RU2580339C1

RU2580339C1 - Method for development massive type high-viscous oil deposit

Info

Publication number: RU2580339C1
Application number: RU2014151083/03A
Authority: RU
Inventors: Станислав Олегович Урсегов; Евгений Николаевич Тараскин
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг"
Priority date: 2014-12-09
Filing date: 2014-12-09
Publication date: 2016-04-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method for development of deposit of massive type high-viscosity oil includes extraction in the section of the deposit stages with similar oil-saturated thickness, drilling of pairs of opposite production and horizontal injection wells arranged in rows, herewith production wells are located below injection wells, pumping of heat carrier into injection wells and oil extraction from production wells. Moreover, horizontal injection wells are to be drilled at the bottom of odd-numbered stages. Production wells are drilled in even stages as inclined at descending trajectory, the “heel” part of each production well is located in upper part of even stages, and “toe” of each production well is located in the lower part of even stages under the “toe” part of each next injection well in a row.

EFFECT: higher efficiency of deposit development at reduced number of drilled wells on the deposit, reduced costs for development of deposit.

1 cl, 2 tbl, 8 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей массивного типа.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing deposits of high-viscosity oils of massive type.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение пары встречных горизонтальных скважин, нагнетательной и добывающей, по толщине нефтяного пласта из противоположных точек в одной вертикальной плоскости, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины. Расстояние между двумя скважинами составляет 5-10 м, между парами скважин - 70 м. В верхнюю скважину непрерывно закачивают пар, в результате чего образуется паровая камера, которая постоянно расширяется. На границе этой камеры пар конденсируется и вместе с нагретой нефтью под действием сил гравитации стекает к нижней скважине, из которой добывается нефть. Способ реализован в Республике Коми на Лыаельской площади Ярегского месторождения, нефть которого является тяжелой, ее вязкость достигает 12000 мПа·с (см. журнал «Нефтесервис» №3 (27), 2014, стр. 42).There is a method of developing a highly viscous oil reservoir, including drilling a pair of horizontal opposing wells, injection and producing, along the thickness of the oil reservoir from opposite points in the same vertical plane, while the producing well is located below the level of the injection well. The distance between two wells is 5-10 m, between pairs of wells - 70 m. Steam is continuously pumped into the upper well, as a result of which a steam chamber is formed, which is constantly expanding. At the boundary of this chamber, the steam condenses and, together with the heated oil, flows under the influence of gravity to the lower well from which the oil is extracted. The method is implemented in the Komi Republic on the Lyaelskaya area of the Yaregskoye field, whose oil is heavy, its viscosity reaches 12,000 mPa · s (see the journal Nefteservis No. 3 (27), 2014, p. 42).

Однако известный способ эффективен при толщине нефтяного пласта не более 50 м по длине разрабатываемого участка. При разработке залежи высоковязкой нефти массивного типа эффективность способа снижается: уменьшаются коэффициенты охвата и нефтеизвлечения.However, the known method is effective when the thickness of the oil reservoir is not more than 50 m along the length of the developed section. When developing a reservoir of high-viscosity massive-type oil, the efficiency of the method is reduced: the coverage and oil recovery coefficients are reduced.

Также известен способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, принятый авторами за прототип, включающий выделение в разрезе залежи ступеней с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, бурение пар встречных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, расположенных рядами, при этом добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин. Осуществляют закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем закачку теплоносителя осуществляют в чередовании с воздухом. Разработку залежи по ступеням осуществляют сверху вниз, при этом нагнетательные и добывающие скважины размещают в подошве каждой ступени. Интервал каждой ступени выбирают в пределах 20-50 м. Разработку каждой нижерасположенной ступени осуществляют после выработки вышерасположенной ступени, при этом уменьшают температуру закачиваемого теплоносителя от ступени к ступени на 30-60°С, причем в нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°С (см. патент РФ №2334096 от 24.09.2007, МПК Е21В 4/24).There is also a known method of developing a reservoir of high-viscosity oil of a massive type, adopted by the authors as a prototype, which includes isolating steps with the same oil-saturated thickness in the section of a reservoir, drilling pairs of horizontal and opposite injection and production wells arranged in rows, while the production wells are located below the injection wells. The coolant is pumped into injection wells and oil is taken through production wells, and the coolant is pumped in alternation with air. The development of deposits in stages is carried out from top to bottom, while injection and production wells are placed at the bottom of each stage. The interval of each stage is selected within 20-50 m. The development of each lower stage is carried out after the development of the upper stage, while the temperature of the injected coolant is reduced from stage to stage by 30-60 ° C, and the temperature of the coolant is maintained at a temperature of at least 100 ° C in the lower stage. (see RF patent №2334096 from 09.24.2007, IPC ЕВВ 4/24).

Однако данный способ разработки залежи массивного типа предусматривает бурение большого количества горизонтальных скважин, что приводит к увеличению затрат на разработку залежи и снижению эффективности ее разработки. Недостатком способа, взятого за прототип также является то, что при разработке залежи массивного типа с активной гидродинамической связью между ступенями в результате разработки залежи сверху вниз происходит опережающее внедрение подошвенной воды в залежь, рост обводненности добываемой продукции и частичное захоронение запасов нефти в тупиковых порах коллектора нижней ступени, что приводит к сокращению извлекаемых запасов нефти.However, this method of developing a massive type of deposit involves drilling a large number of horizontal wells, which leads to an increase in the cost of developing a deposit and a decrease in the efficiency of its development. The disadvantage of the method taken as a prototype is that when developing a massive type of reservoir with active hydrodynamic connection between the steps, as a result of developing the reservoir from top to bottom, the introduction of bottom water into the reservoir takes place ahead of schedule, the water cut of the produced products increases and the oil reserves are partially buried in the dead ends of the lower reservoir steps, which leads to a reduction in recoverable oil reserves.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества пробуренных на залежи скважин и, как результат, снижение затрат на разработку залежи.The objective of the invention is to increase the efficiency of reservoir development while reducing the number of wells drilled on the reservoir and, as a result, reducing the cost of developing the reservoir.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа осуществляют выделение в разрезе залежи ступеней с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, бурение пар встречных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных рядами, при этом добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин.This object is achieved by the fact that in the inventive method of developing a reservoir of high-viscosity oil of massive type, steps are selected in the section of the reservoir with the same oil-saturated thickness, drilling pairs of counter production and horizontal injection wells arranged in rows, while the production wells are located below the injection wells, the coolant is pumped into injection wells and extraction of oil from production wells.

Существенными отличительными признаками заявляемого изобретения являются:The salient features of the claimed invention are:

- горизонтальные нагнетательные скважины бурят в нижней части нечетных ступеней;- horizontal injection wells are drilled in the lower part of the odd steps;

- добывающие скважины бурят в четных ступенях наклоннонаправленными по нисходящей траектории;- production wells are drilled in even steps in directional directions along a downward path;

- «пятку» каждой добывающей скважины располагают в верхней части четных ступеней;- the "heel" of each producing well is located in the upper part of the even steps;

- «носок» добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважины.- the “toe” of the producing well is located in the lower part of the even steps under the “heel” of each next in the row of the injection well.

В дальнейшем при описании способа вместо термина «теплоноситель» будет использован термин «пар».In the future, when describing the method, the term “steam” will be used instead of the term “coolant”.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает повышение эффективности разработки залежи при сокращении количества скважин, используемых при разработке по сравнению с прототипом. Согласно предлагаемому способу разработку залежи с нефтенасыщенной толщиной 100 м осуществляют двумя ступенями по разрезу залежи толщиной по 50 м каждая. Нагнетательные и добывающие скважины бурят рядами, при этом в каждой ступени бурят одну скважину. Горизонтальные нагнетательные скважины бурят в нижней части нечетных ступеней, встречные добывающие скважины бурят в четных ступенях наклоннонаправленными по нисходящей траектории, длина которых больше длины нагнетательных скважин. «Пятку» каждой добывающей скважины располагают в верхней части четных ступеней, «носок» каждой добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважины. Таким образом, учитывая увеличение длины добывающей скважины, можно принять, что в предложенном способе две ступени в разрезе залежи по длине нагнетательной скважины будут вскрыты тремя скважинами сравнимыми по длине и условиям проходки, то есть, по сравнению с прототипом, на одну скважину меньше. По длине каждого ряда бурят несколько нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от принятой длины нагнетательной скважины. Таким образом, учитывая всю площадь участка разрабатываемой залежи, экономия по количеству скважин будет существенной. Возможен вариант, когда каждая пара нагнетательной и добывающей скважины в ряду расположена практически в одной вертикальной плоскости. Закачка пара в горизонтальную нагнетательную скважину и постоянный отбор нефти через встречную добывающую скважину, пробуренную наклоннонаправленной по нисходящей траектории с длиной значительно больше длины нагнетательной скважины, способствует формированию активных фильтрационных потоков между нагнетательной и добывающей скважинами и усиливает эффект действия гравитационных сил, при этом позволяет охватить тепловым воздействием большую часть разреза залежи и, как результат, повысить эффективность разработки залежи. Также возможен вариант, когда вертикальные плоскости, в которых пробурены нагнетательные горизонтальные скважины и добывающие скважины, разнесены между собой, например, на расстояние до 100 м. Такое расположение скважин позволяет охватить тепловым воздействием дополнительный объем залежи с учетом увеличения площади взаимодействия между скважинами и, как результат, сократить число рядов скважин, необходимых для разработки участка залежи.The specified set of essential features provides an increase in the efficiency of reservoir development while reducing the number of wells used in development compared to the prototype. According to the proposed method, the development of deposits with an oil-saturated thickness of 100 m is carried out in two steps along the section of a deposit of a thickness of 50 m each. Injection and production wells are drilled in rows, with one well being drilled in each stage. Horizontal injection wells are drilled in the lower part of the odd steps, oncoming production wells are drilled in even steps with inclined directions along the downward path, the length of which is longer than the length of the injection wells. The heel of each production well is located in the upper part of the even steps, the toe of each production well is located in the lower part of the even steps under the heel of each next injection well. Thus, taking into account the increase in the length of the producing well, it can be accepted that in the proposed method two stages in the section of the reservoir along the length of the injection well will be opened by three wells of comparable length and penetration conditions, that is, one well less than the prototype. Several injection and production wells are drilled along the length of each row, depending on the accepted length of the injection well. Thus, taking into account the entire area of the developed field, the savings in the number of wells will be significant. It is possible that each pair of injection and production wells in a row is located practically in the same vertical plane. Steam injection into a horizontal injection well and continuous oil extraction through an oncoming production well drilled in an oblique direction along a downward path with a length significantly longer than the length of the injection well contributes to the formation of active filtration flows between the injection and production wells and enhances the effect of gravitational forces, while allowing thermal the impact of most of the section of the reservoir and, as a result, increase the efficiency of the development of deposits. It is also possible that the vertical planes in which horizontal injection wells and production wells are drilled are spaced, for example, to a distance of up to 100 m. This arrangement of the wells allows thermal exposure to cover an additional volume of the deposit, taking into account the increase in the area of interaction between the wells and, as result, reduce the number of rows of wells needed to develop the site of the reservoir.

Заявленная совокупность существенных признаков неизвестна 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 изобретательный 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 unknown 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 level. 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 показан вариант вскрытия залежи массивного типа эффективной нефтенасыщенной толщиной 100 м нагнетательными и добывающими скважинами, расположенными в двух ступенях; на фиг. 2 показан вариант вскрытия залежи массивного типа эффективной нефтенасыщенной толщиной 160 м нагнетательными и добывающими скважинами, расположенными в четырех ступенях; на фиг. 3 представлена выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами при расположении забоя добывающей скважины в средине нечетной ступени (вариант 3); на фиг. 4 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами при расположении забоя добывающей скважины в нижней части нечетной ступени (вариант 4); на фиг. 5 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами по заявляемому способу (вариант 5); на фиг. 6 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающая изменение вязкости нефти по разрезу залежи в результате прогрева залежи в конце 30-летнего срока разработки по варианту 3; на фиг. 7 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающая изменение вязкости нефти по разрезу залежи в результате прогрева залежи в конце 30-летнего срока разработки по варианту 4; фиг. 8 - выгрузка из модели, построенной по схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающая изменение вязкости нефти по разрезу залежи в результате прогрева залежи в конце 30-летнего срока разработки по варианту 5;In FIG. 1 shows a variant of opening a massive-type deposit with an effective oil-saturated thickness of 100 m by injection and producing wells located in two stages; in FIG. Figure 2 shows the option of opening a massive-type deposit with an effective oil-saturated thickness of 160 m by injection and production wells located in four stages; in FIG. 3 shows the unloading from the model constructed according to the drilling scheme of the reservoir shown in FIG. 1, in the form of streamlines characterizing the movement of the filtration flows, showing the relationship between the injection and production wells when the bottom of the production well is located in the middle of the odd stage (option 3); in FIG. 4 - unloading from a model constructed according to the drilling scheme of the reservoir shown in FIG. 1, in the form of streamlines characterizing the movement of the filtration flows, showing the relationship between the injection and production wells when the bottom of the production well is located in the lower part of the odd stage (option 4); in FIG. 5 - unloading from a model constructed according to the drilling scheme of the reservoir shown in FIG. 1, in the form of streamlines characterizing the movement of filtration flows, showing the relationship between injection and producing wells by the present method (option 5); in FIG. 6 - unloading from a model constructed according to the drilling scheme of the reservoir shown in FIG. 1, showing the change in oil viscosity in the section of the reservoir as a result of heating the reservoir at the end of the 30-year development period for option 3; in FIG. 7 - unloading from a model constructed according to the drilling scheme of the reservoir shown in FIG. 1, showing the change in oil viscosity in the section of the reservoir as a result of heating the reservoir at the end of the 30-year development period for option 4; FIG. 8 - unloading from a model constructed according to the drilling scheme of the reservoir shown in FIG. 1, showing the change in oil viscosity in the section of the reservoir as a result of heating the reservoir at the end of the 30-year development period for option 5;

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Выделяют в разрезе залежи с нефтенасыщенной толщиной 100 м две ступени 1 и 2 с одинаковой нефтенасыщенной толщиной по 50 м каждая (см. фиг. 1). Возможен вариант осуществления способа при нефтенасыщенной толщине залежи 160 м. В этом случае выделяют в залежи четыре ступени 1, 2, 3 и 4 с одинаковой нефтенасыщенной толщиной по 40 м каждая (см. фиг 2). Способ разработки залежи в этом случае аналогичен способу с двумя ступенями. Предлагаемый способ может быть реализован на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с нефтенасыщенной толщиной 100-160 м. Залежь расположена на глубине 1350 м с вязкостью нефти около 710 мПа·с. Перед бурением скважин уточняют геологическое строение залежи, определяют фильтрационно-емкостные свойства пласта, рассчитывают сетку скважин. Устанавливают наличие подошвенных вод и при их наличии определяют минимальную высоту траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом (ВНК). Высоту расположения «носка» добывающей скважины над подошвой четных ступеней, а также над ВНК определяют с помощью геолого-технологической модели с учетом фильтрационно-емкостных свойств нефтяного пласта. Вскрывают участок залежи парами встречных горизонтальных нагнетательных скважин 5 и добывающих скважин 6, расположенных рядами. Добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин. Горизонтальные нагнетательные скважины 5 бурят в нижней части нечетных ступеней 1 (см. фиг. 1) или 1, 3 (см. фиг. 2). Добывающие скважины 6 бурят в четных ступенях 2 (см. фиг. 1) или 2, 4 (см. фиг. 2) наклонноаправленными по нисходящей траектории, при этом «пятку» 7 каждой добывающей скважины 6 располагают в верхней части четных ступеней 2, или 2, 4, а «носок» 8 каждой добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней 2, или 2, 4 под «пяткой» 9 каждой следующей в ряду нагнетательной скважины 5, то есть длина добывающей скважины существенно больше длины нагнетательной скважины 5. Вертикальный ствол добывающей скважины обсаживают эксплуатационной колонной, а в интервале нефтяного пласта устанавливают скважинный фильтр. Конструкция добывающей скважины для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения может быть следующей, например: направление: диаметр - 530 мм, длина - 30 м. Кондуктор: диаметр - 426 мм, длина - 452,3 м. Техническая колонна: диаметр - 324 мм, длина - 1191 м. Эксплуатационная колонна: диаметр - 245 мм, длина - 1204 м. Эксплуатационная переходная колонна: диаметр - 178 мм, длина - 1707 м. Фильтр: диаметр - 178 мм, длина - до «носка» скважины. Для отбора жидкости в добывающую скважину спускают глубинно-насосное оборудование. Скважины оборудуют устьевой арматурой.Two stages 1 and 2 with the same oil-saturated thickness of 50 m each are isolated in the context of a deposit with an oil-saturated thickness of 100 m (see Fig. 1). An embodiment of the method is possible with an oil-saturated thickness of a deposit of 160 m. In this case, four steps 1, 2, 3 and 4 are allocated to the deposits with the same oil-saturated thickness of 40 m each (see FIG. 2). The method for developing a deposit in this case is similar to the two-stage method. The proposed method can be implemented on the Permian-Carboniferous deposits of the Usinsky field with an oil-saturated thickness of 100-160 m. The deposit is located at a depth of 1350 m with an oil viscosity of about 710 MPa · s. Before drilling the wells, the geological structure of the reservoir is specified, the reservoir properties are determined, and the grid of wells is calculated. The presence of bottom water is established and, if available, the minimum height of the trajectory of the producing well above the oil-water contact (WOC) is determined. The height of the “toe” of the producing well above the bottom of the even steps, as well as above the OWC, is determined using a geological and technological model taking into account the reservoir properties of the oil reservoir. The section of the deposit is opened in pairs of oncoming horizontal injection wells 5 and production wells 6 arranged in rows. Production wells are located below the injection wells. Horizontal injection wells 5 are drilled in the lower part of the odd stages 1 (see Fig. 1) or 1, 3 (see Fig. 2). Production wells 6 are drilled in even steps 2 (see FIG. 1) or 2, 4 (see FIG. 2) inclined along a downward path, while the “heel” 7 of each production well 6 is located in the upper part of even steps 2, or 2, 4, and the “toe” 8 of each production well is located in the lower part of even steps 2, or 2, 4 under the “heel” 9 of each next in the row of injection well 5, that is, the length of the production well is significantly greater than the length of injection well 5. Vertical the wellbore is cased with a production casing, and a well filter is installed in the interval of the oil reservoir. The design of the production well for the conditions of the Permian-Carboniferous deposit of the Usinsky deposit can be as follows, for example: direction: diameter - 530 mm, length - 30 m. Conductor: diameter - 426 mm, length - 452.3 m. Technical column: diameter - 324 mm , length - 1191 m. Production casing: diameter - 245 mm, length - 1204 m. Production casing: diameter - 178 mm, length - 1707 m. Filter: diameter - 178 mm, length - to the “toe” of the well. To take the fluid into the production well, the downhole pumping equipment is lowered. Wells are equipped with wellhead fittings.

Конструкция нагнетательной скважины для условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения аналогична конструкции добывающей скважины. Перфорационные отверстия в фильтре как добывающих, так и нагнетательных скважин выполняют, например, одинакового размера с разной плотностью по длине фильтра, то есть плотность отверстий на единицу длины фильтра увеличивают от «пятки» к «носку» скважины или разного размера с одинаковой плотностью, то есть площадь сечения отверстий увеличивают к 2 «носку» скважины, что обеспечивает выравнивание профиля притока нефти в скважину. Возможен вариант установки как в добывающих, так и нагнетательных скважинах, например, эквалайзеров - устройств на эксплуатационной колонне различного диаметра и сечения, создающих дополнительное гидравлическое сопротивление течению флюида и, таким образом, выравнивающих распределение депрессии/репрессии по всему стволу скважины. Оборудование нагнетательной скважины выполняют термостойким. В нагнетательную скважину также спускают термопакер с хвостовиком и термоизолированную колонну. Термопакер устанавливают, например, над «пяткой» нагнетательной скважины. Скважины оборудуют термостойкой устьевой арматурой. В нагнетательные скважины 5 осуществляют непрерывную закачку пара, например, со следующими параметрами: температурой 295-305°С при давлении, например, 101-106 атмосфер. В результате закачки пара в пласте образуется паровая камера, которая постоянно расширяется. На границе этой камеры пар конденсируется и вместе с нагретой нефтью под действием сил гравитации стекает к нижней добывающей скважине, из которой с помощью насосов отбирают нефть. Для выравнивания профиля приемистости горизонтальных нагнетательных скважин возможно проведение периодических обработок этих скважин с помощью гелеобразующих химических реагентов типа «Галка», работающих при высоких температурах.The design of the injection well for the conditions of the Permian-Carbon deposit of the Usinsk deposit is similar to the design of the producing well. The perforations in the filter of both production and injection wells are, for example, of the same size with different densities along the length of the filter, that is, the density of the holes per unit length of the filter is increased from the heel to the toe of the well or of different sizes with the same density, there is a cross-sectional area of the holes increased to 2 "toe" of the well, which ensures alignment of the profile of oil flow into the well. It is possible to install both in production and injection wells, for example, equalizers - devices on the production casing of various diameters and cross-sections that create additional hydraulic resistance to the flow of fluid and, thus, equalize the distribution of depression / repression throughout the wellbore. Equipment injection wells perform heat-resistant. A thermal packer with a liner and a thermally insulated column are also lowered into the injection well. A thermal packer is installed, for example, above the heel of the injection well. Wells are equipped with heat-resistant wellhead fittings. Into injection wells 5, steam is continuously injected, for example, with the following parameters: temperature of 295-305 ° C at a pressure of, for example, 101-106 atmospheres. As a result of steam injection, a steam chamber is formed in the formation, which is constantly expanding. At the boundary of this chamber, the steam condenses and, together with the heated oil, flows under the influence of gravity to the lower producing well, from which oil is removed by pumps. To align the injectivity profile of horizontal injection wells, it is possible to conduct periodic treatments of these wells with the help of Galka gelling chemicals operating at high temperatures.

Возможность осуществления предлагаемого способа на залежи высоковязкой нефти массивного типа и эффективность способа была проверена на созданной геолого-технологической модели с толщиной залежи 100 м. Термогидродинамические расчеты для прогнозирования технологических показателей по вариантам проводились с использованием прикладного симулятора. При актуализации созданной геолого-технологической модели было принято, что нефть тяжелая, высоковязкая. В связи с применением термических методов увеличения нефтеотдачи моделирование соответствующего периода добычи выполнялось с применением термической опции симулятора.The possibility of implementing the proposed method on deposits of high-viscosity oil of massive type and the effectiveness of the method was tested on the created geological and technological model with a thickness of 100 m. Thermohydrodynamic calculations for predicting technological parameters for the options were carried out using an applied simulator. When updating the created geological and technological model, it was accepted that the oil is heavy, highly viscous. In connection with the application of thermal methods to increase oil recovery, the modeling of the corresponding production period was carried out using the thermal option of the simulator.

Фильтрационная модель построена на основе актуализированной трехмерной цифровой геологической модели. Геологическая модель содержит данные о геометрической структуре рассматриваемого пласта, положениях водонефтяных контактов (ВНК), распределении фильтрационно-емкостных свойств и начальных насыщенностях фаз, а также координатах пластопересечений скважин аналогично условиям пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.The filtration model is based on an updated three-dimensional digital geological model. The geological model contains data on the geometrical structure of the formation in question, the positions of water-oil contacts (WOC), the distribution of reservoir properties and initial phase saturations, as well as the coordinates of the well intersections similar to the conditions of the Permian-Carboniferous reservoir of the Usinsky field.

Геолого-технологическая модель представлена сектором с одним элементом разработки размерами по оси x и y 1550×1450 м с общей толщиной продуктивного пласта 100 м. В продуктивном пласте модели расположены горизонтальная нагнетательная скважина вдоль элемента, под ней проходит добывающая скважина. Общее количество активных ячеек модели составило 152830 штук, граничные условия задавались с учетом фактического снижения давления залежи.The geological and technological model is represented by a sector with one development element with dimensions along the x and y axes of 1,550 × 1,450 m with a total thickness of the productive formation of 100 m.The horizontal injection well is located in the productive formation of the model along the element, and a production well passes under it. The total number of active cells in the model was 152830 units, the boundary conditions were set taking into account the actual decrease in reservoir pressure.

Основные результаты исследования приведены в таблице 2.The main results of the study are shown in table 2.

Как видно из приведенной таблицы при одинаковых сценарных условиях, а именно при сроке разработки залежи 30 лет на одинаковой площади с одинаковой толщиной залежи и одинаковой накопленной закачкой пара, равной 3529 тыс. т по варианту 1, соответствующему способу по прототипу в соответствии с патентом №2334096 при использовании 4 горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин при разработке залежи двумя ступенями толщиной по 50 м и при расположении по две скважины у подошвы каждой ступени накопленная добыча нефти составляет 431,7 тыс.тонн, коэффициент нефтеотдачи - 9.7% при паронефтяном отношении 8.2 т/т.As can be seen from the above table under the same scenario conditions, namely, with a deposit development period of 30 years on the same area with the same reservoir thickness and the same cumulative steam injection equal to 3529 thousand tons according to option 1, the corresponding method according to the prototype in accordance with patent No. 2334096 when using 4 horizontal production and injection wells when developing a deposit in two stages with a thickness of 50 m and when two wells are located at the bottom of each stage, the cumulative oil production is 431.7 thousand tons, coefficient itsient oil - 9.7% with respect paroneftyanom 8.2 t / t.

Самая низкая накопленная добыча нефти, соответствующая 393.9 тыс. тонн, низкий коэффициент нефтеотдачи 8,9% при высоком паронефтяном отношеним - 9,0 т/т (см. вариант 2) выявилось при моделировании условий разработки залежи, соответствующих способу, указанному как аналог на странице 1, а именно: разработка залежи высоковязкой нефти одной парой встречных горизонтальных скважин, нагнетательной и добывающей, по толщине нефтяного пласта из противоположных точек в одной вертикальной плоскости, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины на 5-10 м.The lowest cumulative oil production, corresponding to 393.9 thousand tons, a low oil recovery coefficient of 8.9% with a high vapor-oil ratio of 9.0 t / t (see option 2) was revealed when modeling the conditions for developing the deposit corresponding to the method indicated as an analogue to page 1, namely: the development of a highly viscous oil reservoir by one pair of oncoming horizontal wells, injection and producing, by the thickness of the oil reservoir from opposite points in one vertical plane, while the producing well is located below the level of the 5–10 m of an inconsequential well.

На этой же модели была определена эффективность осуществления способа при различных положениях забоя добывающей наклоннонаправленной скважины, расположенной в четной ступени, при этом предварительно путем моделирования было установлено, что наиболее эффективным является расположение нагнетательной скважины в нижней части нечетной ступени, что предотвращает непроизводительные потери пара в непродуктивные надкровельные породы. При разработке залежи 4 ступенями расположение нагнетательной скважины в нижней части третьей ступени способствует равномерному распределению пара по толщине залежи. При вышеуказанных сценарных условиях было установлено, что при расположении забоя добывающей скважины в средине нечетной ступени накопленная добыча нефти составляет 445,4 тыс. т, коэффициент нефтеотдачи - 10% при паронефтяном отношении - 7,9 т/т (см. вариант 3). При расположении забоя добывающей скважины в нижней части нечетной ступени, например в 10 м от подошвы ступени, накопленная добыча нефти составляет 420,7 тыс. т, коэффициент нефтеотдачи - 9,5% при паронефтяном отношении - 8,4 т/т (см. вариант 4). Самый лучший результат показал вариант 5, когда длина добывающей скважины больше длины нагнетательной скважины, при этом «пятку» добывающей скважины располагают в верхней части четной ступени, а «носок» добывающей скважины располагают в нижней части четной ступени под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважиной, а именно: накопленная добыча нефти составляет 468,6 тыс. т, коэффициент нефтеотдачи - 10,5% при паронефтяном отношении - 7,5 т/т, то есть происходит увеличение накопленной добычи нефти, повышение коэффициента нефтеотдачи при снижении паронефтяного отношения.On the same model, the efficiency of the method was determined at different bottom faces of the production directional well located in an even stage, and preliminary by modeling it was found that the location of the injection well in the lower part of the odd stage is most effective, which prevents unproductive steam losses in unproductive roofing rocks. When developing a deposit in 4 steps, the location of the injection well in the lower part of the third stage contributes to a uniform distribution of steam over the thickness of the reservoir. Under the above scenario conditions, it was found that when the bottom of the producing well is located in the middle of the odd stage, the cumulative oil production is 445.4 thousand tons, the oil recovery rate is 10% with a steam-oil ratio of 7.9 tons / ton (see option 3). When the bottom of the production well is located in the lower part of the odd stage, for example, 10 m from the bottom of the stage, the cumulative oil production is 420.7 thousand tons, the oil recovery rate is 9.5% with a steam-oil ratio of 8.4 t / t (see option 4). Option 5 showed the best result when the length of the production well is longer than the length of the injection well, while the heel of the production well is located in the upper part of the even stage, and the toe of the production well is located in the lower part of the even stage under the heel of each next row injection well, namely: cumulative oil production is 468.6 thousand tons, oil recovery rate is 10.5% with a steam-oil ratio of 7.5 tons / ton, that is, there is an increase in cumulative oil production, increase in oil recovery rate with a decrease in steam-oil ratio.

Эффективность предложенного способа по сравнению с вариантами разработки залежи №3 и №4, приведенными в таблице 2, также подтверждается фиг. 3-8, представляющими выгрузки из созданной геолого-технологической модели. Как видно на фиг. 3 и 4, характеризующих соответственно варианты разработки №3 и №4 (см. табл. 2), линии тока, характеризующие движение фильтрационных потоков в пласте, наиболее активны только между нагнетательными и добывающими скважинами, а участок залежи над горизонтальной нагнетательной скважиной и под добывающей скважиной мало охвачен тепловым воздействием. Это подтверждается также соответствующими объемами паровой камеры, а именно по варианту 3 объем паровой камеры составляет 78569,0 м³, по варианту 4 - 73599,0 м³. Также существенно меньше площадь залежи по толщине пласта, характеризующая снижение вязкости нефти за счет теплового воздействия (см. фиг. 6 и 7), соответствующая вариантам разработки залежи №3 и №4. Преимущества заявляемого способа подтверждаются фиг. 5 и фиг. 8. Как видно на фиг. 5, линии тока, характеризующие движение фильтрационных потоков, активны не только между нагнетательной и добывающей скважинами, но и за их пределами, что доказывает активизацию теплового воздействия. Объем паровой камеры соответствующий заявляемому способу составляет 89640,0 м³ (см. вар. 5 табл. 2) и, как результат, достигается снижение вязкости нефти на большей площади по толщине пласта (см. фиг. 8).The effectiveness of the proposed method in comparison with the options for the development of deposits No. 3 and No. 4 shown in table 2, is also confirmed by FIG. 3-8, representing discharges from the created geological and technological model. As seen in FIG. 3 and 4, characterizing development options No. 3 and No. 4, respectively (see Table 2), streamlines characterizing the movement of filtration flows in the formation are most active only between injection and producing wells, and the deposit section above the horizontal injection well and below the producing the well is little affected by heat. This is also confirmed by the corresponding volumes of the steam chamber, namely, according to option 3, the volume of the steam chamber is 78569.0 m ³ , according to option 4 - 73599.0 m ³ . Also, the area of the reservoir is significantly smaller in thickness of the reservoir, which characterizes the decrease in oil viscosity due to thermal exposure (see Fig. 6 and 7), corresponding to the development options for deposits No. 3 and No. 4. The advantages of the proposed method are confirmed by FIG. 5 and FIG. 8. As can be seen in FIG. 5, the streamlines characterizing the movement of the filtration flows are active not only between the injection and production wells, but also beyond them, which proves the activation of the thermal effect. The volume of the steam chamber corresponding to the claimed method is 89640.0 m ³ (see var. 5 table. 2) and, as a result, a decrease in the viscosity of oil over a larger area over the thickness of the reservoir is achieved (see Fig. 8).

При этом, как было отмечено ранее, в предложенном способе, за счет увеличения длины добывающей скважины, при разработке залежи двумя ступенями обе ступени в разрезе залежи по длине нагнетательной скважины будут вскрыты только тремя скважинами, сравнимыми по длине и условиям проходки, то есть, по сравнению с прототипом бурят на одну скважину меньше. По длине каждого ряда бурят несколько нагнетательных и добывающих скважин в зависимости от принятой длины нагнетательной скважины и, учитывая всю площадь участка разрабатываемой залежи, экономия по количеству скважин будет существенной.Moreover, as was noted earlier, in the proposed method, by increasing the length of the producing well, when developing a deposit in two stages, both stages in the context of the reservoir along the length of the injection well will be opened by only three wells that are comparable in length and conditions of penetration, i.e. compared with the prototype, one less well is drilled. Several injection and production wells are drilled along the length of each row, depending on the accepted length of the injection well and, taking into account the entire area of the developed field, the savings in the number of wells will be significant.

Таким образом, исследования подтвердили эффективность заявляемого способа и возможность достижения поставленной задачи - повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества скважин, используемых при разработке залежи.Thus, studies have confirmed the effectiveness of the proposed method and the ability to achieve the goal is to increase the efficiency of the development of deposits while reducing the number of wells used in the development of deposits.

Claims

A method of developing a reservoir of high-viscosity oil of a massive type, including the allocation in the section of the reservoir of steps with the same oil-saturated thickness, drilling pairs of counter production and horizontal injection wells arranged in rows, while the production wells are located below the injection wells, the coolant is pumped into the injection wells and oil is extracted from the production wells wells, characterized in that the horizontal injection wells are drilled in the lower part of the odd steps, the production wells are drilled in even s Upenu controlled directional downward trajectory, the "heel" of each production well is arranged in the upper part of the even stages, and the "toe" of each production well is arranged in the lower part of even steps under the "heel" of each next row in the injection well.