RU2599995C1

RU2599995C1 - Method of high-viscosity oil pool development by a system of wells with side horizontal shafts (shs)

Info

Publication number: RU2599995C1
Application number: RU2015146430/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Марс Талгатович Ханнанов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2015-10-29
Filing date: 2015-10-29
Publication date: 2016-10-20

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used in development of deposits of high-viscosity oil with water-oil zones of small thickness. In according with method chose oil-saturated section of the deposit, with dynamic viscosity more than 400 mPa·s and with water-oil zone, where the thickness of the oil part formation exceeds 10 m, a water-bearing - is not more than 5 m. Section is drilled with fill-spot elements of vertical wells. From vertical shafts of each well carry out drill in productive layer from one to four BGS with controlled filters. Each BGS is placed towards the neighbor well, receiving so system of opposite BGS. Length of each BGS is carried out 0.4-0.5 from the distance between neighbor vertical wells. Vertical distance between opposite BGS in the productive layer is provided by no more than 2 m. In vertical bores of wells is perforated water bearing part of the layer. In each well is lowered two columns of pipes. One of these pipes packed at oil-water contact. In each element central well is used for plumbing working substance in circulation mode through this columns of pipes. Extraction of the plumped mixture is carried out through the neighbor wells on the specified columns of pipes. Second columns of pipes packed above the roof of productive layer and through them carry out selection of production of layer through BGS. As working substance apply mixture of water with temperature of more than 50 °C, nitrogen and solvent. Optimal ratio of components of mixture is determined by laboratory investigations of oil displacement on cores.

EFFECT: technical result - increase of coefficients of coverage and oil recovery of deposits of high viscous oil.

1 cl, 1 ex, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity oil with oil-water zones of small thickness.

Известен способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Согласно известному способу, в качестве углеводородного растворителя применяют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, основным компонентом которой является бензол, а совместную закачку пара и углеводородного растворителя осуществляют после достижения температуры в паровой камере не менее температуры фазового перехода смеси пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси паруглеводородный растворитель (патент РФ 2387818, кл. E21B 43/24, опубл. 27.04.2010).A known method of developing deposits of heavy and ultra-high viscosity oils, including the injection of steam into the reservoir, heating the reservoir with the creation of a steam chamber, the combined injection of steam and hydrocarbon solvent and selection of products. According to the known method, a mixture of hydrocarbons of the limit aliphatic and aromatic series, the main component of which is benzene, is used as a hydrocarbon solvent, and the steam and hydrocarbon solvent are injected together after the temperature in the steam chamber reaches at least the phase transition temperature of the mixture of steam and hydrocarbon solvent with temperature in a steam chamber not lower than the phase transition temperature of the mixture, a parahydrocarbon solvent (RF patent 2387818, class E21B 43 / 24, published on April 27, 2010).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки растворителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти. Согласно известному способу, максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины, растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, затем начинают отбор жидкости насосом. Дополнительно циклическую закачку углеводородного растворителя производят поочередно до закачки пара в кровельную часть пласта с давлением, достаточным для расширения порового пространства породы коллектора и сжатия пластового флюида (патент РФ 2455475, кл. E21B 43/24, опубл. 10.07.2012 - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of developing high-viscosity oil fields with small thicknesses by cyclic injection of solvent and steam into single directional wells, including drilling an upstream section of a well in a production well, placement of tubing strings with centralizers in this section for cyclic injection of solvent through them and production casing with a pump for oil selection. According to the known method, the maximum angle of curvature of the ascending section of the well is located in the bottom of the formation, the wiring of the ascending section is carried out with an elevation angle of at least 5-8 ° from the bottom of the formation, the bottom of the ascending section is located below the roof for at least 2 m and before the descent of the pipe string, which perform heat-insulated, the upstream section of the well is equipped with a filter with two open areas at the beginning and end of this section, and the annulus between the filter and the pipe string and between the open areas isolate the packer m, while the pump is located within the bottom part of the reservoir, above the open zone at the beginning of the upstream section of the well, but below the bottom of the bottom section of the well, the solvent and steam are pumped alternately into the roofing section of the formation through the exposed zone at the end of the bottom section of the well, heat distribution in the formation, then the pump begins to draw fluid. Additionally, a cyclic injection of a hydrocarbon solvent is carried out alternately before steam is injected into the roof of the formation with a pressure sufficient to expand the pore space of the reservoir rock and compress the formation fluid (RF patent 2455475, class E21B 43/24, publ. 10.07.2012 - prototype).

Общим недостатком известных способов является невысокий коэффициент охвата коллекторов воздействием, что приводит к низкой нефтеотдаче. Кроме того, известные способы не предусматривают использование водонефтяных зон пласта, при их наличии, для повышения эффективности разработки.A common disadvantage of the known methods is the low coefficient of coverage of reservoirs with exposure, which leads to low oil recovery. In addition, the known methods do not provide for the use of oil-water zones of the reservoir, if any, to improve development efficiency.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.The proposed invention solves the problem of increasing the coefficients of coverage and oil recovery of high-viscosity oil deposits.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти системой скважин с боковыми горизонтальными стволами, включающем бурение на залежи основных вертикальных стволов скважин или выбор уже пробуренных, зарезку из них боковых горизонтальных стволов (БГС), закачку рабочего агента и отбор продукции посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки, согласно изобретению, выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с, с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной - составляет не более 5 м, участок разбуривают пятиточечными элементами вертикальных скважин, из вертикальных стволов каждой скважины проводят зарезку в продуктивном пласте от одного до четырех БГС с управляемыми фильтрами, причем каждый БГС размещают по направлению к соседней скважине, получая, таким образом, систему встречных БГС, причем длину каждого БГС выполняют 0,4-0,5 от расстояния между соседними вертикальными скважинами, а расстояние по вертикали между встречными БГС в продуктивном пласте - не более 2 м, в вертикальных стволах скважин перфорируют водоносную часть пласта, в каждую скважину спускают по две колонны труб, одну из которых запакеровывают у водонефтяного контакта, в каждом элементе центральные скважины применяют для закачки рабочего агента в режиме циркуляции через данные колонны труб, а отбор закачиваемой смеси - через соседние скважины по указанным колоннам труб, вторые колонны труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта и через них осуществляют отбор продукции пласта через БГС, в качестве рабочего агента применяют смесь воды с температурой более 50°С, азота и растворителя, оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах.The problem is solved in that in the method of developing a highly viscous oil deposit by a system of wells with horizontal lateral shafts, including drilling the main vertical wellbores into the deposits or selecting already drilled ones, cutting out horizontal lateral shafts from them, pumping a working agent and selecting products using equipment for at the same time, separate production and injection, according to the invention, select a section of the reservoir saturated with oil with a dynamic viscosity of more than 400 MPa · s, with a water-oil zone, where the thickness of the oil part the reservoir exceeds 10 m, and the aquifer is no more than 5 m, the site is drilled with five-point elements of vertical wells, from the vertical shafts of each well, one to four from the BHS with controlled filters are drilled in the reservoir, each BHS being placed in the direction of the neighboring well, thus obtaining a system of oncoming GHS, the length of each GHS being 0.4-0.5 of the distance between adjacent vertical wells, and the vertical distance between the oncoming GHS in the reservoir is not large e 2 m, in the vertical wellbores, the aquifer part is perforated, two columns of pipes are lowered into each well, one of which is sealed at the oil-water contact, in each element central wells are used to pump the working agent in the circulation mode through these pipe columns, and selection the injected mixture - through neighboring wells along the indicated pipe columns, the second pipe columns are sealed above the top of the reservoir and through them the formation is selected through the GHS as a working agent for change the mixture of water with a temperature of more than 50 ° C, nitrogen and solvent, the optimal ratio of the components of the mixture is determined by laboratory studies of oil displacement on cores.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу залежи с высоковязкой нефтью (более 400 мПа·с) и водонефтяными зонами небольшой толщины (до 5 м) существенное влияние оказывает способность закачиваемого агента к нефтевытеснению и площадь контакта скважины с пластом.The oil recovery of deposits with highly viscous oil (more than 400 mPa · s) and water-oil zones of small thickness (up to 5 m) is significantly affected by the ability of the injected agent for oil displacement and the contact area of the well with the formation.

Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей. Задача решается следующим образом.Existing technical solutions do not fully allow you to effectively complete these tasks. The proposed invention solves the problem of increasing the coefficients of coverage and oil recovery of high-viscosity oil deposits. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с размещением скважин по пятиточечным элементам и зарезки БГС. На фиг. 2 приведено схематическое изображение разреза по линии Α-A одного элемента с размещением скважин и БГС. Обозначения: 1-13 - вертикальные скважины, 14 - нефтенасыщенная часть пласта, 15 - водонасыщенная часть пласта, 16 - перфорационные отверстия в вертикальных стволах, 17 - колонны труб для закачки рабочего агента, 18 - колонны труб для отбора продукции через БГС, 19 - пакеры у ВНК, 20 - пакеры у кровли 21 продуктивного пласта 14, 21 - кровля продуктивного пласта 14, 3¹, 5¹, 5², 2¹ - БГС, I₃ ¹, I₅ ¹, I₅ ², I₂ ¹ - длины соответственно БГС 3¹, 5¹, 5², 2¹, h - расстояние между БГС по вертикали, L - расстояние между скважинами, ВНК - водонефтяной контакт.In FIG. 1 is a schematic representation of a section of an oil deposit with the placement of wells on five-point elements and the GHS cutoff. In FIG. 2 is a schematic illustration of a section along the Α-A line of one element with the placement of wells and CW. Designations: 1-13 - vertical wells, 14 - oil-saturated part of the formation, 15 - water-saturated part of the formation, 16 - perforation holes in vertical shafts, 17 - pipe strings for pumping the working agent, 18 - pipe strings for sampling products through the gas supply station, 19 - packers at VNK, 20 - packers at the roof of 21 productive strata 14, 21 - roof of the productive stratum 14, 3 ¹ , 5 ¹ , 5 ² , 2 ¹ - BGS, I ₃ ¹ , I ₅ ¹ , I ₅ ² , I ₂ ¹ are the lengths of the GHS, respectively, 3 ¹ , 5 ¹ , 5 ² , 2 ¹ , h is the vertical distance between the GHS, L is the distance between the wells, the oil-well contact is the oil-water contact.

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

Выбирают участок нефтяной залежи с водонефтяной зоной и разбуривают пятиточечными элементами вертикальных добывающих скважин 1-13 (фиг.1) с расстоянием между скважинами L. Или выбирают уже пробуренные скважины. Толщина нефтяной части 14 пласта составляет более 10 м, а водоносной 15 - не более 5 м. Динамическая вязкость нефти - более 400 мПа·с. В продуктивный пласт 14 спускают эксплуатационную колонну и цементируют.A section of the oil reservoir with a water-oil zone is selected and drilled with five-point elements of vertical production wells 1-13 (Fig. 1) with a distance between wells L. Or, already drilled wells are selected. The thickness of the oil part of the reservoir 14 is more than 10 m, and the aquifer 15 is not more than 5 m. The dynamic viscosity of the oil is more than 400 MPa · s. Production casing 14 is lowered into production casing and cemented.

Из вертикальных стволов каждой скважины 1-13 проводят зарезку в продуктивном пласте 14 от одного до четырех БГС с управляемыми фильтрами (или так называемыми «шторками») при возможности с открытым стволом, либо спуском фильтра, причем каждый БГС размещают по направлению к соседней скважине, получая, таким образом, систему встречных БГС.From the vertical shafts of each well 1-13, one to four CGSs are cut in the producing formation 14 with controlled filters (or so-called “shutters”), if possible with an open wellbore or a filter run, each GHS placed in the direction of the neighboring well, thus obtaining a system of oncoming GHS.

Рассмотрим вертикальный разрез Α-A вдоль скважин 3, 5, 2 одного элемента (фиг. 2). Из скважины 5 бурят два БГС 5¹, 5² в направлении соответственно скважин 3 и 2. В свою очередь из скважин 3 и 2 бурят по одному БГС 3¹ и 2¹ соответственно в направлении скважины 5. Длину каждого БГС (фиг. 1) выполняют 0,4-0,5 от расстояния L между соседними вертикальными скважинами. Например, длину I₃ ¹ ствола 3¹ выполняют 0.5L, длину I₅ ¹ ствола 5¹ - 0.5L, длину I₅ ² ствола 5² - 0.5L, длину I₂ ¹ ствола 2¹ - 0.4L (фиг. 2). Расстояние по вертикали между встречными БГС в продуктивном пласте выполняют не более h=2 м.Consider the vertical section Α-A along the wells 3, 5, 2 of one element (Fig. 2). Two BGS 5 ¹ , 5 ^{2 are} drilled from well 5 in the direction of wells 3 and 2, respectively. In turn, from wells 3 and 2, one BGS 3 ¹ and 2 ^{1 are} drilled, respectively, in the direction of well 5. The length of each BGS (Fig. 1) perform 0.4-0.5 from the distance L between adjacent vertical wells. For example, the length I ₃ ^{1 of the} barrel 3 ¹ is 0.5L, the length I ₅ ^{1 of the} barrel 5 ¹ is 0.5L, the length I ₅ ^{2 of the} barrel 5 ² is 0.5L, the length I ₂ ^{1 of the} barrel 2 ¹ is 0.4L (Fig. 2) . The vertical distance between oncoming GHS in the reservoir is no more than h = 2 m.

Количество БГС в одной скважине (от одного до четырех) определяется расположением скважины в системе пятиточечных элементов относительно наличия соседних скважин. Так, например, из скважин 4, 5, 8, 11, 13 забуривают по 4 БГС в противоположных направлениях, из скважин 2, 3, 7, 10 - по 2 БГС, из 1, 6, 9, 12 - по 1 БГС (фиг. 1).The number of BGS in one well (from one to four) is determined by the location of the well in the system of five-point elements relative to the presence of neighboring wells. So, for example, from wells 4, 5, 8, 11, 13 drill 4 GHS in opposite directions, from wells 2, 3, 7, 10 - 2 GHS, from 1, 6, 9, 12 - 1 GHS ( Fig. 1).

В вертикальных стволах скважин 1-13 перфорируют водоносную часть пласта 15, получая перфорационные отверстия 16. Если скважины 1-13 вторично вскрывают нефтеносную часть пласта 14, то данные перфорационные отверстия нефтяной части 14 изолируют.In the vertical wellbores 1-13, the aquifer of the formation 15 is perforated, obtaining perforations 16. If the wells 1-13 re-open the oil-bearing part of the formation 14, then these perforations of the oil part 14 are isolated.

В каждую скважину 1-13 спускают по две колонны труб 17 и 18, одну из которых 17 запакеровывают пакерами 19 у водонефтяного контакта ВНК. В каждом элементе центральные скважины 5, 8,11, 13 применяют для закачки рабочего агента в режиме циркуляции через данные колонны труб, а отбор закачиваемой смеси - через соседние скважины 1, 2, 3, 4, 6, 7, 9, 10, 12 по указанным колоннам труб 17. Циркуляция происходит по водонасыщенной части пласта 15. Вторые колонны труб 18 запакеровывают пакерами 20 выше кровли 21 продуктивного пласта 14. Через данные колонны труб 18 осуществляют отбор продукции пласта 14 через БГС. Таким образом, закачку рабочего агента и отбор продукции осуществляют посредствам оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ).Two columns of pipes 17 and 18 are lowered into each well 1-13, one of which 17 is sealed with packers 19 at the oil-water contact of the BHC. In each element, the central wells 5, 8, 11, 13 are used to pump the working agent in the circulation mode through the data of the pipe string, and the selection of the injected mixture through the neighboring wells 1, 2, 3, 4, 6, 7, 9, 10, 12 according to the indicated pipe columns 17. The circulation takes place along the water-saturated part of the formation 15. The second pipe columns 18 are packed with packers 20 above the roof 21 of the productive formation 14. Through these pipe columns 18, production of the formation 14 is taken through the GHS. Thus, the injection of the working agent and the selection of products is carried out by means of equipment for simultaneous and separate production and injection (ORDiZ).

В качестве рабочего агента применяют смесь воды с температурой более 50°С, азота и растворителя. Оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах.As a working agent, a mixture of water with a temperature of more than 50 ° C, nitrogen and a solvent is used. The optimal ratio of the components of the mixture is determined by laboratory studies of oil displacement on the core.

Выбор участка залежи с указанными параметрами обусловлен оптимальностью применимости предлагаемого способа. Согласно расчетам, если нефтеносная часть пласта 14 менее 10 м, то запасы залежи не позволяют окупить затраты на закачку растворителя и нагрев. Если толщина водоносной части пласта 15 более 5 м, то эффективность растворителя и тепла значительно снижается ввиду необходимости закачки больших объемов рабочего агента. Также исследования показали, что при динамической вязкости нефти менее 400 мПа·с нефтеотдача может быть достигнута сопоставимой величины при более дешевых способах разработки.The choice of the site of the deposit with the specified parameters is due to the optimality of the applicability of the proposed method. According to the calculations, if the oil-bearing part of the formation 14 is less than 10 m, then the reserves of the deposit do not allow to recoup the costs of injecting the solvent and heating. If the thickness of the aquifer of the formation 15 is more than 5 m, then the efficiency of the solvent and heat is significantly reduced due to the need to pump large volumes of the working agent. Studies have also shown that with a dynamic viscosity of oil of less than 400 MPa · s, oil recovery can be achieved at a comparable value with cheaper development methods.

Система из двух встречных БГС между каждой из двух соседних скважин позволяют повысить площадь контакта скважин с продуктивным пластом 14 и отрабатывать данный пласт 14 по площади, а управляемые фильтры - контролировать процесс обводнения. При расстоянии h между горизонтальными стволами более 2 м, согласно расчетам, коэффициент охвата пласта воздействием снижается. Длина стволов менее 0,4 от расстояния между вертикальными скважинами также приводит к снижению коэффициента охвата, а более 0,5 - к появлению «неработающих» участков ствола.A system of two oncoming GWSs between each of two neighboring wells allows increasing the contact area of the wells with the producing formation 14 and practicing this formation 14 in area, and controlled filters can control the watering process. At a distance h between horizontal shafts of more than 2 m, according to calculations, the coefficient of coverage of the formation decreases. The length of the shafts less than 0.4 from the distance between the vertical wells also leads to a decrease in the coverage coefficient, and more than 0.5 - to the appearance of "idle" sections of the trunk.

Закачка смеси воды с температурой более 50°С, азота и растворителя (например, толуол) в режиме циркуляции через соседние вертикальные скважины по водонасыщенному участку пласта 2, согласно исследованиям, позволяет максимально эффективно использовать наличие подстилающей воды при разработке. Кроме того, повторное использование закачиваемого агента снижет эксплуатационные затраты. Действие компонентов рабочего агента приводит к снижению вязкости нефти в пласте, что повышает приток нефти к стволам скважин. При температуре менее 50°С эффективность воздействия снижается. Применение оборудования для ОРДиЗ позволяет снизить количество используемых вертикальных скважин.Injection of a mixture of water with a temperature of more than 50 ° C, nitrogen and a solvent (for example, toluene) in the circulation mode through neighboring vertical wells along the water-saturated section of formation 2, according to studies, allows the most efficient use of the presence of underlying water during development. In addition, reuse of the injected agent reduces operating costs. The action of the components of the working agent leads to a decrease in the viscosity of oil in the reservoir, which increases the flow of oil to the wellbores. At temperatures less than 50 ° C, the effectiveness of the impact is reduced. The use of equipment for ORDiZ reduces the number of used vertical wells.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.The result of the implementation of this method is to increase the coefficients of coverage and oil recovery of high-viscosity oil deposits.

Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method

На участке водонефтяной залежи с толщиной нефтяной части 14 пласта 10 м и водоносной части 15 пласта 5 м пробурены вертикальные скважины 1-13 (фиг. 1) с расстоянием L=300 м друг от друга. Динамическая вязкость нефти на рассматриваемом участке составляет 400 мПа·с, пластовая температура 25°C. Скважины 1-13 не эксплуатировали пласт 1, а работали на нижележащие объекты.Vertical oil wells 1-13 (Fig. 1) with a distance of L = 300 m from each other were drilled in a section of a water-oil deposit with a thickness of the oil part 14 of the formation 10 m and the aquifer part 15 of the formation 5 m. The dynamic viscosity of oil in the considered area is 400 MPa · s, reservoir temperature 25 ° C. Wells 1-13 did not exploit formation 1, but worked on underlying objects.

После отключения нижележащих объектов из стволов вертикальных скважин 1-13 проводят зарезку 32 БГС с управляемыми фильтрами по направлению к ближайшим соседним вертикальным скважинам, причем из скважин 4, 5, 8, 11,13 забуривают по 4 БГС в противоположных направлениях, из скважин 2, 3, 7, 10 - по 2 БГС, из 1, 6, 9, 12 - по 1 БГС (фиг. 1). Длины БГС выполняют (0,4-0,5)·300=120-150 м, а расстояние h между горизонтальными стволами по вертикали - 2 м (фиг. 2). В вертикальных стволах скважин 1-13 перфорируют водоносную часть пласта 15.After disconnecting the underlying objects from the shafts of vertical wells 1-13, 32 GHS are cut with controlled filters in the direction of the nearest neighboring vertical wells, and 4 GHS are drilled from wells 4, 5, 8, 11,13 in opposite directions, from wells 2, 3, 7, 10 - 2 GHS, from 1, 6, 9, 12 - 1 GHS (Fig. 1). The BGS lengths are (0.4-0.5) · 300 = 120-150 m, and the distance h between the horizontal trunks vertically is 2 m (Fig. 2). In vertical wellbores 1-13, the aquifer of the formation 15 is perforated.

Далее спускают в скважины 1-13 по две колонны труб 17, 18, одну из которых 17 запакеровывают пакерами 19 у водонефтяного контакта ВНК. В каждом элементе центральные скважины 5, 8, 11, 13 применяют для закачки рабочего агента в режиме циркуляции через данные колонны труб 17. На устье скважин 5, 8, 11, 13 эжектором смешивают воду, газообразный азот и толуол под устьевым давлением в соотношении 2:20:1 по объему и ведут закачку указанной смеси с расходом 50 м³/сут по колонне труб 17. Соотношение компонентов смеси определяют заранее по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах данного пласта. Отбор закачиваемой смеси осуществляют через соседние скважины 1, 2, 3, 4, 6, 7, 9, 10, 12 по колоннам труб 17. Вторые колонны труб 18 запакеровывают пакерами 20 выше кровли 21 продуктивного пласта 14. Через данные колонны труб 18 осуществляют отбор продукции пласта 14 через БГС. Таким образом, закачку рабочего агента и отбор продукции осуществляют посредствам оборудования для ОРДиЗ.Next, two columns of pipes 17, 18 are lowered into wells 1-13, one of which 17 is sealed with packers 19 at the oil-water contact of the BHC. In each element, the central wells 5, 8, 11, 13 are used to pump the working agent in the circulation mode through the data of the pipe string 17. At the wellheads 5, 8, 11, 13, water, gaseous nitrogen and toluene are mixed with an ejector at a wellhead pressure of 2 : 20: 1 by volume and pumping the specified mixture with a flow rate of 50 m ³ / day along the pipe string 17. The ratio of the components of the mixture is determined in advance by laboratory studies of oil displacement on the cores of this formation. The selection of the injected mixture is carried out through neighboring wells 1, 2, 3, 4, 6, 7, 9, 10, 12 according to the pipe columns 17. The second pipe columns 18 are sealed with packers 20 above the roof 21 of the productive formation 14. Through these pipe pipes 18 formation products 14 through the GHS. Thus, the injection of the working agent and the selection of products is carried out by means of equipment for ORDiZ.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи. В результате разработки рассматриваемого участка залежи, которое ограничили обводнением участка до 98%, было добыто 786,5 тыс.т нефти, коэффициент охвата составил 0,791 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,395 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 627,2 тыс.т.нефти, коэффициент охвата составил 0,631 д.ед., КИН - 0,315 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,080 д.ед.The development is carried out until the full economically viable development of the deposit area. As a result of the development of the considered section of the reservoir, which was limited to watering the plot to 98%, 786.5 thousand tons of oil were produced, the coverage coefficient was 0.791 units, the oil recovery ratio (CIN) was 0.395 units. According to the prototype, ceteris paribus, 627.2 thousand tons of oil were produced, the coverage ratio was 0.631 units, the recovery factor was 0.315 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.080 units

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи.The proposed method allows to increase the coefficient of oil recovery of oil deposits.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей.Application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the coverage and oil recovery coefficients of high-viscosity oil deposits.

Claims

A method of developing a highly viscous oil pool by a system of wells with lateral horizontal shafts, including drilling into the main vertical wellbores or selecting pre-drilled ones, cutting out horizontal lateral shafts of them — BGS, injecting a working agent and selecting products using equipment for simultaneous and separate production and injection, characterized in that they select a section of the reservoir saturated with oil with a dynamic viscosity of more than 400 MPa · s, with a water-oil zone, where the thickness of the oil part of the reservoir exceeds 10 m, and water fore - it is no more than 5 m, the site is drilled with five-point elements of vertical wells, from vertical shafts of each well, killing in the reservoir is carried out from one to four GHS with controlled filters, and each GHS is placed in the direction of the neighboring well, thus obtaining a system oncoming GHS, and the length of each GHS is 0.4-0.5 of the distance between adjacent vertical wells, and the vertical distance between the oncoming GHS in the reservoir is not more than 2 m, in the vertical wellbore the aquifer part of the formation is perforated, two columns of pipes are lowered into each well, one of which is sealed at the oil-water contact, in each element the central wells are used to pump the working agent in the circulation mode through these pipe columns, and the selection of the injected mixture through neighboring wells to the specified pipe columns, the second pipe columns are sealed above the top of the reservoir and through them the formation is taken through the GHS; as a working agent, a mixture of water and tempera uroy more than 50 ° C, the nitrogen and solvent, the optimal mixing ratio is determined by laboratory tests on the oil displacement cores.