RU2529039C1

RU2529039C1 - Method of hot well development of high-viscosity oil deposit by single-bed system

Info

Publication number: RU2529039C1
Application number: RU2013134768/03A
Authority: RU
Inventors: Геннадий Федорович Чикишев; Валентина Васильевна Кучумова; Игорь Витальевич Герасимов; Юрий Петрович Коноплев; Евгений Валерьевич Кольцов; Владимир Энгельсович Гуляев; Иван Николаевич Ямсков; Александр Геннадьевич Чикишев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг"; Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"
Priority date: 2013-07-11
Filing date: 2013-07-11
Publication date: 2014-09-27

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: proposed method comprises making the production gallery in productive oil bed and under it, drilling underground gently dipping and/or horizontal injection and production wells fro productive gallery, steam injection from surface steam feed wells via injection wells and extraction of formation fluid via production wells. In compliance with this invention, one injection well and one production well are combined into pair to make separate drain-injection element. Drilling part of injection and production wells in every drain-injection element is laid with allowance for arrangement of well bottoms in section outline nearby each other to their intersection to make zone of bottoms converging. Note here that in plan of injection paths of two adjacent drain-injection elements are located between production wells while mouths of every pair of injection and production wells of adjacent drain-injection elements make the zone of mouths convergence. Note here that drain-injection elements are distributed uniformly over the entire area of the section in one or several tiers subject to bed depth.

EFFECT: allowance for gas bearing bed strained state change influence on change of working area filtration factors.

1 ex, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.The invention relates to the oil industry, in particular to thermal mine methods for developing deposits of high viscosity oils and natural bitumen.

Известен способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти подземно-поверностным способом (см. патент РФ №2114289, 1997; МПК: Е21В 43/24). Способ предусматривает проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из галереи пологонаклонных добывающих скважин, расположенных рядами, бурение с поверхности нагнетательных скважин вблизи границы участка разрабатываемого месторождения между рядами добывающих скважин, в промежутке между которыми и параллельно им бурят пологовосстающие скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта, пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния и образуют единую нагнетательную систему для закачки теплоносителя в нефтяной пласт. Согласно способу осуществляют закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины и отбор нефти через подземные добывающие скважины с последующим переносом фронта нагнетания пара через подземные пологовосстающие скважины, пересекающие нагнетательные скважины или проходящие в зоне их влияния.There is a method of thermal mine development of a highly viscous oil field by the underground-surface method (see RF patent No. 2114289, 1997; IPC: Е21В 43/24). The method involves drilling a gallery in or below a productive oil reservoir, drilling from a gallery of slightly deviated production wells arranged in rows, drilling from the surface of injection wells near the boundary of a developed field between rows of production wells, between which parallel drilling wells are drilled parallel to them, faces which are oriented in the roof of the oil reservoir, cross injection wells or pass in the zone of their influence and form a single injection system for pumping coolant into the oil reservoir. According to the method, steam is injected into surface injection wells and oil is taken through underground production wells, followed by transfer of the steam injection front through underground shallow wells crossing the injection wells or passing in the zone of their influence.

Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного парового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между добывающими и нагнетательными скважинами, при этом возможность увеличения давления закачки теплоносителя, в качестве которого применяется в основном насыщенный водяной пар, для вытеснения нефти ограничена свойствами нефти и условиями шахтной разработки (опасность возгонки нефти и поступления нефтяных газов в горные выработки).The disadvantage of this method is the long time it takes to establish a hydrodynamic connection between production and injection wells. This is due to the high viscosity of the reservoir oil, the small amount of free vapor space through which the coolant can propagate, which is very significant at sufficiently large distances between production and injection wells, while the possibility of increasing the injection pressure of the coolant, which is mainly used as saturated water vapor, for oil displacement is limited by the properties of oil and the conditions of mine development (the danger of sublimation of oil and the flow of oil gases into mining swelling).

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе, включающий проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. (См. книгу «Опыт подземной разработки нефтяных месторождении и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти», авторы: Тюнькин Б.А., Коноплев Ю.П., г.Ухта, 1996, стр.34).The closest in technical essence, adopted as a prototype, is a method of thermogas development of a highly viscous oil field using a single-horizon system, including wiring a drilling gallery in or below a productive oil formation, drilling from a gallery of underground shallow and / or horizontal injection and production wells, injecting steam from surface steam supply wells through injection wells and formation fluid extraction through production wells. (See the book “Experience in the underground development of an oil field and the main directions of development of the thermal mine method of oil production”, authors: Tyunkin BA, Konoplev Yu.P., Ukhta, 1996, p. 34).

Однако данный способ предусматривает равномерное распределение добывающих скважин по объему пласта и равномерное распределение нагнетательных скважин вблизи границы участка параллельными рядами, что предопределяет возможность взаимодействия, то есть возникновения гидродинамической связи (ГДС) одной нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами, или одной добывающей скважины с более чем двумя нагнетательными скважинами, то есть хаотическое распределение гидротермодинамических связей в пласте. Недостатком такого взаимодействия является невозможность регулирования процесса теплового воздействия, так как при наличии нескольких ГДС нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами наиболее интенсивный фильтрационный поток осуществляется в направлении той скважины, с которой существуют наименьшие гидравлические сопротивления. Результатом является быстрый прогрев этой зоны и прорыв пара. Снижение темпа нагнетания пара для прекращения прорыва приводит к снижению фильтрации теплоносителя в другие скважины, что отрицательно влияет на темп отбора нефти.However, this method provides for uniform distribution of production wells in the reservoir volume and uniform distribution of injection wells near the site boundary in parallel rows, which determines the possibility of interaction, that is, the occurrence of hydrodynamic connection (GDS) of one injection well with more than two production wells, or one production well with more than two injection wells, that is, a chaotic distribution of hydrothermodynamic bonds in the reservoir. The disadvantage of this interaction is the impossibility of regulating the process of heat exposure, since in the presence of several GDS injection wells with more than two production wells, the most intense filtration flow is carried out in the direction of the well with the lowest hydraulic resistance. The result is a quick warm-up of this zone and a breakthrough of steam. A decrease in the rate of steam injection to stop the breakthrough leads to a decrease in the filtration of the coolant into other wells, which negatively affects the rate of oil extraction.

Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата пласта тепловым прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной скважины.The objective of the invention is to increase oil recovery by increasing the coverage of the formation by thermal heating and drainage by controlled injection of steam and selection of oil from each particular well.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе осуществляют проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины.This object is achieved by the fact that in the inventive method of thermal mine development of a highly viscous oil field using a single-horizon system, the drilling gallery is posted in or below the productive oil formation, drilling from the production gallery of underground shallow and / or horizontal injection and production wells, steam injection from a surface steam supply well through injection wells and reservoir fluid extraction through production wells.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:Salient features of the claimed invention are:

- одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент;- one injection and one production well are combined in a pair representing a separate drainage-injection element;

- траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев;- the drilling paths of the injection and production wells in each drainage-injection element are laid taking into account the location of the bottom faces of the wells on the contour of the site in close proximity to each other until they intersect, forming a zone of convergence of the faces;

- траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают в плане между добывающими скважинами;- the trajectory of the injection wells of two adjacent drainage and injection elements are positioned in plan between the production wells;

- устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев;- the mouths of each pair of injection and production wells of adjacent drainage and injection elements form a zone of convergence of the mouths in the gallery;

- дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта.- drainage-discharge elements are distributed evenly over the entire area of the site in one or more tiers, depending on the thickness of the formation.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает создание благоприятных условий для наиболее быстрого установления гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами каждого дренажно-нагнетательного элемента, так как забои скважин на контуре участка расположены в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. Способ позволяет осуществлять контролируемое нагнетание пара и отбор нефти из каждой конкретной скважины, то есть управлять работой каждого дренажно-нагнетательного элемента и осуществлять разогрев пласта и отбор нефти именно с удаленных от горной выработки границ разрабатываемого участка с последующим охватом тепловым воздействием нефтяного пласта по длине добывающих скважин к горной выработке. Расположение нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане сопредельно между добывающими скважинами обеспечивает создание условий для предотвращения возникновения гидродинамической связи одной нагнетательной скважины с несколькими добывающими скважинами. Одновременное вовлечение в работу всех дренажно-нагнетательных элементов по всей площади разрабатываемого участка за счет увеличения охвата пласта тепловым прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной скважины обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта.The specified set of essential features ensures the creation of favorable conditions for the most rapid establishment of hydraulic communication between the injection and production wells of each drainage and injection element, since the bottom faces of the wells on the site circuit are located in close proximity to each other until they intersect, forming a zone of convergence of faces . The method allows for controlled steam injection and oil extraction from each specific well, that is, to control the operation of each drainage-injection element and to heat the formation and oil selection from the boundaries of the developed area remote from the mine working, followed by thermal exposure of the oil formation along the length of production wells to mining. The location of the injection wells of two adjacent drainage and injection elements in the plan adjacent to the production wells provides the conditions for preventing the occurrence of hydrodynamic communication of one injection well with several production wells. The simultaneous involvement of all drainage and injection elements throughout the entire area of the developed area by increasing the coverage of the formation by heat heating and drainage by controlled injection of steam and oil selection from each particular well provides a significant increase in oil recovery.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the claimed invention is new. The claimed features of the invention are not obvious to the average person skilled in the art. In this regard, we believe that the claimed invention has an inventive step. The invention is industrially applicable, since the available equipment and technology developed by us, allow us to implement the method in full.

На фиг.1 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане. На фиг.2 схема того же участка с горной выработкой и скважинами, разрез 1-1 фиг.1. На фиг.3 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане при проходке по пласту двух галерей; на фиг.4 - схема того же участка с двумя галереями и скважинами, разрез 1-1 фиг.3.Figure 1 shows a diagram of the plot of the developed field in the plan. In Fig.2 a diagram of the same section with mining and wells, section 1-1 of Fig.1. Figure 3 shows a diagram of the plot of the developed field in plan when two galleries are drilled through the reservoir; figure 4 is a diagram of the same area with two galleries and wells, section 1-1 of figure 3.

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу производят в следующей последовательности. Проходку шахтных стволов и подготовительных выработок осуществляют традиционным образом. На выбранном участке шахтного поля в нижней части нефтяного пласта 1 (Фиг.1, 2) проходят буровую галерею 2 в виде панели. Из буровой галереи 2 в нефтяной пласт бурят добывающие 3 и нагнетательные скважины 4. Одну добывающую и одну нагнетательную скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент (ДНЭ), через который осуществляют прогрев и дренирование зоны пласта, прилегающей к этой паре скважин. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом ДНЭ прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев 5 скважин. Траектории нагнетательных скважин двух соседних ДНЭ в плане располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев, то есть устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают в непосредственной близости друг от друга, например в горизонтальной плоскости рядом или в вертикальной плоскости друг над другом. ДНЭ распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов зависимости от толщины пласта.The arrangement of the site deposits according to the proposed method is carried out in the following sequence. The passage of mine shafts and preparatory workings is carried out in a traditional way. On the selected section of the mine field in the lower part of the oil reservoir 1 (Fig.1, 2) pass the drilling gallery 2 in the form of a panel. Production 3 and injection wells 4 are drilled from the gallery 2 into the oil reservoir. One production and one injection well are combined into a pair, which represents a separate drainage-injection element (DNE), through which the formation zone adjacent to this pair of wells is heated and drained. The drilling paths of the injection and production wells in each DNE are laid taking into account the location of the bottom faces of the wells on the contour of the site in close proximity to each other until they intersect, forming a zone of convergence of the bottom faces of 5 wells. The paths of the injection wells of two neighboring DNEs are arranged in plan between production wells, and the mouths of each pair of injection and production wells of adjacent drainage and injection elements form a convergence zone in the gallery, that is, the mouths of each pair of injection and production wells of adjacent drainage and injection elements are located in the immediate proximity to each other, for example in the horizontal plane next to or in a vertical plane above each other. DNE is distributed evenly over the entire area of the site in one or more tiers depending on the thickness of the reservoir.

При наличии в нефтяном пласте непроницаемых пропластков забои добывающих и нагнетательных скважин обязательно располагают в нефтенасыщенных интервалах пласта. Исходя из принятой сетки скважин на разрабатываемом участке, определяют количество скважин в зависимости от длины контура разрабатываемого участка. Исходя от длины буровой галереи и необходимого количества скважин, расчитывают расстояние между устьями добывающих и нагнетательных скважин. В случае, если длина буровой галереи примерно равна длине контура разрабатываемого участка, то расстояния между устьями добывающих и нагнетательных скважин примерно соответствуют расстоянию между забоями скважин соседних ДНЭ. В случае, если длина буровой галереи отличается от длины контура разрабатываемого участка, то для определения расстояния между устьями добывающих и нагнетательных скважин длину буровой галереи делят на расчетное количество скважин.In the presence of impermeable layers in the oil reservoir, the faces of production and injection wells are necessarily located in oil-saturated intervals of the reservoir. Based on the adopted grid of wells in the developed section, the number of wells is determined depending on the length of the contour of the developed section. Based on the length of the drill gallery and the required number of wells, calculate the distance between the mouths of the producing and injection wells. If the length of the drilling gallery is approximately equal to the length of the contour of the developed section, then the distances between the mouths of the producing and injection wells approximately correspond to the distance between the bottom faces of the wells of neighboring DNEs. If the length of the drilling gallery differs from the length of the contour of the developed section, then to determine the distance between the mouths of the producing and injection wells, the length of the drilling gallery is divided by the estimated number of wells.

По буровой галерее прокладывают паропровод и осуществляют подключение пара к каждой скважине. В нижней точке галереи 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).A steam pipeline is laid along the gallery and steam is connected to each well. At the bottom point of gallery 2, tanks are built to collect well products and pumps are installed to pump it to the surface, and a groove or pipe is laid in the soles of the galleries to transport the produced fluid from the wellheads to the tank at the soles of the galleries (not shown).

Возможен вариант, когда на выбранном участке шахтного поля в нижней части пласта 1 (Фиг.3, 4) проходят две буровые галереи 2 в виде панели с расстоянием между ними, равным двум длинам скважин. В этом случае из каждой буровой галереи 2 в нефтяной пласт также бурят добывающие 3 и нагнетательные скважины 4, объединяя одну добывающую и одну нагнетательную скважину в пару, представляющую отдельный ДНЭ, через который осуществляют прогрев и дренирование зоны пласта, прилегающей к этой паре скважин. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом ДНЭ также прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев 5 скважин, при этом целесообразно зону схождения забоев 5 каждого ДНЭ одной галереи смещать относительно зоны схождения забоев 5 ДНЭ другой галереи на расстояние, ориентировочно равное половине расстояния между забоями скважин в ДНЭ. Траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане также располагают сопредельно между добывающими скважинами, а ДНЭ распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. В этом случае также осуществляют контролируемое нагнетание пара и отбор нефти из каждой конкретной скважины, то есть управляют работой каждого ДНЭ. Возможен вариант, когда зоны схождения забоев ДНЭ из разных галерей расположены рядом в одном месте. В данном случае может возникнуть гидродинамическая связь нагнетательной скважины одного из ДНЭ только с двумя добывающими скважинами соседних ДНЭ. Установить гидродинамическую связь между скважинами легко путем последовательного отключения скважин соседнего ДНЭ.It is possible that two drilling galleries 2 in the form of a panel with a distance between them equal to two lengths of wells pass through a selected section of the mine field in the lower part of the reservoir 1 (Figs. 3, 4). In this case, production 3 and injection wells 4 are also drilled from each drilling gallery 2 into the oil reservoir, combining one production and one injection well in a pair, representing a separate DNE, through which the formation zone adjacent to this pair of wells is heated and drained. The drilling paths of injection and production wells in each DNE are also laid taking into account the location of the bottom faces of the wells on the contour of the site in close proximity to each other, intersecting them together, forming a zone of convergence of the faces of 5 wells, while it is advisable to have a zone of convergence of faces 5 of each DNE of one gallery to shift relative to the convergence zone of the faces 5 of the DNE of another gallery by a distance approximately equal to half the distance between the faces of the wells in the DNE. The paths of the injection wells of two adjacent drainage and injection elements in the plan are also located adjacent to the production wells, and the DNEs are distributed evenly over the entire area of the site into one or more tiers depending on the thickness of the formation. In this case, a controlled injection of steam and selection of oil from each particular well are also carried out, that is, they control the operation of each DNE. A variant is possible when the zones of convergence of the faces of the DNE from different galleries are located nearby in one place. In this case, a hydrodynamic connection between the injection well of one of the DNEs and only two production wells of neighboring DNEs may occur. It is easy to establish a hydrodynamic connection between wells by sequentially shutting off the wells of the neighboring DNE.

Способ осуществляют следующим образом. При бурении скважин из одной галереи на первом этапе осуществляют закачку пара в нагнетательные скважины каждого ДНЭ. В тех ДНЭ, где добывающие скважины прореагировали на нагнетание пара, а именно произошло повышение температуры в добывающих скважинах примерно на 20°С, продолжают закачку пара в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. При отсутствии прямой гидравлической связи в каком-либо ДНЭ осуществляют циклическую закачку пара в добывающие скважины таких ДНЭ и их периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 14 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий, при этом в нагнетательные скважины продолжают постоянную закачку пара до образования прямой гидравлической связи между скважинами, о которой судят также по повышению температуры в добывающих скважинах. После образования прямой гидравлической связи осуществляют отбор нефти из добывающих скважин и закачку пара в нагнетательные скважины. В процессе эксплуатации при необходимости, например при снижении дебита добывающей скважины по сравнению с другими добывающими скважинами, вновь осуществляют циклическую закачку пара в добывающие скважины таких ДНЭ и их периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла с последующим переводом этих скважин на постоянную добычу нефти. Учитывая, что забои скважин расположены на границе разрабатываемого участка, в первую очередь будет разогреваться именно пограничная область участка и также происходить отбор нефти из наиболее удаленных от горной выработки участков с последующим разогревом и отбором нефти из участков пласта вдоль добывающей скважины. Расположение нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане сопредельно между добывающими скважинами предотвращает возникновение гидродинамической связи одной нагнетательной скважины с несколькими добывающими скважинами. Одновременное вовлечение в работу всех контролируемых дренажно-нагнетательных элементов по всей площади разрабатываемого участка обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта. В варианте бурения скважин из двух галерей при смещении зоны схождения забоев 5 каждого ДНЭ одной галереи относительно зоны схождения забоев 5 ДНЭ другой галереи на расстояние, ориентировочно равное половине расстояния между забоями скважин в ДНЭ, способ осуществляют аналогично способу при бурении скважин из одной галереи. В варианте бурения скважин из двух галерей, когда зоны схождения забоев ДНЭ из разных галерей расположены рядом в одном месте, может возникнуть гидродинамическая связь нагнетательной скважины одного из ДНЭ только с двумя добывающими скважинами соседних ДНЭ. Установить гидродинамическую связь между скважинами легко путем последовательного отключения скважин соседнего ДНЭ. Если будет установлена гидродинамическая связь нагнетательной скважины ДНЭ одной галереи с добывающей скважинами этого же ДНЭ и добывающей скважиной соседнего ДНЭ, осуществляют снижение темпа закачки пара в эту нагнетательную скважину, а в добывающую скважину соседнего ДНЭ осуществляют циклическую закачку пара ее периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 14 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающей скважины могут изменяться в зависимости от промысловых условий, при этом в нагнетательную скважину данного ДНЭ продолжают постоянную закачку пара до образования прямой гидравлической связи между скважинами, о которой судят также, по повышению температуры в добывающих скважинах. После образования прямой гидравлической связи осуществляют отбор нефти из добывающей скважины и закачку пара в нагнетательную скважину данного ДНЭ и увеличивают темп закачки пара в нагнетательную скважину соседнего ДНЭ. Дальнейшую разработку участков осуществляют по аналогии с разработкой участка при бурении скважин из одной галереи.The method is as follows. When drilling wells from one gallery at the first stage, steam is injected into the injection wells of each DNE. In those DNEs where production wells reacted to steam injection, namely, the temperature in production wells increased by about 20 ° C, steam injection into injection wells and extraction of oil from production wells continue. In the absence of direct hydraulic connection in any DNE, a cyclic injection of steam into the producing wells of such DNE is carried out and their periodic operation during a given working cycle, for example, 14 days. Cycles of periodic operation of production wells may vary depending on field conditions, while continuous injection of steam is continued into injection wells until a direct hydraulic connection between the wells is formed, which is also judged by the temperature increase in production wells. After the formation of direct hydraulic communication, oil is extracted from production wells and steam is injected into injection wells. During operation, if necessary, for example, when the production well’s production rate is reduced compared to other production wells, steam is again cycled into the producing wells of such DNEs and their periodic operation is carried out for a given working cycle with the subsequent transfer of these wells to constant oil production. Taking into account that the well bottoms are located on the boundary of the developed section, it is primarily the boundary region of the section that will be warmed up and oil will also be taken from the areas farthest from the mine with subsequent heating and selection of oil from sections of the reservoir along the producing well. The location of the injection wells of two adjacent drainage and injection elements in the plan adjacent to the production wells prevents the occurrence of a hydrodynamic connection between one injection well and several production wells. The simultaneous involvement of all controlled drainage and injection elements in the entire area of the developed area provides a significant increase in oil recovery. In a variant of drilling wells from two galleries with a displacement of the convergence zone of the faces 5 of each DNE of one gallery relative to the convergence zone of the faces 5 of the DNE of the other gallery by a distance approximately equal to half the distance between the faces of the wells in the DNE, the method is carried out similarly to the method for drilling wells from one gallery. In the option of drilling wells from two galleries, when the zones of convergence of the bottoms of DNEs from different galleries are located nearby in the same place, a hydrodynamic connection between the injection well of one of the DNEs and only two production wells of neighboring DNEs can occur. It is easy to establish a hydrodynamic connection between wells by sequentially shutting off the wells of the neighboring DNE. If a hydrodynamic connection is established between the injection chamber of the DNE of one gallery and the production wells of the same DNE and the production well of the neighboring DNE, the rate of steam injection into this injection well is reduced, and the steam is injected into the production well of the neighboring DNE periodically during its predetermined duty cycle for example 14 days. The cycles of periodic operation of the producing well may vary depending on the production conditions, while continuous injection of steam is continued into the injection well of this DNE until a direct hydraulic connection between the wells is formed, which is also judged by the temperature increase in the producing wells. After the formation of a direct hydraulic connection, oil is taken from the producing well and steam is injected into the injection well of this DNE and the rate of steam injection into the injection well of the neighboring DNE is increased. Further development of the sites is carried out by analogy with the development of the site when drilling wells from one gallery.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа при бурении скважин из одной галереи.Consider an example of a specific implementation of the method when drilling wells from one gallery.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Залежь представлена терригенными неоднородными трещиновато-пористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 26 м, с температурой 6-8°С, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм², вязкостью нефти 12 Па*с. Рассматриваемый участок залежи длиной 400 м и шириной 300 м расположен на границе шахтного поля. Обустройство участка залежи осуществляют в последовательности, описанной ранее. В подошве пласта проходят галерею 2 в виде панели длиной до 400 метров (на фиг.1 показана часть участка, соответствующая примерно половине длины разрабатываемого участка). Галерею 2 располагают в 300 метрах параллельно границе шахтного поля. Согласно принятой сетке размещения скважин расстояние между скважинами равно 25 м, то есть расстояние между зонами схождения забоев добывающих скважин 3 и нагнетательных скважин 4 ДНЭ равно 25 м. Принимаем длину зоны схождения забоев скважин, равной нулю, и условно разделяем длину контура разрабатываемого участка на отрезки длиной, равной 25 метрам, и определяем количество добывающих и нагнетательных скважин, которое необходимо пробурить на рассматриваемом участке. Исходя из этого условия в данном примере из галереи 2 должно быть пробурено всего 16 скважин: восемь добывающих и восемь нагнетательных скважин в одном ярусе длиной 300 м. В рассматриваемом случае длина буровой галереи примерно равна длине контура разрабатываемого участка. Принимаем длину зоны схождения устьев равной нулю (при расположении устьев скважин в вертикальной плоскости друг над другом), тогда расстояние между зонами схождения устьев добывающих и нагнетательных скважин в галерее также равно 25 метрам. При толщине нефтяного пласта 1, равной 26 метрам, добывающие 3 и нагнетательные 4 скважины бурят в 2 яруса. При этом забои верхнего яруса располагают в кровле пласта 1, а забои нижнего яруса - в средней части по толщине пласта 1. При наличии в нефтяном пласте непроницаемых пропластков забои добывающих и нагнетательных скважин обязательно располагают в нефтенасыщенных интервалах пласта. Все добывающие и нагнетательные скважины обсаживают на глубину 50 метров от устья и оснащают фильтровыми колоннами для предотвращения выноса песка. По галерее 2 прокладывают паропровод с возможностью подключения подачи пара в каждую скважину. В нижней точке галереи 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу. Способ осуществляют по описанной ранее технологии.The proposed method can be implemented on the Yaregskoye field of high viscosity oil. The deposit is represented by terrigenous heterogeneous fractured-porous reservoir at a depth of 200-220 m, a thickness of 26 m, with a temperature of 6-8 ° C, with a reservoir pressure of 0.1-0.2 MPa, porosity of 26%, permeability of 2-3 μm ² , oil viscosity 12 Pa * s. The considered section of the deposit 400 m long and 300 m wide is located on the border of the mine field. The arrangement of the deposit area is carried out in the sequence described previously. At the bottom of the formation pass gallery 2 in the form of a panel with a length of up to 400 meters (Fig. 1 shows a part of the site corresponding to approximately half the length of the developed site). Gallery 2 is located 300 meters parallel to the boundary of the mine field. According to the adopted grid of well placement, the distance between the wells is 25 m, that is, the distance between the zones of convergence of the faces of the producing wells 3 and the injection wells 4 of the DNE is 25 m. We accept the length of the zone of convergence of the faces of the wells equal to zero, and conditionally divide the length of the contour of the developed section into segments length equal to 25 meters, and determine the number of producing and injection wells that need to be drilled in the area under consideration. Based on this condition, in this example, from gallery 2, only 16 wells should be drilled: eight production and eight injection wells in one tier 300 m long. In this case, the length of the drilling gallery is approximately equal to the contour length of the developed section. We take the length of the zone of convergence of the mouths to zero (when the wellheads are located in a vertical plane one above the other), then the distance between the zones of convergence of the mouths of the producing and injection wells in the gallery is also equal to 25 meters. With a thickness of oil reservoir 1 equal to 26 meters, producing 3 and injection 4 wells are drilled in 2 tiers. At the same time, the bottom tiers of the upper tier are located in the top of the formation 1, and the bottom tiers of the lower tier are located in the middle part of the thickness of the reservoir 1. In the presence of impermeable layers in the oil reservoir, the bottoms of production and injection wells are necessarily located in oil-saturated intervals of the reservoir. All production and injection wells are planted to a depth of 50 meters from the wellhead and equipped with filter columns to prevent sand removal. A gallery is laid in gallery 2 with the possibility of connecting a steam supply to each well. At the bottom point of gallery 2, containers are built to collect well products and pumps are installed to pump it to the surface, and a groove or pipe is constructed to convey the produced fluid through the gallery from the wellheads to the container at the soles of the galleries. The method is carried out according to the previously described technology.

Таким образом, заявляемый способ обеспечивает условия для активного целенаправленного теплового воздействия на каждый дренажно-нагнетательный элемент разрабатываемого участка, то есть обеспечивается возможность контроля нагнетания пара в каждую конкретную скважину и отбора нефти из конкретной скважины и охват всего нефтяного пласта тепловым воздействием, что обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.Thus, the inventive method provides the conditions for an active targeted thermal effect on each drainage-pumping element of the developed area, that is, it is possible to control the injection of steam into each specific well and the selection of oil from a particular well and the thermal oil coverage of the entire oil reservoir, which provides a significant increase oil recovery and, as a result, a reduction in the time taken to develop the developed section to the design level of oil production and a reduction in development of the entire field.

Claims

A method for thermogas development of a high-viscosity oil field using a single-horizon system, including conducting a producing gallery in or below a productive oil formation, drilling from a production gallery of underground sloping and / or horizontal injection and production wells, injecting steam from a surface vapor supply well through injection wells and selecting formation fluid through production wells, characterized in that one injection and one production well are combined in a pair representing A drainage-discharge element, drilling paths of the injection and producing wells in each drainage-discharge element are laid taking into account the location of the bottom faces of the wells on the site contour in the immediate vicinity of each other until they intersect, forming a zone of convergence of the faces, while in terms of the trajectory injection wells of two adjacent drainage-injection elements are located between production wells, and the mouth of each pair of injection and production wells of adjacent drainage-injection elements of salient elements form a zone of convergence of mouths in the gallery, and drainage-discharge elements are distributed evenly over the entire area of the site into one or more tiers depending on the thickness of the formation.