages of this method are the high material and time costs for the construction of additional wells, the initial injection is carried out only in injection wells without taking into account the hydrodynamic coupling between the wells, which leads to a large expenditure of time and energy for heating, which may not be uniform across the field.

Известен также способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU № 2663526, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, опубл. 07.08.2018 в Бюл. № 22), включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине, причем осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса, который устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса, при достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара.There is also a method of developing a highly viscous oil reservoir using paired horizontal wells (patent RU No. 2663526, IPC E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, published on 08/07/2018 in Bull. No. 22), including construction in a productive the formation of the horizontal injection well and the production well located lower and parallel to the injection well, the descent into the injection well of two tubing strings of different diameters with the ends placed at different intervals of the horizontal wellbore, the descent of one or two tubing strings into the producing well with an offset the end or end horizontally relative to the ends of the tubing of the injection well by at least 10 m, the initial heating of the reservoir by injection of the reservoir necessary for heating the interwell space with the creation of a hydrodynamic connection of the steam volume, exposure for thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore, thermobarometric measurements by geophysical studies measurements in the producing well, according to the results of which zones with extreme temperatures are identified in the horizontal well of the producing well, and among the identified zones, a zone with a change in the angle of curvature of not more than 2 degrees by 10 m, placement of an electric centrifugal pump run on the tubing string equipped with sensors temperature and pressure and fiber optic cable along the entire length of the filter, then conducting steam injection through the injection well and selecting products by an electric centrifugal pump in the producing well, and the formation is initially heated by pumping the calculated volume of high-temperature steam into the producing well, and research of the producing well is carried out after the thermocapillary impregnation and cooling of the wellbore below the temperature limit for the pump, which is installed in the transition zone with a temperature between greater and lesser heating, during the operation of the pump temperature is monitored along the length at the pump inlet and at the pump inlet, when the temperature in the pump placement zone is close to the limit for the pump to operate, it is moved to a nearby zone that meets the pump installation conditions, while the steam supply points in the injection well and the sampling point in the production well are placed horizontal not less than 10 m to avoid steam breakthroughs.

Недостатками данного способа являются то, что первоначальную закачку ведут сразу в нагнетательные и добывающие скважины без учета возникающей гидродинамической связи между скважинами, что приводит к большим затратам энергии на прогрев, который может быть не равномерным по залежи, и сложность реализации из-за необходимости постоянных манипуляций (перемещений) со спущенными в скважину трубами.The disadvantages of this method are that the initial injection is conducted directly to the injection and production wells without taking into account the hydrodynamic coupling between the wells, which leads to large energy costs for heating, which may not be uniform across the reservoir, and the complexity of implementation due to the need for constant manipulation (movements) with the pipes lowered into the well.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU № 2678739, МПК E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, опубл. 31.01.2019 в Бюл. № 4), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, а вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола горизонтальных добывающих скважин, по глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, а отбор через горизонтальные добывающие скважины, расположенные у вертикальной нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50^oС и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют.The closest in technical essence is the method of developing a highly viscous oil reservoir (patent RU No. 2678739, IPC E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, published on January 31, 2019 in Bull. No. 4), including drilling vertical injection wells and production wells with opening sections of these wells located in the reservoir, pumping a working agent through injection wells and taking oil through production wells, whereby horizontal production wells are drilled with distances between them in the plan of 70-80 m with a location in the reservoir of at least 1 m above the sole or the level of the oil-water contact, and vertical injection wells are located between horizontal production wells at a distance of 35-40 m from the middle part of the trunk of horizontal production wells, the maximum pressure is determined by depth, eliminating the violation of rock integrity of the reservoir, the working agent is injected through injection wells in the amount of 20-40 tons / day, and selection through horizontally The production wells located near the vertical injection well are driven alternately until the temperature in the wellbore drops below 50 ^° C and / or the oil production rate reaches 0.5-1 t / day in at least one horizontal production well in the reservoir, other horizontal production wells inject steam with the maximum possible volume at a pressure that eliminates the violation of the integrity of the reservoir rock, after which the horizontal wells are stopped for thermocapillary impregnation, after which the horizontal wells for injection and selection are changed until the next switch, then the cycles are repeated.

Недостатками данного способа являются высокие временные затраты на прогрев вертикальными скважинами, которые уменьшают охват залежи, первоначальную закачку ведут в нагнетательные скважины и поочередно добывающие скважины без учета возникающей гидродинамической связи между горизонтальными скважинами, что приводит к большим затратам времени и энергии на прогрев, который может быть не равномерным по залежи, и постоянные остановки на термокапилярную пропитку, так как высока вероятность прорыва пара в районе расположения вертикальных скважин.The disadvantages of this method are the high time costs for heating vertical wells, which reduce the coverage of the reservoir, the initial injection is conducted into injection wells and successively producing wells without taking into account the hydrodynamic coupling between horizontal wells, which leads to a large expenditure of time and energy for heating, which can be not uniform across the deposits, and constant stops for thermocapillary impregnation, since there is a high probability of steam breakthrough in the area of vertical wells.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки залежи высоковязкой нефти, позволяющего экономить энергию, затрачиваемую на прогрев залежи, за счет первоначального прогрева закачкой только в добывающие скважины с учетом возникновения гидродинамической связи между горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с обеспечением равномерного прогрева залежи.The technical task of the alleged invention is to provide a method for developing a highly viscous oil deposit, which saves the energy spent on heating the reservoir due to the initial heating by injection only into production wells, taking into account the hydrodynamic connection between horizontal production and injection wells, ensuring uniform heating of the reservoir.

На чертеже изображена реальная схема реализации способа (для примера конкретного выполнения)The drawing shows a real diagram of the implementation of the method (for an example of a specific implementation)

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим строительство в одном пласте залежи нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, которые расположены рядами на определенном расстоянии в плане друг от друга, закачку рабочего агента с давлением, исключающим нарушение целостности породы пласта, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с учетом температуры и давления, также закачку рабочего агента - пара ведут в добывающие скважины через одну.The technical problem is solved by the method of developing a highly viscous oil deposit, including the construction of injection wells and horizontal production wells in one reservoir, which are arranged in rows at a certain distance in plan from each other, pumping a working agent with pressure eliminating the violation of the formation rock integrity through injection wells and the selection of oil through production wells, taking into account temperature and pressure, as well as the injection of a working agent — steam is led into production wells through one.

Новым является то, что нагнетательные скважины строят горизонтальными и располагают над соответствующими добывающими скважинами на расстоянии, исключающим прорыв теплоносителя, закачку рабочего агента через одну добывающую скважину ведут на начальном этапе с учетом давления в других добывающих скважинах и температуры в парных нагнетательных скважинах, при увеличении давления в близлежащих добывающих скважинах на 0,25 МПа и более и температуры в нагнетательной скважине, расположенной над соответствующей добывающей скважине, закачку в эту добывающую скважину прекращают на период перераспределения энергии по пласту, а после снижения давления в близлежащих добывающих скважинах до начального пластового нагнетание пара в скважине возобновляют, после повышения температуры в соответствующей нагнетательной скважине на 10 °С и более по результатам проведения термометрических исследований ее переводят под нагнетание пара, а добывающую скважину на отбор продукции, при этом близлежащие добывающие скважины переводят под нагнетание пара, проводя контроль в близлежащих к ним добывающих и нагнетательных скважинах кроме переведенной пары скважин на нагнетание и отбор аналогично описанному выше до полного введения всех нагнетательных скважин на нагнетание параWhat is new is that injection wells are built horizontally and placed above the corresponding production wells at a distance that excludes coolant breakthrough, the working agent is injected through one production well at the initial stage, taking into account pressure in other production wells and temperature in paired injection wells, with increasing pressure in nearby production wells by 0.25 MPa or more and temperatures in the injection well located above the corresponding production well, the injection into this production well is stopped for the period of energy redistribution over the formation, and after the pressure in the nearby production wells has been reduced before the initial formation injection of steam into the well is resumed, after the temperature in the respective injection well is increased by 10 ° C or more, according to the results of thermometric studies, it is transferred to steam injection, and the producing well to take products, while nearby producing wells the boreholes are transferred under steam injection, monitoring in the production and injection wells adjacent to them, in addition to the transferred pair of wells for injection and selection, as described above until all injection wells are fully introduced into the steam injection

Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.

В одном пласте залежи высоковязкой нефти строят добывающие горизонтальные скважины рядами на определенном расстоянии в плане друг от друга. Расстояние определяется предварительными геофизическими исследованиями пласта для обеспечения полного охвата его тепловым воздействием в районе скважин. Для исключения применения необоснованно высоких давлений при закачке рабочего агента (пара) определяют пороговое давление, при котором происходит нарушение целостности породы пласта, для недопущения его превышения. Для образования парных скважин горизонтальные нагнетательные скважины строят с расположением над соответствующими добывающими скважинами на расстоянии, исключающим прорыв теплоносителя. Добывающие скважины оснащают датчиками давления и термическими датчиками (оптоволоконным кабелем) на всю длину горизонтального участка, а в нагнетательных скважинах проводят постоянный мониторинг температуры при помощи термометрических исследований. На первоначальном этапе закачку рабочего агента - пара ведут только в добывающие скважины через одну с учетом давления в других добывающих скважинах и температуры в парных нагнетательных скважинах. При увеличении давления в близлежащих добывающих скважинах на 0,25 МПа и более и температуры в парной нагнетательной скважине закачку в эту добывающую скважину прекращают на период перераспределения энергии по пласту, а после снижения давления в близлежащих добывающих скважинах до начального пластового нагнетание пара в скважине возобновляют. После повышения температуры в соответствующей нагнетательной скважине на 10 °С и более ее переводят под нагнетание пара, а добывающую скважину – на отбор продукции. При этом близлежащие добывающие скважины переводят под нагнетание пара, проводя контроль в близлежащих к ним добывающих и нагнетательных скважинах кроме переведенной пары скважин на нагнетание и отбор аналогично описанному выше до полного введения всех нагнетательных скважин на нагнетание пара, а добывающих – на отбор продукции. В результате прогрев ведется до первоначального прогрева пространства между парными скважинами на 10 °С и более, достаточным (как показала практика) для обеспечения начала промышленного отбора через соответствующую добывающую скважину, и для обеспечения гидродинамической связи между близлежащими добывающими скважинами (повышение давления на,25 МПа и более), что обеспечивает более полный охват разработкой и равномерный прогрев пласта залежи.In one layer of highly viscous oil deposits, horizontal producing wells are built in rows at a certain distance in plan from each other. The distance is determined by preliminary geophysical surveys of the formation to ensure full coverage of its thermal effects in the area of the wells. To exclude the use of unreasonably high pressures when injecting a working agent (steam), the threshold pressure is determined at which the formation rock integrity is violated to prevent it from being exceeded. For the formation of paired wells, horizontal injection wells are built with a location above the corresponding production wells at a distance that excludes the breakthrough of the coolant. Production wells are equipped with pressure sensors and thermal sensors (fiber optic cable) for the entire length of the horizontal section, and injection wells conduct constant temperature monitoring using thermometric studies. At the initial stage, the injection of the working agent - the steam is conducted only into production wells through one, taking into account the pressure in other production wells and the temperature in paired injection wells. When the pressure in nearby production wells increases by 0.25 MPa or more and the temperature in a paired injection well, the injection into this production well is stopped for the period of energy redistribution over the formation, and after the pressure in the nearby production wells decreases, the steam injection in the well is resumed. After the temperature in the corresponding injection well is increased by 10 ° C or more, it is transferred to steam injection, and the production well to production selection. At the same time, the nearby producing wells are transferred under steam injection, monitoring in the nearby producing and injection wells, in addition to the transferred pair of wells for injection and selection, as described above until all injection wells are fully introduced for steam injection, and production wells for production selection. As a result, heating is carried out until the initial heating of the space between paired wells by 10 ° С or more, sufficient (as practice has shown) to ensure the beginning of industrial selection through the corresponding production well, and to provide hydrodynamic communication between nearby producing wells (pressure increase, 25 MPa and more), which provides a more complete development coverage and uniform heating of the reservoir layer.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

На Морозном месторождении высоковязкой нефти построили пары нагнетательных и добывающих скважин 1–16. Добывающие горизонтальные скважины 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14 и 16 расположили рядами на расстоянии 100 м в плане друг от друга в пределах 10 метровой нефтенасыщенной толщины. Для образования парных скважин над восемью горизонтальными добывающими скважинами 2, 4… и 16 располагают соответствующие восемь горизонтальных нагнетательных скважин 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13 и 15. Определили пороговое давление, при котором происходит нарушение целостности породы пласта, для залежи Морозного месторождения оно составляет 2,5 МПа. Добывающие скважины 2, 4 … и 16 оснастили датчиками давления и термическими датчиками (оптоволоконным кабелем) на всю длину горизонтального участка, а в нагнетательных скважинах 1, 3… и 15 регулярно 1 раз в одну- две недели проводили мониторинг температуры при помощи термометрических исследований (спуском на кабеле геофизических термодатчиков). На первоначальном этапе закачку пара вели только в добывающие скважины 2, 6, 10, 14 через одну с учетом давления в других добывающих скважинах и температуры в парных нагнетательных скважинах 1 - 16. Суточные расходы пара по скважинам 2, 6, 10, 14 варьировались в интервале 70-110 т/сут (для не превышения порогового давления). Через 4 недели проведения освоения закачкой пара на устье добывающей скважины 4, не запущенной под закачку, уровень жидкости в затрубном пространстве, достиг устья и избыточное давление составило 0,3 МПа, после чего на скважинах 2 и 6 была остановлена закачка пара на период 9 суток до снижения уровня жидкости на скважине 4. На прочих, не запущенных под освоение добывающих скважинах 8 и 16, давление не выросло. Для недопущения повторного роста давления на скважине 4 расход закачки пара на скважинах 2 и 6 были снижены в 2,5 раза (до 44 т/сут и 28 т/сут соответственно). Через 1,5 месяца проведения освоения температура вдоль ствола в нагнетательной скважине 9 (парной к добывающей 10) составила 26 °С (при 8 °С начальной пластовой температуре), после чего добывающая скважина 10 была переведена на отбор продукции, а нагнетательная скважина 9 под закачку пара, также были запущены под закачку пара соседние добывающие скважины 8 и 12. Далее в течении одного месяца были достигнуты значения по температуре в нагнетательных скважинах более 12 °С от первоначальной в нагнетательных скважинах 1, 5 и 13. После чего добывающие скважины 2, 6 и 14 также перевели на отбор и запустили закачку пара в нагнетательные скважины 1, 5 и 13. В результате запустили под закачку пара добывающие скважины 4 и 16. Через еще полтора месяца все добывающие скважины 2, 4… 16 были переведены под отбор продукции, а нагнетательные скважины 1, 3… и 15 – под нагнетание пара. По сравнению с плановым вариантом освоения экономия энергия под закачку пара составила около 37 %, а дебит вырос примерно на 11 % за счет большего и равномерного охвата прогревом пласта залежи.A pair of injection and production wells 1–16 were built at the Moroznoye field of high-viscosity oil. The producing horizontal wells 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14 and 16 were arranged in rows at a distance of 100 m in plan from each other within 10 meter oil-saturated thickness. For the formation of paired wells, eight corresponding horizontal injection wells 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13 and 15 are located above eight horizontal production wells 2, 4 ... and 16. The threshold pressure at which the formation rock is disturbed was determined for deposits of the Moroznoye field it is 2.5 MPa. Production wells 2, 4 ... and 16 were equipped with pressure sensors and thermal sensors (fiber optic cable) for the entire length of the horizontal section, and in injection wells 1, 3 ... and 15, the temperature was regularly monitored once every one to two weeks using thermometric studies ( descent on the cable of geophysical temperature sensors). At the initial stage, steam was injected only into production wells 2, 6, 10, 14 through one, taking into account the pressure in other production wells and the temperature in paired injection wells 1 to 16. The daily steam consumption for wells 2, 6, 10, 14 varied in the interval of 70-110 t / day (for not exceeding the threshold pressure). After 4 weeks of development, steam injection at the mouth of production well 4, which was not launched for injection, the liquid level in the annulus reached the wellhead and the overpressure was 0.3 MPa, after which steam injection was stopped at wells 2 and 6 for a period of 9 days until the liquid level drops in well 4. On others, which were not launched for development, production wells 8 and 16, the pressure did not increase. To prevent a repeated increase in pressure at well 4, the steam injection rate at wells 2 and 6 was reduced by 2.5 times (to 44 tons / day and 28 tons / day, respectively). After 1.5 months of development, the temperature along the wellbore in injection well 9 (paired to production 10) was 26 ° C (at 8 ° C the initial formation temperature), after which production well 10 was switched to production selection, and injection well 9 under steam injection, neighboring production wells 8 and 12 were also launched for steam injection. Then, within one month, the temperature in injection wells was more than 12 ° C from the initial temperature in injection wells 1, 5 and 13. After that, production wells 2, 6 and 14 were also transferred to selection and started steam injection into injection wells 1, 5 and 13. As a result, production wells 4 and 16 were launched for steam injection. After another month and a half, all production wells 2, 4 ... 16 were transferred to production selection, and injection wells 1, 3 ... and 15 - for steam injection. Compared with the planned development option, the energy savings for steam injection amounted to about 37%, and the flow rate increased by about 11% due to a larger and more uniform coverage of the reservoir by heating.

Предполагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти позволяет экономить энергию, затрачиваемую на прогрев залежи, по сравнению с плановым вариантом освоения, за счет первоначального прогрева закачкой только в добывающие скважины с учетом возникновения гидродинамической связи между горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с обеспечением равномерного прогрева залежи.The proposed method for developing a highly viscous oil reservoir allows saving energy spent on heating the reservoir, compared to the planned development option, due to the initial heating by injection only into production wells, taking into account the hydrodynamic connection between horizontal production and injection wells, ensuring uniform heating of the reservoir.

Claims

A method of developing a highly viscous oil deposit, including the construction of injection wells and horizontal production wells in one formation, which are arranged in rows at a certain distance in plan from one another, pumping a working agent with pressure to prevent disturbance of the formation rock integrity through injection wells and oil extraction through production wells, taking into account temperature and pressure, as well as injection of a working agent — steam — is led into production wells through one, characterized in that the injection wells are horizontal and placed above the corresponding production wells at a distance that excludes coolant breakthrough, and the injection of working agent through one production well conduct at the initial stage, taking into account the pressure in other producing wells and the temperature in paired injection wells, with an increase in pressure in nearby producing wells by 0.25 MPa or more and the temperature in the injection well located above the corresponding With a production well, the injection into this production well is stopped for the period of energy redistribution in the formation, and after the pressure in the nearby production wells has decreased before the initial formation, steam injection in the well is resumed, after the temperature in the corresponding injection well is increased by 10 ° C or more according to the results of thermometric studies, it is transferred to steam injection, and the production well to production, while nearby production wells are transferred to steam injection, monitoring in nearby production and injection wells, except for the transferred pair of wells for injection and selection, similar to that described above to full introduction of all injection wells for steam injection.