RU2565613C1

RU2565613C1 - Method of oil pay development by horizontal and vertical wells using interbedding burning

Info

Publication number: RU2565613C1
Application number: RU2014131810/03A
Authority: RU
Inventors: Равиль Рустамович Ибатуллин; Азат Тимерьянович Зарипов; Ильшат Мухаметович Бакиров; Рамиль Хабутдинович Низаев; Георгий Владимирович Александров; Марат Инкилапович Амерханов; Радик Зяузятович Зиятдинов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2014-07-31
Filing date: 2014-07-31
Publication date: 2015-10-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: method includes the drilling and development of the well with horizontal section located in the oil pay, and of the vertical well such that the vertical well bottmhole will be above the bottomhole of the horizontal well at distance excluding the oxidant inrush to the horizontal well. At the horizontal section of the well a filter with mismatched longitudinal rows of holes is installed, it is divided to the product extraction zone. Inside the filter the liner is installed with the longitudinal row of the holes located in all product extraction zones, it is rigidly connected with the process pipes string, and is equipped with the thermocouples to monitor the formation temperature around the horizontal well. The liner is run to the well at the end of the process pipes string. By the pipes string rotation from the wellhead the perforation interval in the horizontal well is opened simultaneously in all product extraction zones. Process of the interbedding burning is initiated with burning front moving along the horizontal well bore from the bottomhole to the wellhead. Using the thermocouples the formation temperature is measured around the horizontal well along the well bore from the bottomhole to wellhead. If temperature in the first zone of the product extraction of the horizontal well from the bottomhole to the wellhead exceeds by 30% the temperature at the moving burning front the horizontal well is shutdown. This is performed by new pipes string rotation from the wellhead. As result the filter holes in the first zone of the product extraction of the horizontal well in direction from the bottomhole to the wellhead. The filter holes in other extraction zones of the horizontal well are kept opened. The horizontal well is started to continue the product extraction. Similarly the formation temperature is monitored around the horizontal well using the thermocouples. If temperature in the second zone of the product extraction of the horizontal well from the bottomhole to the wellhead exceeds by 30% the temperature at the moving burning front the horizontal well is shutdown. By means of the pipes string rotation from the wellhead the filter holes in the second extraction zone of the horizontal well are closed from the bottom hole to wellhead. At that the filter holes in the third and next extraction zones from the bottomhole to the wellhead are kept opened. Then the horizontal well is started to continue the product extraction, and similarly successively the other extraction zones are closed until the last extraction zone of the horizontal well.EFFECT: optimisation of product composition due to reduced content of the combustion gases.1 ex, 3 tbl, 10 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с использованием внутрипластового горения.The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for developing an oil reservoir using in situ combustion.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем внутрипластового горения (патент РФ №2087690, МПК E21B 43/243, опубл. 20.08.1997, бюл. №23), включающий создание в пласте канала сообщения между нагнетательной и добывающей скважинами, заполнение его проницаемым огнеупорным материалом, представляющим собой смесь керамзитовой крошки и нефти в соотношении: керамзитовая крошка - от 15 до 25 объемных единиц, нефть - остальное, и закачиваемым в канал связи после установления стационарной зоны горения.A known method of developing a reservoir of high viscosity oil by in-situ combustion (RF patent No. 2087690, IPC E21B 43/243, publ. 08/20/1997, bull. No. 23), including creating a channel of communication between injection and producing wells in the reservoir, filling it with a permeable refractory material , which is a mixture of expanded clay chips and oil in the ratio: expanded clay chips - from 15 to 25 volume units, oil - the rest, and pumped into the communication channel after establishing a stationary combustion zone.

Недостатком данного способа является сложность определения границы влияния зоны горения. Проведение контроля температуры на забое добывающей скважины и анализа состава добываемой продукции с целью определения в последнем газов горения показывает лишь факт достижения границы области добывающей скважины. В этом случае изменить распространение фронта горения откачкой газов горения через добывающую скважину невозможно. Кроме того, при горизонтальном перемещении фронта горения часть разогретой нефти за счет гравитационных сил перемещается к подошве пласта, сгорает и не доходит до добывающей скважины.The disadvantage of this method is the difficulty of determining the boundary of the influence of the combustion zone. Carrying out temperature control at the bottom of the producing well and analyzing the composition of the produced products in order to determine the combustion gases in the latter shows only the fact that the boundary of the producing well has been reached. In this case, it is impossible to change the propagation of the combustion front by pumping combustion gases through the production well. In addition, with horizontal movement of the combustion front, part of the heated oil due to gravitational forces moves to the bottom of the formation, burns and does not reach the producing well.

Известен способ термической добычи нефти (патент РФ №2054531, МПК E21B 43/24, опубл. 20.02.1996, бюл. №5), включающий бурение вертикальных и вертикально-горизонтальных скважин, соединение их путем гидравлического разрыва с последующим нагнетанием в скважины окислителя, розжиг пласта в вертикальной скважине, создание движущегося очага горения и извлечение из скважин нефти пониженной вязкости с постепенным переводом нагнетания окислителя в вертикально-горизонтальную скважину с контролем гидравлического сопротивления горизонтального бурового канала при противоточном перемещении по нему очага горения.A known method of thermal oil production (RF patent No. 2054531, IPC E21B 43/24, publ. 02.20.1996, bull. No. 5), including drilling vertical and vertical-horizontal wells, connecting them by hydraulic fracturing, followed by injection into the wells of the oxidizing agent, ignition of the formation in a vertical well, the creation of a moving combustion zone and the extraction of low viscosity oil from the wells with the gradual transfer of the oxidizer injection into a vertical-horizontal well with control of the hydraulic resistance of the horizontal drilling channel and with countercurrent movement of the burning center along it.

Недостатком данного способа является то, что при гидроразрыве пространственное распространение трещин может привести к прорыву подошвенных вод в продуктивную часть пласта и затуханию очага горения либо опережающему прорыву фронта горения по трещине в добывающую скважину.The disadvantage of this method is that during hydraulic fracturing, the spatial propagation of cracks can lead to a breakthrough of bottom water into the productive part of the formation and the decay of the combustion zone or an advance breakthrough of the combustion front along the crack into the producing well.

Известен также способ разработки нефтяной залежи с использованием термического воздействия на пласт (патент РФ №2399755, МПК E21B 43/243, опубл. 20.09.2010, бюл. №26), включающий бурение и обустройство вертикальной и горизонтальной скважин таким образом, чтобы забой вертикальной скважины располагался над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м. Создают область прогрева и обеспечивают продвижение ее по пласту параллельно стволу горизонтальной скважины за счет закачки вытесняющего агента в вертикальную скважину. Организуют отбор жидкости посредством горизонтальной скважины. Согласно изобретению в качестве агента применяют горюче-окислительную смесь - ГОС, например смесь мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры, горящую под действием температуры или инициатора горения - ИГ, например, состава, содержащего алюминий и оксид хрома, причем до начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в пласт по вертикальной и горизонтальной скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до температуры 100-200°C в зависимости от типа ГОС и ИГ и установления гидродинамической связи между скважинами, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу жидкости, а в вертикальную скважину продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС - до 250-300°C, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания продвижения горения параллельно стволу горизонтальной скважины.There is also a method of developing an oil reservoir using thermal stimulation (RF patent No. 2399755, IPC E21B 43/243, publ. 09/20/2010, bull. No. 26), including drilling and arrangement of vertical and horizontal wells so that the bottom vertical the well was located above the bottom of a horizontal well at a calculated vertical distance of 3 to 7 m. A heating region is created and it is promoted along the formation parallel to the horizontal wellbore by pumping a displacing agent into a vertical well. Organize fluid sampling through a horizontal well. According to the invention, a combustible oxidizing mixture, GOS, is used as an agent, for example, a mixture of urea, nitric acid, acetic acid, water and ammonium nitrate, burning under the influence of temperature or a combustion initiator - IG, for example, a composition containing aluminum and chromium oxide, up to start of production serves GOS and IG with mixing before injection into the formation through vertical and horizontal wells for ignition and heating of the interwell zone to a temperature of 100-200 ° C depending on the type of GOS and IG and establishing a hydrodynamic connection between wells, after which the horizontal well is transferred for fluid production, and the GOS and IS are continued to be fed into the vertical well to maintain combustion and heating of the deposit to the GOS self-combustion temperature - up to 250-300 ° C, after which the IG supply is stopped and the GOS is continued to be pumped to maintain combustion progress parallel to the horizontal wellbore.

Недостатком данного способа является смешение в составе продукции, добываемой с помощью горизонтальной скважины, нефти нефтяной залежи и газов горения, образующихся за фронтом горения, не являющихся ценными продуктами. Это приводит к тому, что снижается коэффициент полезного действия от работы добывающей скважины, а также увеличиваются энергетические затраты на организацию работы добывающей скважины.The disadvantage of this method is mixing in the composition of products produced using a horizontal well, oil, oil deposits and combustion gases generated behind the combustion front, which are not valuable products. This leads to the fact that the efficiency of the operation of the producing well decreases, and the energy costs of organizing the operation of the producing well increase.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (патент РФ №2494242, МПК E21B 43/243, опубл. 27.09.2013, бюл. №27), включающий строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины. По заявляемому способу забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья, до закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°C, после чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины начального пластового давления более чем в 1,5 раза из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи, при снижении уровня жидкости в скважине до 90% от уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения, цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.The closest in technical essence to the proposed method is a method of developing a highly viscous oil reservoir using in-situ combustion (RF patent No. 2494242, IPC E21B 43/243, publ. 09/27/2013, bull. No. 27), including the construction of horizontal and vertical wells, injection oxidizing agent through a vertical well and taking products from a horizontal well. According to the claimed method, the bottomhole of a vertical well is located at 28-32 m above the horizontal well and 10-15 m from its bottom towards the mouth, before the oxidizer is injected in the horizontal and vertical wells, electric heaters are installed with a capacity sufficient to heat the borehole space to a temperature of 100-200 ° C, after which the oxidant is injected into both wells to initiate in-situ combustion in the deposits in the bottom-hole zone of the location of both wells, then when the formation pressure is exceeded in the vicinity of the mountain more than 1.5 times from the horizontal well of the initial reservoir pressure, the electric heater is removed from the horizontal well and pumping equipment is lowered into it, with the help of which the products are pumped out, while the liquid level in the well is reduced to 90% of the level of the initial reservoir pressure, production is stopped, pumping equipment is removed, the electric heater is lowered, an oxidizer is injected to initiate in-situ combustion, a production selection cycle and in-situ initiation the combustion is repeated and stopped when a hydrodynamic connection is established between the horizontal and vertical wells, after which the horizontal well is operated in the production selection mode, and the electric heater installed in the vertical well is turned off and removed from this well after the establishment of a stable high-temperature combustion mode, after which the oxidizer is injected continue.

Недостатком данного способа также является смешение в составе продукции, добываемой с помощью горизонтальной скважины, нефти нефтяной залежи и газов горения, образующихся за фронтом горения, не являющихся ценными продуктами. Это приводит к тому, что снижается коэффициент полезного действия от работы добывающей скважины, а также увеличиваются энергетические затраты на организацию работы добывающей скважины.The disadvantage of this method is also the mixing in the composition of products extracted using a horizontal well, oil, oil deposits and combustion gases generated behind the combustion front, which are not valuable products. This leads to the fact that the efficiency of the operation of the producing well decreases, and the energy costs of organizing the operation of the producing well increase.

Техническими задачами данного изобретения являются:The technical objectives of this invention are:

- оптимизация состава добываемой продукции за счет снижения в составе добываемой продукции доли газов горения;- optimization of the composition of the extracted products by reducing the share of combustion gases in the composition of the extracted products;

- достижение более высоких показателей накопленной добычи нефти;- achievement of higher indicators of cumulative oil production;

- увеличение выработанности запасов залежи.- increase in depletion of reserves.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи горизонтальной и вертикальной скважинами с использованием внутрипластового горения, включающим строительство скважины с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи (горизонтальной скважины), и вертикальной скважины таким образом, чтобы забой вертикальной скважины размещался над забоем горизонтальной скважины на расстоянии, исключающем прорыв окислителя в горизонтальную скважину, но обеспечивающем установление гидродинамической связи между скважинами, инициируют процесс внутрипластового горения по одному из известных способов (применение электронагревателей, закачка ГОС и т.д.).The stated technical problems are solved by the method of developing an oil deposit of horizontal and vertical wells using in-situ combustion, including the construction of a well with a horizontal section located in the oil reservoir (horizontal well) and a vertical well so that the bottom of the vertical well is placed above the bottom of the horizontal well at a distance , eliminating the breakthrough of the oxidizing agent in a horizontal well, but ensuring the establishment of a hydrodynamic connection between wells in situ combustion process is initiated by one of the known methods (use of electric heaters, injection of CRP, etc.).

Новым является то, что горизонтальную скважину при строительстве оборудуют фильтром, обеспечивающим возможность открытия интервала перфорации горизонтального участка скважины вдоль всего горизонтального участка и по отдельным зонам, на которые разделен горизонтальный участок, перед спуском насоса в горизонтальную скважину спускают хвостовик, оснащенный внутри термопарами для контроля температуры внутри скважины напротив зон фильтра и выполненный с возможностью в исходном положении открытия всего горизонтального участка, затем при повороте последовательного закрытия интервалов перфорации горизонтальной скважины в зонах отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью, после инициирования горения по одному из известных способов при наблюдении с помощью термопар по мере продвижения фронта горения превышения температуры в первой зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от температуры на движущемся фронте горения отбор продукции прекращают, хвостовик с устья поворачивают на заданный угол, обеспечивающий закрытие этой зоны отбора, затем возобновляют отбор продукции и контроль температуры внутри скважины напротив открытых зон фильтра, при превышении температуры во второй зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от температуры на движущемся фронте горения отбор продукции прекращают, поворотом хвостовика обеспечивают закрытие и этой зоны, и так аналогично последовательно закрывают другие зоны фильтра по направлению от забоя к устью.What is new is that a horizontal well during construction is equipped with a filter that allows opening the perforation interval of the horizontal section of the well along the entire horizontal section and in separate zones into which the horizontal section is divided, before the pump runs into the horizontal well, a shank equipped with thermocouples inside to control the temperature inside the well opposite the filter zones and configured to open the entire horizontal section in the initial position, then and turning the sequential closing of the intervals of perforation of a horizontal well in the zones of horizontal well selection in the direction from the bottom to the well, after initiating combustion according to one of the known methods when observing with thermocouples as the combustion front advances, the temperature rise in the first zone of horizontal well selection in the direction from the bottom to the mouth 30% of the temperature on the moving combustion front, the selection of products is stopped, the liner from the mouth is rotated by a predetermined angle, which ensures closure of this sampling zones, then resume sampling and temperature control inside the well opposite the open zones of the filter, if the temperature in the second zone of horizontal wells in the direction from the bottom to the mouth 30% of the temperature at the moving combustion front is exceeded, the production is stopped, turning the shank provides closing and this zones, and similarly sequentially close the other filter zones in the direction from the bottom to the mouth.

На фиг. 1 схематично изображены горизонтальная и вертикальная скважины в их конструктивном исполнении для реализации способа в разрезе разрабатываемой залежи.In FIG. 1 schematically shows the horizontal and vertical wells in their design for implementing the method in the context of the developed reservoir.

На фиг. 2 изображен график зависимости минимальной скорости перемещения фронта горения от толщины пласта залежи.In FIG. 2 shows a graph of the dependence of the minimum velocity of the combustion front on the thickness of the reservoir.

На фиг. 3 изображено сечение А-А горизонтальной скважины (см. фиг. 1).In FIG. 3 shows a section AA of a horizontal well (see FIG. 1).

На фиг. 4 изображено сечение Б-Б горизонтальной скважины (см. фиг. 1).In FIG. 4 shows a section BB of a horizontal well (see FIG. 1).

На фиг. 5 изображено сечение В-В горизонтальной скважины (см. фиг. 1).In FIG. 5 shows a cross-section BB of a horizontal well (see FIG. 1).

На фиг. 6 изображено сечение Г-Г горизонтальной скважины (см. фиг. 1).In FIG. 6 shows a cross-section GG horizontal well (see Fig. 1).

На фиг. 7 изображено сечение Д-Д горизонтальной скважины (см. фиг. 1).In FIG. 7 shows a section DD of a horizontal well (see FIG. 1).

На фиг. 8 изображен график изменения температуры внутри горизонтальной скважины по зонам (см. фиг. 1) для моментов времени t₁<t₂<t₃<t₄.In FIG. Figure 8 shows a graph of temperature changes inside a horizontal well by zones (see Fig. 1) for times t ₁ <t ₂ <t ₃ <t ₄ .

На фиг. 9 изображен график изменения годовой добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу и по заявляемому способу.In FIG. 9 shows a graph of changes in annual oil production in the case of the development of deposits according to the prototype and the claimed method.

На фиг. 10 изображен график изменения накопленной добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу и по заявляемому способу.In FIG. 10 shows a graph of changes in cumulative oil production in the case of development of deposits according to the prototype and the claimed method.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.The proposed method is implemented as follows.

В зависимости от геолого-физических условий, физико-химических свойств нефти, способа инициирования внутрипластового горения в залежи 1 (фиг. 1) путем расчетов технологических показателей разработки, например, на цифровой модели, при различных значениях длины горизонтального участка скважины 2 и длины зон 3, 4, 5, 6 и т.д. в направлении от устья к забою горизонтального участка скважины 2 определяют оптимальную длину горизонтального участка скважины 2 и оптимальные длины зон, на которые разделяется горизонтальный участок скважины 2, а на основании этого - количество таких зон. Также по результатам расчетов технологических показателей разработки, например, на цифровой модели определяют оптимальное расстояние по вертикали от забоя горизонтального участка скважины 2 до забоя вертикальной скважины, при котором исключался бы прорыв окислителя в горизонтальную скважину, но обеспечивалось бы установление гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами.Depending on the geological and physical conditions, physico-chemical properties of oil, the method of initiating in situ combustion in reservoir 1 (Fig. 1) by calculating technological development indicators, for example, on a digital model, for different values of the length of the horizontal section of the well 2 and the length of zones 3 , 4, 5, 6, etc. in the direction from the mouth to the bottom of the horizontal section of the well 2, the optimal length of the horizontal section of the well 2 and the optimal lengths of the zones into which the horizontal section of the well 2 is divided, and based on this, the number of such zones, are determined. Also, according to the results of calculations of technological development indicators, for example, on the digital model, the optimal vertical distance from the bottom of the horizontal section of the well 2 to the bottom of the vertical well is determined, in which the breakthrough of the oxidizing agent in the horizontal well is eliminated, but the hydrodynamic connection between the horizontal and vertical wells is ensured .

Оптимальные длины зон горизонтального участка скважины 2 имеют прямую зависимость от скорости перемещения фронта инициированного в залежи 1 процесса внутрипластового горения. При этом скорость перемещения фронта инициированного в залежи 1 процесса внутрипластового горения имеет обратную зависимость от толщины пласта залежи 1 и обратную зависимость от концентрации топлива в залежи 1. Пример подобной зависимости показан на графике, приведенном на фиг. 2, на котором изображены кривые изменения минимальной скорости перемещения фронта горения в зависимости от толщины пласта залежи 1, полученные в результате лабораторных исследований при максимальной температуре на фронте горения 260°C при значениях концентрации топлива (кг/м³) в залежи 1: I - 32; II - 24; III - 20; IV - 19,2; V - 18,4 (Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1977. С. 168). С ростом нефтенасыщенности залежи 1 (фиг. 1) с минимальных значений до определенных пределов, которые зависят от других параметров залежи 1 (соотношения насыщенностей нефти, газа, воды, пористости, проницаемости), концентрации топлива в залежи 1, оптимальные длины зон горизонтального участка скважины 2 возрастают, после достижения этого предела с дальнейшим ростом нефтенасыщенности залежи 1 оптимальные длины этих зон имеют тенденцию к уменьшению (Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. - М.: Недра, 1969. С. 100-102). Результаты лабораторных исследований по определению влияния на скорость продвижения фронта горения пористости, начальной нефтенасыщенности и начальной водонасыщенности залежи 1 приведены в таблице 1 (Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / под общей редакцией В.Ю. Филановского, Э.Э. Шпильрейна. - М.: Недра, 1988. С. 270).The optimal lengths of the zones of the horizontal section of the well 2 are directly dependent on the speed of front movement of the in-situ combustion process initiated in reservoir 1. In this case, the front displacement velocity of the in-situ combustion process initiated in reservoir 1 has an inverse dependence on the formation thickness of reservoir 1 and an inverse dependence on the fuel concentration in reservoir 1. An example of such a dependence is shown in the graph shown in FIG. 2, which shows the curves of the change in the minimum velocity of movement of the combustion front depending on the thickness of the reservoir 1, obtained as a result of laboratory tests at a maximum temperature at the combustion front of 260 ° C at values of fuel concentration (kg / m ³ ) in reservoir 1: I - 32; II - 24; III - 20; IV - 19.2; V - 18.4 (Baybakov N.K., Garushev A.R., Thermal methods for developing oil fields. - M .: Nedra, 1977. P. 168). With the increase in oil saturation of reservoir 1 (Fig. 1) from minimum values to certain limits that depend on other parameters of reservoir 1 (the ratio of saturations of oil, gas, water, porosity, permeability), fuel concentration in reservoir 1, the optimal lengths of the zones of the horizontal section of the well 2 increase, after reaching this limit with a further increase in oil saturation of reservoir 1, the optimal lengths of these zones tend to decrease (Sheinman A.B., Malofeev G.E., Sergeev A.I. Impact on the reservoir with heat during oil production. - M. : Nedra, 196 9.P. 100-102). The results of laboratory studies to determine the effect on the rate of advancement of the combustion front of porosity, initial oil saturation and initial water saturation of reservoir 1 are shown in table 1 (Bourget J., Surio P., Combarnu M. Thermal methods for increasing oil recovery / under the general editorship of V.Yu. Filanovsky , E.E. Shpilreina. - M .: Nedra, 1988.S. 270).

Таблица 1Table 1 Пористость, %Porosity,% Начальная нефтенасыщенность, %Initial oil saturation,% Начальная водонасыщенность, %Initial water saturation,% Скорость продвижения фронта горения, см/чThe rate of advancement of the combustion front, cm / h 43,543.5 47,747.7 15,915.9 3,623.62 40,440,4 63,563.5 00 3,813.81 42,142.1 25,325.3 00 3,853.85 41,441,4 39,139.1 00 3,683.68

Рассмотрим для примера случай разделения горизонтального участка скважины 2 на четыре зоны 3, 4, 5 и 6 по направлению от устья к забою.Consider, for example, the case of dividing a horizontal section of well 2 into four zones 3, 4, 5, and 6 in the direction from the mouth to the bottom.

В подошвенной части залежи 1 бурят и обустраивают скважину 2 с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи 1 (горизонтальную скважину). Горизонтальный участок скважины 2 разделяют на зоны 3, 4, 5 и 6 по направлению от устья к забою с помощью отверстий, расположенных в продольных рядах 7, 8, 9, 10 (фиг. 3), несовпадающих друг с другом, на фильтре 11, причем отверстия продольного ряда 7 (фиг. 3-6) расположены в зонах 3, 4, 5, 6 (фиг. 1), отверстия продольного ряда 8 (фиг. 3-5) расположены в зонах 3, 4, 5 (фиг. 1), отверстия продольного ряда 9 (фиг. 3, 4) расположены в зонах 3, 4 (фиг. 1), отверстия продольного ряда 10 (фиг. 3) расположены лишь в зоне 3 (фиг. 1). Внутри фильтра 11 (фиг. 1, 3-6) устанавливают хвостовик 12 с продольным рядом отверстий 13, отверстия которого расположены во всех зонах 3-6 (фиг. 1) горизонтального участка скважины 2, который спускают в скважину 2 на конце технологической колонны труб 14, причем хвостовик 12 жестко соединен с технологической колонной труб 14 на концах последней с помощью ребер жесткости 15 (фиг. 1, 7) и снабжен термопарами 16 (фиг. 1), с помощью которых осуществляется мониторинг температуры внутри зон 3, 4, 5 и 6. Продольный ряд отверстий 13 (фиг. 3) хвостовика 12 при повороте технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 (фиг. 1) может быть совмещен только с одним из продольных рядов 7, 8, 9, 10 (фиг. 3) фильтра 11.In the sole of the reservoir 1, a well 2 is drilled and equiped with a horizontal section located in the oil reservoir 1 (horizontal well). The horizontal section of the well 2 is divided into zones 3, 4, 5 and 6 in the direction from the mouth to the bottom using holes located in the longitudinal rows 7, 8, 9, 10 (Fig. 3), which do not coincide with each other, on the filter 11, moreover, the holes of the longitudinal row 7 (Fig. 3-6) are located in zones 3, 4, 5, 6 (Fig. 1), the holes of the longitudinal row 8 (Figs. 3-5) are located in zones 3, 4, 5 (Fig. 1), the holes of the longitudinal row 9 (Fig. 3, 4) are located in zones 3, 4 (Fig. 1), the holes of the longitudinal row 10 (Fig. 3) are located only in zone 3 (Fig. 1). Inside the filter 11 (Fig. 1, 3-6), a shank 12 is installed with a longitudinal row of holes 13, the holes of which are located in all zones 3-6 (Fig. 1) of the horizontal section of the well 2, which is lowered into the well 2 at the end of the pipe string 14, and the shank 12 is rigidly connected to the production string of pipes 14 at the ends of the latter using stiffeners 15 (Fig. 1, 7) and equipped with thermocouples 16 (Fig. 1), with which the temperature is monitored inside zones 3, 4, 5 and 6. The longitudinal row of holes 13 (Fig. 3) of the shank 12 when turning technol The pipe string 14 from the wellhead 2 (FIG. 1) can be combined with only one of the longitudinal rows 7, 8, 9, 10 (FIG. 3) of the filter 11.

Также в нефтяной залежи 1 (фиг. 1) бурят вертикальную скважину 17 таким образом, чтобы ее забой располагался над забоем горизонтального участка скважины 2 на расчетном расстоянии, исключающем прорыв окислителя в скважину 2, но обеспечивающем установление гидродинамической связи между скважинами 2 и 17, величина которого определяется по результатам расчетов на цифровой модели.Also in the oil reservoir 1 (Fig. 1), a vertical well 17 is drilled so that its bottom is located above the bottom of the horizontal section of the well 2 at a design distance that excludes the breakthrough of the oxidizing agent in the well 2, but ensures the establishment of a hydrodynamic connection between wells 2 and 17, the value which is determined by the results of calculations on a digital model.

В залежи 1 инициируют процесс внутрипластового горения, например, путем закачки окислителя через вертикальную скважину 17, предварительно организуя разогрев околоскважинного пространства горизонтальной скважины 2 и вертикальной скважины 17 с помощью электронагревателей мощностью 75 кВт, установленных в скважинах 2 и 17 (на фиг. не показаны). После разогрева околоскважинного пространства скважин 2 и 17 до температуры 100-200°C начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи 1 в призабойной зоне расположения скважин 2 и 17. При этом хвостовик 12, установленный в скважине 2, с устья скважины 2 поворотом технологической колонны труб 14 устанавливают в положение, при котором продольный ряд отверстий 13 (фиг. 3) хвостовика 12 совмещен с продольным рядом отверстий 7 фильтра 11 - при таком положении хвостовика 12 открыты все зоны 3, 4, 5, 6 (фиг. 1) фильтра 11 (фиг. 3-6) горизонтального участка скважины 2 (фиг. 1). После инициирования внутрипластового горения в залежи 1 электронагреватели, установленные в скважинах 2 и 17, отключаются и из этих скважин извлекаются, а инициированный процесс внутрипластового горения поддерживается путем нагнетания окислителя в залежь 1 через вертикальную скважину 17.In reservoir 1, the in-situ combustion process is initiated, for example, by injecting an oxidizing agent through a vertical well 17, having previously organized the heating of the near-wellbore space of a horizontal well 2 and a vertical well 17 with the help of electric heaters with a power of 75 kW installed in wells 2 and 17 (not shown in Fig.) . After heating the near-borehole space of wells 2 and 17 to a temperature of 100-200 ° C, the oxidizer is injected into both wells to initiate in-situ combustion in reservoir 1 in the bottom-hole zone of wells 2 and 17. In this case, the liner 12 installed in well 2 from the wellhead 2, by turning the process pipe string 14, they are installed in a position in which the longitudinal row of holes 13 (Fig. 3) of the shank 12 is aligned with the longitudinal row of holes 7 of the filter 11 - at this position of the shank 12 all zones 3, 4, 5, 6 are open (FIG. 1) filter 11 (f Ig. 3-6) of the horizontal section of the well 2 (Fig. 1). After initiation of in-situ combustion in reservoir 1, the electric heaters installed in wells 2 and 17 are turned off and removed from these wells, and the initiated in-situ combustion process is supported by injecting oxidizer into reservoir 1 through a vertical well 17.

По результатам измерения пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины 2 с помощью термопар 16 строят графики (фиг. 8) распределения пластовой температуры вдоль ствола горизонтальной скважины 2 (фиг. 1). Пример такого графика для моментов времени t₁<t₂<t₃<t₄ показан на фиг. 8, где Т₀ - начальная температура залежи; Т_гор - максимальная температура, достигаемая в процессе горения в залежи 1 (в условиях Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан максимальная температура горения достигает 400-600°C).According to the results of measuring the reservoir temperature in the vicinity of the horizontal well 2 using thermocouples 16, graphs are plotted (Fig. 8) for the distribution of reservoir temperature along the bore of the horizontal well 2 (Fig. 1). An example of such a graph for times t ₁ <t ₂ <t ₃ <t _{4 is} shown in FIG. 8, where T ₀ is the initial temperature of the reservoir; T _mountains - the maximum temperature achieved during combustion in reservoir 1 (in the conditions of the Mordovo-Karmal deposit of the Republic of Tatarstan, the maximum combustion temperature reaches 400-600 ° C).

По результатам измерения температуры залежи 1 (фиг. 1) в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 6 с помощью термопар 16 при превышении температуры в зоне 6 под действием движущегося фронта горения 30% от уровня температуры на фронте горения, при которой в объеме добываемой продукции газовая фаза превысит 15-25%, что увеличивает риск прорыва газов горения и закачиваемого воздуха, останавливают горизонтальную скважину 2, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 обеспечивают совмещение продольного ряда отверстий 13 (фиг. 3) хвостовика 12 с продольным рядом отверстий 8 фильтра 11 и таким образом скважина 2 закрывается для отбора продукции в зоне 6 залежи 1 (фиг. 1), но при этом скважина 2 остается открытой для отбора продукции из зон 3, 4, 5 залежи 1. После чего скважину 2 запускают для отбора продукции.According to the temperature measurement of reservoir 1 (Fig. 1) in the vicinity of a horizontal well 2 in zone 6 using thermocouples 16 when the temperature in zone 6 is exceeded under the action of a moving combustion front, 30% of the temperature level at the combustion front, at which there is gas in the volume of produced products the phase will exceed 15-25%, which increases the risk of breakthrough of combustion gases and injected air, stops the horizontal well 2, by turning the pipe string 14 from the wellhead 2, the longitudinal row of holes 13 is combined (Fig. 3) stovik 12 with a longitudinal row of holes 8 of the filter 11 and thus the well 2 is closed for the selection of products in the zone 6 of the reservoir 1 (Fig. 1), but the well 2 remains open for the selection of products from the zones 3, 4, 5 of the reservoir 1. After whereby well 2 is launched for product selection.

Аналогично в процессе работы скважины 2, осуществляющей отбор продукции из зон 3, 4, 5, с помощью термопар 16 производят мониторинг температуры в залежи 1 в зонах 3, 4, 5. При превышении температуры в зоне 5 под действием движущегося фронта горения 30% от уровня температуры на фронте горения останавливают горизонтальную скважину 2, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 обеспечивают совмещение продольного ряда отверстий 13 хвостовика 12 (фиг. 3) с продольным рядом отверстий 9 фильтра 11, при таком положении хвостовика 12 скважина 2 закрыта для отбора продукции в зонах 5, 6 залежи 1 (фиг. 1) и открыта для отбора продукции в зонах 3, 4 залежи 1. Далее скважиной 2 продолжается отбор продукции.Similarly, during the operation of well 2, which selects products from zones 3, 4, 5, using thermocouples 16, temperature is monitored in reservoir 1 in zones 3, 4, 5. When the temperature in zone 5 is exceeded under the action of a moving combustion front, 30% of the temperature level at the combustion front, the horizontal well 2 is stopped, by turning the pipe string 14 from the wellhead 2, the longitudinal row of holes 13 of the liner 12 (Fig. 3) is aligned with the longitudinal row of holes 9 of the filter 11, with this position of the liner 12, the well 2 ryta for the selection of products in the areas 5, 6 reservoir 1 (Fig. 1) and opened for product selection in zones 3, 4 deposits 1. Further borehole 2 extends selection products.

В процессе дальнейшей работы скважины 2 в случае наблюдения с помощью термопар 16 превышения температуры в зоне 4 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения скважину 2 закрывают для отбора продукции и из зоны 4.In the process of further operation of the well 2, in the case of observing by means of thermocouples 16 that the temperature in zone 4 is exceeded, 30% of the temperature level at the moving combustion front, the well 2 is closed for taking products from zone 4 as well.

Характер продвижения фронта горения вдоль горизонтального участка скважины 2 показан на фиг. 1. При разработке залежи 1 с использованием внутрипластового горения, инициируемого с помощью вертикальной скважины 17, и использованием скважины 2 с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи (горизонтальной скважины) в качестве добывающей, образуется фронт горения 18, который перемещается вдоль горизонтального участка скважины 2 по направлению от устья к забою, причем температура на фронте горения 18 может достигать значений не ниже 400°C. При такой температуре на фронте горения 18 жидкие фракции углеводородов полностью испаряются. Тяжелые фракции нефти отлагаются на поверхности зерен в виде коксового остатка. Эта часть нефти в дальнейшем служит топливом для продолжения процесса инициированного горения. Впереди фронта горения 18 образуется область пара 19, в пределах которой под действием движущегося фронта горения наблюдается рост температуры в околоскважинном пространстве залежи 1 с величины начальной пластовой температуры до 90-204°C, что составляет примерно 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения. В этой области в условиях роста температуры в залежи наблюдается снижение вязкости нефти, что ведет к повышению ее текучести. Нефть с такими характеристиками становится легкоизвлекаемой за счет своей повышенной текучести, и ее добыча осуществляется скважиной 2 с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи 1. Впереди области пара 19 происходит конденсация нефти и пара и образуется оторочка горячей воды и легких углеводородов в области 20. В области 21 образуется вал нефти с температурой, равной начальной пластовой. Впереди вала нефти области 21 находится область невыработанной нефти 22. После прохождения фронта горения 18 позади него остается выжженная область 23, в которой практически отсутствуют углеводороды, но находятся газы горения, не представляющие собой промышленной ценности (Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. С. 147). Добыча газов горения совместно с углеводородами ведет к снижению общей суммарной добычи последних и в конечном счете снижает коэффициент нефтеизвлечения залежи 1. Для исключения добычи газов горения посредством горизонтальной скважины 2 по предлагаемому способу предусматривается закрытие зон 6, 5, 4 горизонтального участка скважины 2, остающихся позади фронта горения 18.The nature of the advancement of the combustion front along the horizontal portion of well 2 is shown in FIG. 1. When developing reservoir 1 using in-situ combustion, initiated using a vertical well 17, and using well 2 with a horizontal section located in the oil reservoir (horizontal well) as production, a combustion front 18 is formed that moves along the horizontal section of well 2 in the direction from the mouth to the bottom, and the temperature at the combustion front 18 can reach values not lower than 400 ° C. At this temperature, at the combustion front 18, the liquid hydrocarbon fractions completely evaporate. Heavy oil fractions are deposited on the surface of grains in the form of a coke residue. This part of the oil subsequently serves as fuel for the continuation of the initiated combustion process. In front of the combustion front 18, a vapor region 19 is formed, within which, under the action of the moving combustion front, an increase in temperature is observed in the near-wellbore space of reservoir 1 from the initial formation temperature to 90-204 ° C, which is approximately 30% of the temperature level on the moving combustion front. In this area, under conditions of increasing temperature in the reservoir, a decrease in the viscosity of oil is observed, which leads to an increase in its fluidity. Oil with such characteristics becomes easily recoverable due to its increased fluidity, and its production is carried out by well 2 with a horizontal section located in oil reservoir 1. In front of steam region 19, condensation of oil and steam occurs and a rim of hot water and light hydrocarbons forms in region 20. V area 21, an oil shaft is formed with a temperature equal to the initial reservoir. In front of the oil shaft of region 21, there is a region of undeveloped oil 22. After passing through the combustion front 18, behind it remains a scorched region 23, in which there are practically no hydrocarbons, but there are combustion gases that are not of industrial value (Baybakov N.K., Garushev A.R. ., Thermal methods for the development of oil fields. S. 147). The production of combustion gases together with hydrocarbons leads to a decrease in the total total production of the latter and ultimately reduces the oil recovery coefficient of reservoir 1. To exclude the production of combustion gases by means of horizontal well 2, the proposed method provides for closing zones 6, 5, 4 of the horizontal section of well 2 that are left behind combustion front 18.

1. С учетом геолого-физических условий залежи 1 и физико-химических свойств нефти в залежи 1 путем расчетов технологических показателей разработки на цифровой фильтрационной модели определяют оптимальную длину горизонтального участка скважины 2 и оптимальную длину зон, на которые целесообразно разделить горизонтальный участок скважины 2, а также оптимальное расстояние по вертикали между забоями скважин 2 и 17, при котором исключается прорыв окислителя в скважину 2, но обеспечивается установление гидродинамической связи между скважинами 2 и 17. С учетом соотношения оптимальной длины горизонтального участка скважины 2 и оптимальной длины зон горизонтального участка скважины 2 определяют количество зон, на которые целесообразно разделить горизонтальный участок скважины 2.1. Taking into account the geological and physical conditions of reservoir 1 and the physicochemical properties of oil in reservoir 1, the optimal length of the horizontal section of the well 2 and the optimal length of the zones into which it is advisable to divide the horizontal section of the well 2 are determined by calculating the technological indicators of development on a digital filtration model also the optimal vertical distance between the bottom of the wells 2 and 17, which eliminates the breakthrough of the oxidizing agent in the well 2, but ensures the establishment of a hydrodynamic connection between the wells 2 and 17. Given the ratio of the optimal length of the horizontal section of the well 2 and the optimal length of the zones of the horizontal section of the well 2, determine the number of zones into which it is advisable to divide the horizontal section of the well 2.

2. В подошвенной части залежи 1 бурят и обустраивают скважину 2 с горизонтальным участком, расположенным в залежи 1, причем ее горизонтальный участок делится на зоны перфорации 3, 4, 5, 6 по направлению от устья к забою с помощью несовпадающих между собой продольных рядов отверстий 7, 8, 9 и 10 фильтра 11, причем отверстия продольного ряда 7 расположены в зонах 3, 4, 5, 6, отверстия продольного ряда 8 расположены в зонах 4, 5, 6, отверстия продольного ряда 9 расположены в зонах 5, 6, отверстия продольного ряда 10 расположены в зоне 6. Внутри фильтра 11 напротив зон отбора продукции 3-6 устанавливают хвостовик 12 с продольным рядом отверстий 13, отверстия которого расположены во всех зонах 3, 4, 5 и 6, который спускают в скважину 2 на конце технологической колонны труб 14, соединенной с хвостовиком 12 с помощью ребер жесткости 15. Хвостовик 12 снабжен термопарами 16, с помощью которых производится мониторинг изменения температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2.2. In the bottom part of the reservoir 1, a well 2 is drilled and equiped with a horizontal section located in the reservoir 1, and its horizontal section is divided into perforation zones 3, 4, 5, 6 in the direction from the mouth to the bottom using mismatched longitudinal rows of holes 7, 8, 9 and 10 of the filter 11, and the holes of the longitudinal row 7 are located in zones 3, 4, 5, 6, the holes of the longitudinal row 8 are located in zones 4, 5, 6, the holes of the longitudinal row 9 are located in zones 5, 6, the holes of the longitudinal row 10 are located in zone 6. Inside the filter 11 opposite the zones o 3-6, a shank 12 is installed with a longitudinal row of holes 13, the holes of which are located in all zones 3, 4, 5 and 6, which are lowered into the well 2 at the end of the pipe string 14 connected to the shank 12 using stiffeners 15. The shank 12 is equipped with thermocouples 16, with the help of which the temperature changes in the reservoir 1 are monitored in the vicinity of the horizontal section of the well 2.

3. Также в залежи 1 бурят вертикальную скважину 17 таким образом, чтобы ее забой располагался над забоем горизонтального участка скважины 2 на расчетном расстоянии, определенном по результатам расчетов на цифровой модели, при котором исключается прорыв окислителя в скважину 2, но обеспечивается установление гидродинамической связи между скважинами 2 и 17.3. Also, in the reservoir 1, a vertical well 17 is drilled so that its bottom is located above the bottom of the horizontal section of the well 2 at an estimated distance determined by the results of calculations on a digital model, which eliminates the breakthrough of the oxidizing agent in well 2, but ensures the establishment of a hydrodynamic connection between wells 2 and 17.

4. Поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 устанавливают такое положение хвостовика 12, при котором отверстия продольного ряда 13 хвостовика 12 были бы совмещены с отверстиями продольного ряда 7 фильтра 11 - в этом положении хвостовика 12 открыты зоны 3, 4, 5, 6 горизонтального участка скважины 2.4. By turning the process pipe string 14 from the wellhead 2, a position of the liner 12 is established in which the holes of the longitudinal row 13 of the liner 12 are aligned with the holes of the longitudinal row 7 of the filter 11 - in this position of the liner 12 zones 3, 4, 5, 6 are open horizontal section of the well 2.

5. В залежи 1 инициируют процесс внутрипластового горения, например, путем закачки окислителя через вертикальную скважину 17, предварительно организуя разогрев околоскважинного пространства горизонтального участка скважины 2 и вертикальной скважины 17 с помощью электронагревателей расчетной мощности, установленных в горизонтальной 2 и вертикальной 17 скважинах. После разогрева околоскважинного пространства горизонтальной 2 и вертикальной 17 скважин до температуры 100-200°C начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи 1 в призабойной зоне расположения скважин 2 и 17. После инициирования внутрипластового горения в залежи 1 электронагреватели, установленные в скважинах 2 и 17, отключаются и из этих скважин извлекаются, а инициированный процесс внутрипластового горения поддерживается путем нагнетания окислителя в залежь 1 через вертикальную скважину 17.5. In reservoir 1, the in-situ combustion process is initiated, for example, by injection of an oxidizing agent through a vertical well 17, after preliminary organizing the heating of the near-wellbore space of the horizontal section of the well 2 and the vertical well 17 with the help of electric heaters of rated power installed in the horizontal 2 and vertical 17 wells. After heating of the near-borehole space of horizontal 2 and vertical 17 wells to a temperature of 100-200 ° C, the oxidant is injected into both wells to initiate in-situ combustion in reservoir 1 in the near-wellbore zone of wells 2 and 17. After initiating in-situ combustion in reservoir 1, electric heaters installed in wells 2 and 17 are turned off and extracted from these wells, and the initiated in situ combustion process is maintained by forcing the oxidizing agent into reservoir 1 through a vertical well 17.

6. В ходе инициированного в залежи 1 процесса внутрипластового горения контроль за изменением температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 осуществляется с помощью термопар 16. На основании результатов проведенных измерений делается вывод о распределении температуры в залежи 1 вдоль горизонтального участка скважины 2. При превышении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в зоне 6 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения скважину 2 останавливают, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 обеспечивают совмещение отверстий продольного ряда 13 хвостовика 12 с отверстиями продольного ряда 8 фильтра 11 - при этом положении хвостовика 12 открыты зоны 3, 4, 5 горизонтального участка скважины 2, но при этом закрыта зона 6 горизонтального участка скважины 2.6. During the in-situ combustion process initiated in reservoir 1, temperature changes in reservoir 1 in the vicinity of the horizontal section of well 2 are controlled by thermocouples 16. Based on the results of the measurements, it is concluded that the temperature is distributed in reservoir 1 along the horizontal section of well 2. When exceeding the temperature in reservoir 1 in the vicinity of the horizontal section of well 2 in zone 6 30% of the temperature level at the moving combustion front, well 2 is stopped by turning the technological with a pipe string 14 from the wellhead 2, the holes of the longitudinal row 13 of the liner 12 are aligned with the holes of the longitudinal row 8 of the filter 11 — at this position of the liner 12, zones 3, 4, 5 of the horizontal section of the well 2 are open, but zone 6 of the horizontal section of the well is closed 2.

7. С помощью термопар 16 продолжают измерение температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в зонах 3, 4, 5. При превышении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в зоне 5 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения скважину 2 останавливают, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 обеспечивают совмещение отверстий продольного ряда 13 хвостовика 12 с отверстиями продольного ряда 9 фильтра 11 - при этом положении хвостовика 12 открыты зоны 3, 4 и закрыты зоны 5, 6 горизонтального участка скважины 2.7. Using thermocouples 16 continue to measure the temperature in the reservoir 1 in the vicinity of the horizontal section of the well 2 in zones 3, 4, 5. If the temperature in the reservoir 1 in the vicinity of the horizontal section of the well 2 in zone 5 is exceeded, 30% of the temperature at the moving combustion front the well 2 is stopped, by turning the process pipe string 14 from the wellhead 2, the holes of the longitudinal row 13 of the liner 12 are aligned with the holes of the longitudinal row 9 of the filter 11 - at this position of the liner 12 open zones 3, 4 and closed horizontally zones 5, 6 Ontal section of the well 2.

8. Аналогичным образом при превышении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в зоне 4 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения скважину 2 останавливают, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 совмещают отверстия продольного ряда 13 хвостовика 12 с отверстиями продольного ряда 10 фильтра 11 - при таком положении хвостовика 12 открыта зона 3 и закрыты зоны 4, 5, 6 горизонтального участка скважины 2.8. Similarly, when the temperature in the reservoir 1 is exceeded, in the vicinity of the horizontal section of the well 2 in zone 4, 30% of the temperature level at the moving combustion front, the well 2 is stopped, by turning the pipe string 14 from the wellhead 2, the holes of the longitudinal row 13 of the liner 12 are combined with the holes longitudinal row 10 of the filter 11 - with this position of the shank 12, zone 3 is open and zones 4, 5, 6 of the horizontal section of the well 2 are closed.

9. При наличии большего количества зон горизонтального участка скважины 2, в процессе эксплуатации скважины 2 при одновременном проведении мониторинга температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в оставшихся открытых зонах горизонтального участка скважины 2 при превышении температуры в этих зонах 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения также последовательно осуществляют закрытие и этих зон.9. If there are more zones of the horizontal section of the well 2, during the operation of the well 2 while monitoring the temperature in reservoir 1 in the vicinity of the horizontal section of the well 2 in the remaining open areas of the horizontal section of the well 2 when the temperature in these zones exceeds 30% of the temperature on the moving combustion front, these zones are also sequentially closed.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Для осуществления разработки нефтяной залежи (на примере Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан) по заявляемому способу выбрали участок залежи 1 с изученными геолого-физическими характеристиками, которые приведены в таблице 2.To carry out the development of an oil deposit (on the example of the Mordovo-Karmal deposit of the Republic of Tatarstan), according to the claimed method, a site of deposit 1 with the studied geological and physical characteristics, which are shown in table 2, was selected.

Таблица 2table 2 ПараметрParameter Числовое значениеNumerical value Средняя глубина залегания, мAverage depth, m 88,588.5 Тип залежиType of deposit массивныйmassive Тип коллектораCollector type поровыйpore Общая площадь нефтеносности, тыс. м² The total area of oil, thousand m ² 43,75043,750 Средняя общая толщина, мAverage total thickness, m 26,526.5 Средняя нефтенасыщенная толщина, мAverage oil saturated thickness, m 9,59.5 Пористость, доли ед.Porosity, fractions of units 0,240.24 Нефтенасыщенность, доли ед.Oil saturation, fractions of units 0,660.66 Начальные балансовые запасы нефти, тыс. тInitial balance reserves of oil, thousand tons 101,3508101,3508 Проницаемость по керну, мкм² Core permeability, μm ² 1,041,04 Коэффициент песчанистости, доли ед.Sandiness coefficient, fractions of units 0,970.97 Коэффициент расчлененности, доли ед.The coefficient of dissection, the share of units 1,491.49 Начальная пластовая температура, °CInitial formation temperature, ° C 8,08.0 Начальное пластовое давление, МПаInitial reservoir pressure, MPa 0,450.45

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·сOil viscosity in reservoir conditions, MPa · s 6825,06825.0 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³ The density of oil in reservoir conditions, kg / m ³ 961,0961.0 Объемный коэффициент нефти, доли ед.Volumetric coefficient of oil, fractions of units 1,01,0 Содержание серы в нефти, %The sulfur content in oil,% 4,74.7 Содержание парафина в нефти, %The paraffin content in oil,% 1,61,6 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·сThe viscosity of water in reservoir conditions, MPa · s 1,531,53 Плотность воды в пластовых условиях, кг/м³ The density of water in reservoir conditions, kg / m ³ 1006,11006.1 Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.Oil recovery ratio, fractions of units 0,2720.272

На основании изученных геолого-физических характеристик в программном комплексе геологического моделирования Irap RMS была построена стационарная геологическая модель залежи 1. Для проведения расчетов технологических показателей разработки ее экспортировали в термогидродинамический симулятор STARS программного комплекса CMG. [URL: http://www.petec.ru/we-suggest/software/cmg.html (дата обращения 15.04.2014)].Based on the studied geological and physical characteristics, a stationary geological model of reservoir 1 was built in the Irap RMS geological modeling software package. To calculate the technological parameters of development, it was exported to the STARS thermohydrodynamic simulator of the CMG software package. [URL: http://www.petec.ru/we-suggest/software/cmg.html (accessed 04.15.2014)].

Основные геолого-физические характеристики залежи 1 заложены в цифровой фильтрационной модели, построенной в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG.The main geological and physical characteristics of reservoir 1 are embedded in a digital filtration model built in the STARS thermohydrodynamic simulator of the CMG software package.

В залежи 1 пробурили скважину 2 с горизонтальным участком, расположенным в залежи 1, и вертикальную скважину 17, причем горизонтальный участок скважины 2 длиной 120 м расположен в подошвенной части залежи 1, а забой вертикальной скважины 17 расположен над забоем горизонтального участка скважины 2 на расстоянии 8 м. При этом расстоянии исключается прорыв окислителя в скважину 2, но обеспечивается установление устойчивой гидродинамической связи между скважинами 2 и 17.Well 1 was drilled in reservoir 1 with a horizontal section located in reservoir 1 and a vertical well 17, the horizontal section of well 2 being 120 m long located in the bottom of reservoir 1, and the bottom of the vertical well 17 is located above the bottom of the horizontal section of well 2 at a distance of 8 m. At this distance, an oxidizer breakthrough into well 2 is eliminated, but a stable hydrodynamic connection between wells 2 and 17 is ensured.

Инициировали процесс внутрипластового горения в залежи 1 по способу, предусматривающему нагнетание в залежь 1 окислителя с применением для разогрева прискважинной зоны залежи электронагревателей мощностью 75 кВт, установленных в скважинах 2 и 17. Установили следующие режимы работы скважин: скважина 2 работала на отборе при забойном давлении 0,14 МПа с максимальным ограничением по суммарному отбору жидкости (нефть совместно с попутно добываемой водой) в 200 м³/сут, скважины 17 и 2 в режиме нагнетания воздуха, содержащего в своем составе кислород, являющийся окислителем, работали при забойном давлении 0,624 МПа и скоростью закачки окислителя 2000 м³/сут.The process of in-situ combustion in reservoir 1 was initiated by the method of injecting an oxidizer into reservoir 1 using 75 kW electric heaters installed in wells 2 and 17 to heat the borehole zone of the reservoir and established the following well operation modes: well 2 operated at a bottom hole pressure of 0 , 14 MPa with a maximum restriction on the total liquid withdrawal (oil together with associated water produced) at 200 m ³ / day, wells 17 and 2 in the mode of pumping air containing oxygen, being an oxidizing agent, they worked at a bottomhole pressure of 0.624 MPa and an oxidizing agent injection rate of 2000 m ³ / day.

Провели расчеты технологических показателей разработки залежи 1 скважинами 2 и 17 в случае разработки залежи 1 по прототипу и по заявляемому способу. Путем проведения расчетов технологических показателей разработки по заявляемому способу определили, что оптимальная длина зон, на которые целесообразно разделить горизонтальный участок скважины 2, равна 30 м. Соответственно, при длине горизонтального участка скважины 2, равной 120 м, он с помощью фильтра разделяется на четыре зоны отбора продукции. Проведенные расчеты показали, что оптимально производить закрытие интервалов перфорации горизонтальной скважины в зонах отбора 6, 5, 4 по направлению от забоя скважины 2 к ее устью в сроки после начала разработки залежи 1, указанные в таблице 3.We performed the calculations of technological indicators of the development of reservoir 1 by wells 2 and 17 in the case of the development of reservoir 1 according to the prototype and the claimed method. By calculating the technological indicators of the development according to the claimed method, it was determined that the optimal length of the zones into which it is advisable to divide the horizontal section of the well 2 is 30 m. Accordingly, when the length of the horizontal section of the well 2 is 120 m, it is divided into four zones using a filter product selection. The calculations showed that it is optimal to close the intervals of perforation of a horizontal well in the selection zones 6, 5, 4 in the direction from the bottom of the well 2 to its mouth in the time after the start of the development of reservoir 1 indicated in table 3.

Таблица 3Table 3 Закрываемая зона отбора горизонтальной скважиныClosed horizontal well selection zone Срок закрытия зоны после начала разработки залежи, сутZone closure period after the beginning of reservoir development, days 66 457457 55 648648 4four 735735

Сопоставление значений годовой и накопленной добычи нефти по графикам, приведенным на фиг. 9, 10 соответственно, показывает, что при разработке залежи 1 (фиг. 1) по заявляемому способу обеспечиваются более высокие показатели максимальной годовой добычи нефти на начальном этапе разработки, что в конечном счете ведет к более высоким значениям накопленной добычи нефти. Как видно из графиков, приведенных на фиг. 9, 10, в случае разработки залежи 1 (фиг. 1) по заявляемому способу максимальная годовая добыча нефти превышает максимальную годовую добычу нефти, достигаемую при разработке по прототипу, на 95,76%, а накопленная добыча нефти по истечении 16 лет после начала разработки превышает величину накопленной добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу на 31,94%.A comparison of the annual and cumulative oil production values according to the graphs shown in FIG. 9, 10, respectively, shows that when the development of reservoir 1 (Fig. 1) by the present method provides higher rates of maximum annual oil production at the initial stage of development, which ultimately leads to higher values of cumulative oil production. As can be seen from the graphs shown in FIG. 9, 10, in the case of the development of reservoir 1 (Fig. 1) according to the claimed method, the maximum annual oil production exceeds the maximum annual oil production achieved during the development of the prototype by 95.76%, and the cumulative oil production after 16 years after the start of development exceeds the value of cumulative oil production in the case of development of deposits on the prototype by 31.94%.

Предлагаемый способ разработки позволяет оптимизировать состав добываемой продукции за счет снижения в нем доли газов горения, обеспечить прирост максимальной годовой добычи нефти на начальном этапе примерно в 2 раза и увеличить выработанность запасов залежи 1 за весь период эксплуатации на 20-25% по сравнению с аналогичными способами разработки.The proposed development method allows to optimize the composition of the produced products by reducing the share of combustion gases in it, to provide a 2-fold increase in the maximum annual oil production at the initial stage and to increase the depletion of reservoir 1 reserves over the entire exploitation period by 20-25% compared to similar methods development.

Claims

A method for developing an oil reservoir of horizontal and vertical wells using in-situ combustion, including the construction of a well with a horizontal section located in the oil reservoir, and a vertical well whose bottom is located above the bottom of the horizontal well at a distance that excludes the breakthrough of the oxidizing agent in the horizontal well, but ensuring the establishment of hydrodynamic communication between horizontal and vertical wells, initiation of the in-situ combustion process, selection of products casing, characterized in that the horizontal well during construction is equipped with a filter, divided into zones using longitudinal rows of holes that do not coincide with each other and providing the possibility of sequentially closing the perforation intervals in zones from the bottom to the mouth of the horizontal well, before lowering the pump into the horizontal well shank with one longitudinal row of holes, rigidly connected to the process pipe string, equipped with thermocouples inside to control the temperature inside wells opposite the filter zones, made with the possibility of opening the entire horizontal section in the initial position, then when turning the pipe string from the mouth of the horizontal well, the shank sequentially closes the perforation intervals of the horizontal well in the zones from the bottom to the mouth, after the initiation of combustion when observed using thermocouples as the combustion front advances, the temperature rises in the first horizontal well selection zone in the direction from the bottom to the mouth 30% of the t the temperature at the moving combustion front, the production is stopped, the liner is turned from the mouth by a predetermined angle to close this selection zone, then production selection and temperature control inside the well are resumed opposite the open horizontal selection zones, when the temperature in the second horizontal selection zone is exceeded in the direction from the bottom to the mouth 30% of the temperature level on the moving combustion front, the production is stopped, turning the shank ensures the closure of the second zone, and so logically sequentially close other zones to the last horizontal well selection zone in the direction from the bottom to the wellhead.