RU2776549C1

RU2776549C1 - Method for developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells

Info

Publication number: RU2776549C1
Application number: RU2021134408A
Authority: RU
Inventors: Марат Инкилапович Амерханов; Фаниль Муктасимович Ахметзянов; Нияз Анисович Аслямов; Наиль Мунирович Ахметшин
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date: 2021-11-25
Publication date: 2022-07-22

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to a method for developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells. The method for developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells includes drilling vertical appraisal wells, the development of structural maps of oil-saturated thicknesses, and the elimination of vertical appraisal wells. The construction of paired horizontal production and injection wells located on top of each other is being carried out. A coolant is injected into horizontal injection wells with the heating of the productive reservoir and the creation of a steam chamber. The selection of products from horizontal production wells is carried out with the registration of thermograms, control and regulation of the current size of the steam chamber. After receiving structural maps, 10% of vertical appraisal wells are transferred to vertical observation wells, 90% of untransformed vertical appraisal wells are liquidated. In vertical observation wells, changes in temperature indicators are analyzed and the temperature effect on the formation is corrected. With an increase in temperature by 4-9°C, steam is injected into adjacent horizontal injection wells without changes, with an increase in temperature by 10°C and more, the volume of average daily steam injection is limited by 30%, with an increase in temperature by 0-3°C, the daily volume of steam injection is increased by 30%.

EFFECT: increase in the efficiency of the development of a field of high-viscosity oil or bitumen using vertical wells by improving the quality of control over the spread of temperature and the steam chamber during the operation of the deposit.

1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти или битума.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity oil or bitumen.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума (патент RU №2731777, МПК Е21В 43/24, 47/07, опубл. 08.09.2020, бюл. №25), включающий строительство парных, расположенных друг над другом, горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры в горизонтальных добывающих и нагнетательных скважинах и снятие термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин, контроль и регулирование текущего размера паровой камеры. Размещают оптоволоконный кабель в эксплуатационной колонне. Определяют температуру по стволу скважины. Строят график зависимости температуры от глубины скважины. При перегревах и остановках в работе насоса добывающей скважины производят его остановку для простоя продолжительностью 2-6 суток и ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину на не менее 50% от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости, после простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины, на основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину путем снижения или повышения его закачки на 20-50% от среднего расхода пара, периодически операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют.A known method of developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen (patent RU No. 2731777, IPC E21B 43/24, 47/07, publ. 09/08/2020, bull. No. 25), including the construction of paired, located one above the other, horizontal production and injection wells , injection of coolant through horizontal injection wells with heating of the productive formation and creation of a steam chamber, selection of products through horizontal production wells and monitoring the state of the steam chamber in horizontal production and injection wells and taking thermograms along the trunks of horizontal production wells, monitoring and regulating the current size of the steam chamber . The fiber optic cable is placed in the production string. Determine the temperature along the wellbore. Build a graph of the dependence of temperature on the depth of the well. In case of overheating and shutdowns in the operation of the pump of the production well, it is stopped for downtime for 2-6 days and the injection of steam into the injection well is limited to at least 50% of the average steam flow for the period of liquid withdrawal restriction, after downtime, a static thermogram of temperature distribution along the wellbore is determined of the production well, on the basis of the received thermogram data, steam injection into the injection well is regulated by reducing or increasing its injection by 20-50% of the average steam flow rate, periodically operations to determine the static thermogram of the temperature distribution along the production wellbore and regulate steam injection into the injection well repeat.

Недостатками этого способа являются низкая эффективность и надежность способа, связанные с отсутствием контроля распределения температуры и давления, а также распространения паровой камеры через наблюдательные скважины (контрольные и пьезометрические), так как именно непрерывный процесс расширения паровой камеры и, соответственно, расширение охвата пласта паротепловым воздействием, является наиболее продуктивным периодом эксплуатации методом парогравитационного воздействия на месторождение высоковязкой нефти или битума, за которым необходим постоянный мониторинг.The disadvantages of this method are the low efficiency and reliability of the method associated with the lack of control over the distribution of temperature and pressure, as well as the spread of the steam chamber through the observation wells (control and piezometric), since it is the continuous process of expansion of the steam chamber and, accordingly, the expansion of the coverage of the formation by thermal steam exposure , is the most productive period of operation by the method of steam-gravity impact on a field of high-viscosity oil or bitumen, which requires constant monitoring.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума (патент RU №2646904, МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 12.03.2018, бюл. №8), включающий строительство парных, расположенных друг над другом, горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры в горизонтальных добывающих и нагнетательных скважинах и снятие термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин, контроль и регулирование текущего размера паровой камеры. При строительстве пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин осуществляют строительство вертикальных наблюдательных скважин. Строительство для нагнетания рабочего агента дополнительных вертикальных скважин на расстоянии до горизонтальных добывающих скважин, обеспечивающем создание гидродинамической связи. Причем дополнительные вертикальные скважины строят после снижения забойного давления в горизонтальных добывающих скважинах на протяжении 3-6 месяцев на 20-70% на расстоянии от горизонтальных добывающих скважин, исключающем прорыв рабочего агента и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента. Причем дополнительные вертикальные скважины вскрывают на всю толщину пласта выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины. В качестве рабочего агента используют воду, которую в дополнительные вертикальные скважины закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из горизонтальных добывающих скважин, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными вертикальными скважинами, и закачиваемого теплоносителя - пара в горизонтальные нагнетательные скважины, расположенные над этими горизонтальными добывающими скважинами.A known method of developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen (patent RU No. 2646904, IPC E21B 43/24, 7/04, 47/06, publ. production and injection wells, injection of coolant through horizontal injection wells with heating of the productive formation and creation of a steam chamber, selection of products through horizontal production wells and monitoring the state of the steam chamber in horizontal production and injection wells and taking thermograms along the trunks of horizontal production wells, control and regulation the current size of the steam chamber. During the construction of pairs of horizontal production and injection wells arranged one above the other, vertical observation wells are constructed. Construction of additional vertical wells for injecting the working agent at a distance from horizontal production wells, which ensures the creation of a hydrodynamic connection. Moreover, additional vertical wells are built after bottomhole pressure in horizontal production wells is reduced by 20-70% for 3-6 months at a distance from horizontal production wells, which excludes the breakthrough of the working agent and provides hydrodynamic communication before the injection of the working agent. Moreover, additional vertical wells are opened for the entire thickness of the formation above the level located 0.5 m lower than the lower production well. Water is used as a working agent, which is pumped into additional vertical wells in a volume not exceeding the difference between the total volumes of produced fluid from horizontal production wells, hydrodynamically connected with the corresponding additional vertical wells, and the injected heat carrier - steam into horizontal injection wells located above these horizontal wells. producing wells.

Недостатками этого способа являются низкая эффективность и надежность способа, вследствие высокого риска вскрытия водонефтяного контакта при разбуривании всей толщины пласта, а также риска прорыва воды, которую закачивают в качестве рабочего агента в дополнительные вертикальные скважины, отсутствие контроля распространения температуры и давления в нефтенасыщенном пласте через вертикальные скважины, а также высокие материальные затраты на реализацию способа за счет строительства дополнительных вертикальных скважин их обустройство и организацию закачки воды.The disadvantages of this method are the low efficiency and reliability of the method, due to the high risk of opening the oil-water contact when drilling the entire thickness of the reservoir, as well as the risk of water breakthrough, which is pumped as a working agent into additional vertical wells, the lack of control over the distribution of temperature and pressure in the oil-saturated reservoir through vertical wells, as well as high material costs for the implementation of the method due to the construction of additional vertical wells, their arrangement and organization of water injection.

Наиболее близким является способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин (патент RU №2733862, МПК Е21 В 43/24, E21B 7/04, 47/04, 47/06, опубл. 07.10.2020, бюл. №28), включающий бурение вертикальных оценочных скважин, разработку структурных карт нефтенасыщенных толщин по залежи, ликвидацию вертикальных оценочных скважин, строительство парных расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры в горизонтальных добывающих и нагнетательных скважинах и снятие термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин, контроль и регулирование текущего размера паровой камеры. При строительстве пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин осуществляют строительство вертикальных наблюдательных скважин. В вертикальных наблюдательных скважинах периодически проводят замеры температуры посредством геофизических исследований, выявляют вертикальные наблюдательные скважины с повышением температуры в стволе на не менее 10% от начальной пластовой температуры и не более 60°С, в них проводят опробование по определению притока и состава жидкости компрессированием, после этого проводят исследования со снятием кривой восстановления уровня жидкости, выделяют вертикальные наблюдательные скважины, в которых при компрессировании получен приток жидкости не менее 0,4 м³, происходит восстановление уровня жидкости в скважине в течение не более 48 часов и нефтенасыщенная толщина составляет не менее 5 м, выделенные вертикальные наблюдательные скважины обустраивают и начинают эксплуатировать на отбор жидкости.The closest is the method of developing a high-viscosity oil or bitumen field using vertical wells (patent RU No. 2733862, IPC E21 B 43/24, E21B 7/04, 47/04, 47/06, publ. 07.10.2020, bull. No. 28 ), including the drilling of vertical appraisal wells, the development of structural maps of oil-saturated thicknesses along the deposit, the liquidation of vertical appraisal wells, the construction of paired horizontal production and injection wells located one above the other, the injection of coolant through horizontal injection wells with heating of the productive formation and the creation of a steam chamber, product selection through horizontal production wells and monitoring the state of the steam chamber in horizontal production and injection wells and taking thermograms along the trunks of horizontal production wells, monitoring and adjusting the current size of the steam chamber. During the construction of pairs of horizontal production and injection wells arranged one above the other, vertical observation wells are constructed. In vertical observation wells, temperature measurements are periodically carried out by means of geophysical surveys, vertical observation wells are identified with an increase in the temperature in the wellbore by at least 10% of the initial formation temperature and not more than 60°C, testing is carried out in them to determine the inflow and composition of the fluid by compression, after To this end, studies are carried out with the removal of the liquid level recovery curve, vertical observation wells are distinguished, in which, during compression, a liquid inflow of at least 0.4 m ³ is obtained, the liquid level in the well is restored within no more than 48 hours and the oil-saturated thickness is at least 5 m , selected vertical observation wells are equipped and begin to operate for fluid extraction.

Недостатками этого способа являются низкая эффективность и надежность способа за счет снижения качества и объема мониторинга за распространением паровой камеры через наблюдательные скважины вследствие перевода их под отбор продукции пласта, также отбор продукции через вертикальные скважины в залежи высоковязкой нефти или битума либо не дает вообще эффекта, либо эффект кратковременен, так как температура на забое скважин недостаточна для снижения вязкости сверхвязкой нефти или битума и увеличения ее подвижности, также нет паровой камеры для постоянного притока конденсата и поддержания пластового давления на приеме насосов.The disadvantages of this method are the low efficiency and reliability of the method due to a decrease in the quality and scope of monitoring the distribution of the steam chamber through observation wells due to their transfer to the selection of reservoir products, also the selection of products through vertical wells in deposits of high-viscosity oil or bitumen either does not give any effect, or the effect is short-term, since the temperature at the bottom of the wells is insufficient to reduce the viscosity of extra-viscous oil or bitumen and increase its mobility; there is also no steam chamber for a constant inflow of condensate and maintaining reservoir pressure at the pump intake.

Техническими задачами способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах являются повышение эффективности и надежности способа за счет повышения качества контроля за распространением температуры и паровой камеры в процессе эксплуатации залежи, а также сокращение эксплуатационных затрат.The technical objectives of the method for developing a high-viscosity oil or bitumen deposit with monitoring the development of a steam chamber in observation wells are to increase the efficiency and reliability of the method by improving the quality of control over the distribution of temperature and the steam chamber during the operation of the deposit, as well as reducing operating costs.

Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах, включающим бурение вертикальных оценочных скважин, разработку структурных карт нефтенасыщенных толщин по залежи, ликвидацию вертикальных оценочных скважин, строительство парных расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры в горизонтальных добывающих и нагнетательных скважинах и снятие термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин, контроль и регулирование текущего размера паровой камеры.Technical problems are solved by the method of developing a high-viscosity oil or bitumen deposit with control over the development of a steam chamber in observation wells, including drilling of vertical appraisal wells, development of structural maps of oil-saturated thicknesses along the deposit, liquidation of vertical appraisal wells, construction of paired horizontal production and injection wells located one above the other, injection of coolant through horizontal injection wells with heating of the productive formation and creation of a steam chamber, withdrawal of products through horizontal production wells and monitoring the state of the steam chamber in horizontal production and injection wells and taking thermograms along the trunks of horizontal production wells, monitoring and regulating the current size of the steam chamber.

Новым является то, что после разработки структурных карт нефтенасыщенных толщин по залежи переводят 10% вертикальных оценочных скважин под вертикальные наблюдательные скважины, ликвидируют 90% непереведенных вертикальных оценочных скважин, в вертикальных наблюдательных скважинах периодически 1-4 раза в год проводят замеры температуры посредством геофизических исследований, при этом останавливают закачку пара за 3 суток до замеров температуры в примыкающих горизонтальных нагнетательных скважинах в радиусе 250 м к вертикальным наблюдательным скважинам, анализируют изменения показателей температуры в вертикальных наблюдательных скважинах, корректируют температурное воздействие на пласт, при увеличении температуры на 4-9°С осуществляют закачку пара в смежные горизонтальные нагнетательные скважины без изменений, при увеличении температуры на 10°С и выше ограничивают на 30% объемы среднесуточной закачки пара в смежных горизонтальных нагнетательных скважинах, при увеличении температуры на 0-3°С увеличивают на 30% суточные объемы закачки пара в смежных горизонтальных нагнетательных скважинах.What is new is that after the development of structural maps of oil-saturated thicknesses in the deposit, 10% of vertical appraisal wells are transferred to vertical observation wells, 90% of non-transferred vertical appraisal wells are liquidated, temperature measurements are periodically carried out in vertical observation wells 1-4 times a year through geophysical surveys, at the same time, steam injection is stopped 3 days before temperature measurements in adjacent horizontal injection wells within a radius of 250 m to vertical observation wells, changes in temperature indicators in vertical observation wells are analyzed, the temperature effect on the formation is corrected, with an increase in temperature by 4-9 ° C, steam injection into adjacent horizontal injection wells without changes, with an increase in temperature by 10 ° C and above, the volumes of average daily steam injection in adjacent horizontal injection wells are limited by 30%, with an increase in temperature by 0-3 °C increase daily volumes of steam injection in adjacent horizontal injection wells by 30%.

На чертеже показана схема расположения скважин при реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах.The drawing shows the layout of the wells in the implementation of the method of developing a field of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of the steam chamber in observation wells.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах осуществляют следующим образом.The method of developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells is carried out as follows.

На залежи высоковязкой нефти или битума 1 бурят вертикальные оценочные скважины 2 для оконтуривания нефтенасыщенной залежи 1 и оценки потенциала промышленной разработки залежи 1.On deposits of high-viscosity oil or bitumen 1, vertical appraisal wells 2 are drilled to delineate oil-saturated reservoir 1 and assess the potential for commercial development of reservoir 1.

Проводят геофизические исследования и анализ керна вертикальных оценочных скважин 2. Определяют данные: проницаемость пласта; нефтенасыщенную толщину пласта; начальные пластовые давление и температуру; общую толщину пласта; вязкость нефти в пластовых условиях; абсолютные отметки кровли и подошвы нефтенасыщенного пласта; коэффициенты глинистости, песчанистости, пористости, нефтенасыщенности; литологию.Geophysical surveys and core analysis of vertical appraisal wells are carried out 2. Data are determined: reservoir permeability; oil-saturated formation thickness; initial reservoir pressure and temperature; total formation thickness; oil viscosity in reservoir conditions; absolute marks of the top and bottom of the oil-saturated reservoir; coefficients of clay content, grittiness, porosity, oil saturation; lithology.

По результатам обработки данных геофизических исследований и анализа керна вертикальных оценочных скважин 2 строят структурные карты нефтенасыщенных толщин по залежи 1.Based on the results of geophysical data processing and core analysis of vertical appraisal wells 2, structural maps of oil-saturated thicknesses are built for deposit 1.

Выбирают участки залежи 1, удовлетворяющие критериям применения технологии парогравитационного дренирования и строительства парных горизонтальных добывающих 3 и нагнетательных 4 скважин (на чертеже представлен вид сверху и данные скважины 3 и 4 накладываются друг на друга).Select areas of the deposit 1 that meet the criteria for applying the technology of steam gravity drainage and the construction of paired horizontal production 3 and injection 4 wells (the drawing shows a top view and these wells 3 and 4 are superimposed on each other).

Переводят 10% вертикальных оценочных скважин 2, равномерно распределенных в разных областях залежи 1, под вертикальные наблюдательные скважины 2'.Transfer 10% of the vertical appraisal wells 2, evenly distributed in different areas of the deposit 1, under the vertical observation wells 2'.

Ликвидируют непереведенные 90% вертикальных оценочных скважин 2.90% of vertical appraisal wells that have not been converted are liquidated 2.

Далее осуществляют строительство парных расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 3 и нагнетательных 4 скважин.Next, carry out the construction of a pair located one above the other horizontal production 3 and injection 4 wells.

Закачивают теплоноситель через горизонтальные нагнетательные скважины 4 с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры (на чертеже не показана).The coolant is pumped through horizontal injection wells 4 with heating of the productive formation and creation of a steam chamber (not shown in the drawing).

Проводят термобарометрические измерения в горизонтальных добывающих 3 и нагнетательных 4 скважинах посредством геофизических исследований, снимают термограммы вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин 3 посредством оптоволоконного кабеля.Thermobarometric measurements are carried out in horizontal production wells 3 and injection wells 4 by means of geophysical surveys, thermograms are taken along the trunks of horizontal production wells 3 by means of a fiber optic cable.

Отбирают продукцию за счет парогравитационного дренажа через горизонтальные добывающие скважины 3, осуществляют контроль за состоянием паровой камеры.Products are taken by means of steam gravity drainage through horizontal production wells 3, and the state of the steam chamber is monitored.

Разработку залежи высоковязкой нефти или битума 1 ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины 4 и отбора жидкости из горизонтальных добывающих скважин 3 с контролем объема паровой камеры. Выводят горизонтальные добывающие 3 и нагнетательные 4 скважины на постоянный режим работы.The development of deposits of high-viscosity oil or bitumen 1 is carried out with the regulation of the current size of the steam chamber by changing the volume of injection of coolant into horizontal injection wells 4 and the withdrawal of fluid from horizontal production wells 3 with control of the volume of the steam chamber. The horizontal production 3 and injection 4 wells are brought to a constant mode of operation.

В вертикальных наблюдательных скважинах 2' периодически 1-4 раза в год проводят замеры температуры посредством геофизических исследований. При этом в первые 3 года эксплуатации залежи 1 замеры проводят 4 раза в год, 4-6 года эксплуатации залежи замеры проводят 2 раза в год, последующие годы проводят замеры один раз в год. При этом на примыкающих горизонтальных нагнетательных скважинах 4 в радиусе 250 м (на чертеже показано пунктиром) за 3 суток до проведения замеров температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2' останавливают закачку пара для повышения достоверности исследований и фиксации статических значений по температуре и давлению залежи 1 в данных областях. Также остановка закачки пара сокращает эксплуатационные затраты на реализацию способа и снижает паронефтяное отношение, что приводит к эффективности разработки залежи высоковязкой нефти или битума 1 и уменьшает энергоемкость технологий.In vertical observation wells 2', periodically 1-4 times a year, temperature measurements are carried out by means of geophysical surveys. At the same time, in the first 3 years of operation of deposit 1, measurements are carried out 4 times a year, 4-6 years of operation of the deposit, measurements are carried out 2 times a year, subsequent years, measurements are carried out once a year. At the same time, on adjacent horizontal injection wells 4 within a radius of 250 m (shown in dotted line in the drawing), 3 days before temperature measurements in vertical observation wells 2', steam injection is stopped to increase the reliability of studies and fix static values for temperature and pressure of deposit 1 in the data areas. Also, stopping the injection of steam reduces the operating costs for the implementation of the method and reduces the steam-to-oil ratio, which leads to the efficiency of the development of deposits of high-viscosity oil or bitumen 1 and reduces the energy intensity of the technologies.

Анализируют изменение температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2' в залежи высоковязкой нефти или битума 1 в результате закачки пара.Analyze the change in temperature in vertical observation wells 2' in deposits of high-viscosity oil or bitumen 1 as a result of steam injection.

При увеличении температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2'на 4-9°С в год, или в период четырех замеров температуры продолжают температурное воздействие на залежь высоковязкой нефти или битума 1, осуществляют закачку пара в смежные горизонтальные нагнетательные скважины 4 без изменений. Происходит эффективное расширение паровых камер на смежных горизонтальных скважинах 3 и 4 и эксплуатацию смежных скважин 3, 4 в данном режиме продолжают.With an increase in temperature in vertical observation wells 2' by 4-9°C per year, or during four temperature measurements, the temperature effect on the deposit of high-viscosity oil or bitumen 1 is continued, steam is injected into adjacent horizontal injection wells 4 without changes. There is an effective expansion of the steam chambers in adjacent horizontal wells 3 and 4 and the operation of adjacent wells 3, 4 in this mode continues.

При увеличении температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2'на 10°С и выше в год, или в период четырех замеров температуры ограничивают на 30% объемы среднесуточной закачки пара в смежных горизонтальных нагнетательных скважинах 4. С целью предотвращения возможных прорывов пара по наиболее проницаемым интервалам и возникновения неравномерности расширения паровых камер в смежных горизонтальных скважинах 3 и 4.With an increase in temperature in vertical observation wells 2'by 10°C and more per year, or during four temperature measurements, the volumes of average daily steam injection in adjacent horizontal injection wells are limited by 30% 4. In order to prevent possible steam breakthroughs in the most permeable intervals and the occurrence of uneven expansion of steam chambers in adjacent horizontal wells 3 and 4.

При увеличении температуры в вертикальных наблюдательных скважинах 2'на 0-3°С в год или в период четырех замеров температуры, увеличивают на 30% суточные объемы закачки пара в смежных горизонтальных нагнетательных скважинах 4. Продолжают температурное воздействие на залежь высоковязкой нефти или битума 1 в данном режиме в течение года с повторением исследований. Если по истечению года увеличение температуры повторно не достигает значения более 3°С, переориентируют расположение точек подачи пара вдоль горизонтальных стволов нагнетательных скважин 4 со смещением относительно прежнего положения на не менее 100 м.With an increase in temperature in vertical observation wells 2'by 0-3°C per year or during four temperature measurements, increase by 30% the daily volumes of steam injection in adjacent horizontal injection wells 4. Continue the temperature impact on the deposit of high-viscosity oil or bitumen 1 in this mode during the year with repetition of studies. If at the end of the year the temperature increase again does not reach a value of more than 3°C, reorient the location of the steam supply points along the horizontal wells of the injection wells 4 with a shift relative to the previous position by at least 100 m.

Пример осуществления способа.An example of the implementation of the method.

На залежи высоковязкой нефти или битума 1 пробурили вертикальные оценочные скважины 2 в количестве 43 штук.On deposits of high-viscosity oil or bitumen 1, vertical appraisal wells 2 were drilled in the amount of 43 pieces.

Произвели оконтуривание залежи высоковязкой нефти или битума 1 размерами 2,6×1,9 км, высотой от 17 до 33 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 185 м, пласт представлен песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура - 9°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 13,3 м.High-viscosity oil or bitumen deposit 1 was contoured with dimensions of 2.6×1.9 km, height from 17 to 33 m, the average depth of the roof of the oil-saturated reservoir is 185 m, the reservoir is represented by sandstones and fine and medium-grained sands. The initial reservoir temperature is 9°С, the average oil-saturated thickness over the deposit is 13.3 m.

По результатам обработки данных геофизических исследований и анализов керна вертикальных оценочных скважин 2 построили структурные карты нефтенасыщенных толщин по залежи 1, подобрали участки, удовлетворяющие критериям применения технологии парогравитационного дренирования и строительства парных горизонтальных скважин.Based on the results of processing the data of geophysical surveys and analyzes of the core of vertical appraisal wells 2, structural maps of oil-saturated thicknesses were built for deposit 1, areas were selected that meet the criteria for applying the technology of steam gravity drainage and construction of paired horizontal wells.

Перевели 10% вертикальных оценочных скважин 2, равномерно распределенных в разных областях залежи 1, под вертикальные наблюдательные скважины 2' - 1К, 2К, 3К, 4К.Transferred 10% of the vertical appraisal wells 2, evenly distributed in different areas of the deposit 1, under the vertical observation wells 2' - 1K, 2K, 3K, 4K.

Ликвидируют 90% непереведенных вертикальных оценочных скважин 2 в количестве 39 скважин.Eliminate 90% of untranslated vertical appraisal wells 2 in the amount of 39 wells.

На основе структурных карт по подошве продуктивного пласта построили горизонтальные добывающие 3 и нагнетательные 4 стволы парных скважин 3(1)-4(2), 3(3)-4(4), 3(5)-4(6), 3(7)-4(8), 3(9)-4(10), 3(11)-4(12), 3(13)-4(14), 3(15)-4(16).On the basis of structural maps along the bottom of the productive formation, horizontal production 3 and injection 4 trunks of paired wells 3(1)-4(2), 3(3)-4(4), 3(5)-4(6), 3( 7)-4(8), 3(9)-4(10), 3(11)-4(12), 3(13)-4(14), 3(15)-4(16).

Горизонтальные нагнетательные 4 и добывающие 3 скважины оборудовали насосно-компрессорными трубами (НКТ) и закачали теплоноситель - пар для освоения и создания гидродинамической связи между парой скважин.Horizontal injection 4 and production 3 wells were equipped with tubing (tubing) and pumped coolant - steam for the development and creation of a hydrodynamic connection between a pair of wells.

После завершения освоения из горизонтальных добывающих скважин 3 извлекли НКТ. Провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, внедрили погружные насосы с протягиванием вдоль всего ствола скважины оптоволоконного кабеля.After completion of development, tubing was removed from horizontal production wells 3. Conducted thermobarometric measurements through geophysical surveys, introduced submersible pumps with fiber optic cable pulled along the entire wellbore.

Далее эксплуатировали парные скважины 3, 4 в режиме закачки пара через горизонтальные нагнетательные скважины 4 и горизонтальные добывающие скважины 3 в режиме отбора пластовой продукции посредством погружного насоса. Контроль за состоянием паровой камеры осуществляли снятием термограмм вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин 3 посредством оптоволоконного кабеля, замеров температуры и давления на приеме насоса, проведением геофизических исследований по стволу горизонтальных добывающих скважин 3. Разработку месторождения сверхвязкой нефти или битума вели с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в горизонтальные нагнетательные скважины 4 и отбора жидкости из горизонтальных добывающих скважин 3 с контролем объема паровой камеры. Вывели горизонтальные добывающие 3 и нагнетательные 4 скважины на постоянный режим работы погружного насоса с необходимым расходом для поддержания температуры жидкости на приеме электроцентробежного насоса близкой, но не более предельной температуры работоспособности насоса.Next, paired wells 3, 4 were operated in the mode of steam injection through horizontal injection wells 4 and horizontal production wells 3 in the mode of formation production selection by means of a submersible pump. The state of the steam chamber was monitored by taking thermograms along the shafts of horizontal production wells 3 using a fiber optic cable, measuring the temperature and pressure at the pump intake, and conducting geophysical surveys along the wellbore of horizontal production wells 3. changing volumes of coolant injection into horizontal injection wells 4 and fluid withdrawal from horizontal production wells 3 with control of the volume of the steam chamber. 3 horizontal production and 4 injection wells were brought to a constant mode of operation of a submersible pump with the necessary flow rate to maintain the temperature of the liquid at the intake of the electric submersible pump close to, but not more than, the maximum operating temperature of the pump.

После вывода на постоянный режим в вертикальных наблюдательных скважинах 2' четыре раза в год проводили замеры температуры посредством геофизических исследований. При этом при проведении исследований останавливали закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 4 за трое суток до исследований: в скважине 2'(1К) останавливали закачку пара в скважины - 4(8) и 4(10); в скважине 2'(2К) останавливали закачку пара в скважины - 4(14) и 4(16); в скважине 2'(3К) останавливали закачку пара в скважины 4(6), 4(8) и 4(10); в скважине 2'(4К) останавливали закачку пара в скважины 4(2) и 4(4).After bringing to a constant mode in vertical observation wells 2' four times a year, temperature measurements were taken through geophysical surveys. At the same time, during the studies, the injection of steam into horizontal injection wells 4 was stopped three days before the studies: in the well 2'(1K), the injection of steam into wells 4(8) and 4(10) was stopped; in well 2'(2K), the injection of steam into wells 4(14) and 4(16) was stopped; in well 2'(3K), the injection of steam into wells 4(6), 4(8) and 4(10) was stopped; in well 2'(4K), steam injection into wells 4(2) and 4(4) was stopped.

Анализировали изменение показателей температуры в залежи высоковязкой нефти или битума 1 в результате закачки пара, при этом начальная пластовая температура составила 9°С.We analyzed the change in temperature indicators in the reservoir of high-viscosity oil or bitumen 1 as a result of steam injection, while the initial reservoir temperature was 9°C.

В вертикальной наблюдательной скважине 2'(4К) температура в течение года при ежеквартальных измерениях изменялась в следующей последовательности - 9, 9, 12, 16°С, изменение за год составило 7°С, было принято решение продолжать закачку пара в смежные горизонтальные нагнетательные скважины 4(2) и 4(4) без изменений вследствие эффективного расширения паровых камер.In the vertical observation well 2'(4K), the temperature during the year during quarterly measurements changed in the following sequence - 9, 9, 12, 16°C, the change over the year was 7°C, it was decided to continue steam injection into adjacent horizontal injection wells 4(2) and 4(4) are unchanged due to the effective expansion of the steam chambers.

В вертикальной наблюдательной скважине 2'(3К) температура в течение года при ежеквартальных измерениях изменялась в следующей последовательности - 9, 10, 18, 29°С, изменение за год составило 20°С, было принято решение ограничить суточную закачку пара с 93 т/сут, в среднем, в смежные горизонтальных нагнетательных скважинах 4(6), 4(8), 4(10), на 30%, в среднем до 65 т/сут, вследствие возможных прорывов пара по наиболее проницаемым интервалам и возникновения неравномерности расширения паровых камер на парных горизонтальных добывающих 3 и нагнетательных 4 скважинах 3(5)-4(6), 3(7)-4(8), 3(9)-4(10).In the vertical observation well 2'(3K), the temperature during the year with quarterly measurements changed in the following sequence - 9, 10, 18, 29°С, the change over the year was 20°С, it was decided to limit the daily steam injection from 93 t/ day, on average, in adjacent horizontal injection wells 4(6), 4(8), 4(10), by 30%, on average up to 65 t/day, due to possible steam breakthroughs in the most permeable intervals and the occurrence of uneven expansion of steam cameras on paired horizontal producing 3 and injection 4 wells 3(5)-4(6), 3(7)-4(8), 3(9)-4(10).

В вертикальной наблюдательной скважине 2'(2К) температура в течение года при ежеквартальных измерениях изменялась в следующей последовательности - 9, 9, 9, 11°С, изменение за год составило 2°С, было принято решение увеличить суточную закачку пара с 88 т/сут, в среднем, в смежные горизонтальных нагнетательных скважинах 4(14), 4(16), на 30%, в среднем до 114 т/сут. В течение следующего года при ежеквартальных измерениях температура изменялась в следующей последовательности - 12, 14, 14, 15°С, изменение за год составило 3°С, были приняты решения об изменение глубины спуска насосно-компрессорной трубы диаметром 89 мм, спущенной в горизонтальную часть нагнетательной скважине 4 (16), с глубины 760 м на глубину 606 м, а также об изменение глубины спуска насосно-компрессорной трубы диаметром 89 мм, спущенной в горизонтальную часть нагнетательной скважине 4(14), с глубины 875 м на глубину 646 м. После чего закачка пара в горизонтальные нагнетательные скважины 4(14) и 4(16) была продолжена в режиме 115 т/сут. В последующий год эксплуатации в вертикальной наблюдательной скважине 2'(2К) температура в течение года при ежеквартальных измерениях изменялась в следующей последовательности - 15, 18, 23, 28°С, изменение за год составило 13°С, было принято решение продолжать закачку пара в смежные горизонтальные нагнетательные скважины 4(14) и 4(16) без изменений вследствие эффективного расширения паровых камер.In the vertical observation well 2'(2K), the temperature during the year with quarterly measurements changed in the following sequence - 9, 9, 9, 11°С, the change over the year was 2°С, it was decided to increase the daily steam injection from 88 t/ day, on average, in adjacent horizontal injection wells 4(14), 4(16), by 30%, on average up to 114 t/day. Over the next year, with quarterly measurements, the temperature changed in the following sequence - 12, 14, 14, 15 ° C, the change over the year was 3 ° C, decisions were made to change the depth of the descent of the tubing with a diameter of 89 mm, lowered into the horizontal part injection well 4 (16), from a depth of 760 m to a depth of 606 m, as well as a change in the depth of the descent of a tubing with a diameter of 89 mm, lowered into the horizontal part of the injection well 4 (14), from a depth of 875 m to a depth of 646 m. After that, steam injection into horizontal injection wells 4(14) and 4(16) was continued at a rate of 115 tons/day. In the next year of operation in the vertical observation well 2'(2K), the temperature during the year with quarterly measurements changed in the following sequence - 15, 18, 23, 28°С, the change over the year was 13°С, it was decided to continue steam injection into adjacent horizontal injection wells 4(14) and 4(16) unchanged due to the effective expansion of the steam chambers.

Предлагаемый способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин позволяет повысить эффективность и надежность за счет повышения качества контроля за распространением температуры и паровой камеры в процессе эксплуатации залежи, а также сократить эксплуатационные затраты.The proposed method for developing a high-viscosity oil or bitumen field using vertical wells improves efficiency and reliability by improving the quality of control over the distribution of temperature and the steam chamber during the operation of the deposit, as well as reducing operating costs.

Claims

A method for developing a high-viscosity oil or bitumen deposit with controlling the development of a steam chamber in observation wells, including drilling vertical appraisal wells, developing structural maps of oil-saturated thicknesses along the deposit, eliminating vertical appraisal wells, building paired horizontal production and injection wells located one above the other, pumping coolant through horizontal injection wells with heating of the productive formation and the creation of a steam chamber, the selection of products through horizontal production wells and monitoring the state of the steam chamber in horizontal production and injection wells and taking thermograms along the trunks of horizontal production wells, monitoring and regulating the current size of the steam chamber, which differs by the fact that after the development of structural maps of oil-saturated thicknesses in the deposit, 10% of vertical appraisal wells are transferred to vertical observation wells, 90% of non-transferred vertical appraisal wells, in vertical observation wells periodically 1-4 times a year, temperature measurements are carried out through geophysical surveys, while steam injection is stopped 3 days before temperature measurements in adjacent horizontal injection wells within a radius of 250 m to vertical observation wells, changes in indicators are analyzed temperature in vertical observation wells, correct the temperature effect on the formation, with an increase in temperature by 4-9°C, steam is injected into adjacent horizontal injection wells without changes, with an increase in temperature by 10°C or more, the volumes of average daily steam injection into the reservoir are limited by 30%. adjacent horizontal injection wells, with an increase in temperature by 0-3°C, the daily volumes of steam injection in adjacent horizontal injection wells are increased by 30%.