RU2605993C1

RU2605993C1 - Method for development of hydrocarbon fluid deposits

Info

Publication number: RU2605993C1
Application number: RU2015144428A
Authority: RU
Inventors: Данис Карлович Нургалиев; Дмитрий Анатольевич Шапошников; Динис Ренатович Исаков; Руслан Ильдарович Хафизов; Рамиль Хабутдинович Низаев
Priority date: 2015-10-15
Filing date: 2015-10-15
Publication date: 2017-01-10

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: invention relates to mining. In method of hydrocarbon fluids deposit development, involving construction of horizontal production well, over productive formation bottom parallel to first horizontal production well at same depth and in same direction with it second horizontal production well is drilled, between them in parallel and equidistant to them at same depth and in opposite direction injection horizontal well is drilled. Pipe string with plugged end and made on end section holes for working agents pumping is lowered into injection well. Pipe section with holes at both ends is limited by packers, based on oil-bearing rock properties. Performing heated working fluid injection into productive formation. Heating productive formation to in-situ hydrocarbon fluid self-ignition temperature, performing inert working fluid replacement with oxygen-containing working fluid, igniting hydrocarbon fluid in the formation. Tracking and keeping condition of combustion front maintaining and propagation, heating formation between wells, in production wells horizontal section area, bringing section temperature to hydrocarbon fluid fluidity state temperature and performing heated product extraction. At that using temperature and pressure control device performing control over combustion process intensity and formation heating in wells interwell and bottom-hole zones, while formation temperature maintaining with required limits is performed by supplied working fluid temperature and flow rate changing. After complete exhaustion of area of productive stratum within first step of installation of packers pumping of working agents is temporarily stopped, moving pipe with holes and with two limiting packers is moved towards injection well mouth for not less than length of distance between packers, packers are brought to working state and development of productive formation next area is continued, thus whole horizontal section of injection well is developed. Pumping of waterproofing sealant is made in spent interval.

EFFECT: technical result is increase in extracted fraction of hydrocarbon fluid contained in rock productive formation, increased volume of hydrocarbon energy sources production, fluids, enabling initiation, maintenance, monitoring and control of productive formation hydrocarbon fluid in-situ combustion and rocks heating.

1 cl, 3 dwg, 1 ex

Description

Предлагаемое изобретение относится к области горного дела. Может быть использовано для добычи углеводородных флюидов, преимущественно - высоковязких нефти и природного битума, с применением тепла, образующегося при горении углеводородов в пласте.The present invention relates to the field of mining. It can be used for the production of hydrocarbon fluids, mainly high-viscosity oil and natural bitumen, using heat generated during the combustion of hydrocarbons in the reservoir.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи [1], включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [1] является низкая эффективность и результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, особенно в тонких пластах из-за больших тепловых потерь и невозможности контролировать распространение фронта вытеснения.A known method for the development of oil bitumen deposits [1], including wiring in the reservoir two horizontal shafts parallel to each other, injecting steam into the upper injection well and the selection of products from the lower producing well. The disadvantage of this method [1] is the low efficiency and effectiveness of the process of extracting oil from the oil reservoir, especially in thin formations due to large heat losses and the inability to control the propagation of the displacement front.

Известен способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта [2], включающий проводку в пласте одной горизонтальной добывающей скважины и одной вертикальной нагнетательной скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Недостатком известного способа [2] является низкая результативность процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, невозможность контроля распространения фронта теплоносителя (пара), низкая скорость его (процесса) распространения.A known method of extracting liquid hydrocarbons from an underground formation [2], including wiring one horizontal production well and one vertical injection well in the formation, injecting steam into the injection well and selecting products from the lower producing well. The disadvantage of this method [2] is the low efficiency of the process of extracting oil from the oil reservoir, the inability to control the distribution of the front of the coolant (steam), its low speed (process) of distribution.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности, прототипом, является способ разработки залежи высоковязкой нефти [3], включающий строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины.Closest to the proposed invention in technical essence, the prototype is a method for developing a highly viscous oil reservoir [3], which includes the construction of a horizontal producing well in the area of the sole of the producing formation, horizontal injection well above the horizontal producing well, injection of coolant into the injection well and selection of production from the formation producing well.

Недостатком известного способа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная неоправданно большим расходом рабочего агента вследствие единовременности закачки (рабочего агента) по всей длине горизонтальной части ствола скважины, сложность контроля и прогнозирования процесса внутрипластового горения и воздействия на процесс из-за неопределенности границ и масштабов процесса, неопределяемых объемов породы одновременно в него (процесс горения) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за хаотичного, с неопределяемым и нерегулируемым местоположением закоксовывания горизонтального участка ствола добывающей скважины.The disadvantage of this method [3] is the unsatisfactory efficiency (effectiveness) of the process of extracting oil from the oil reservoir, due to the unreasonably high consumption of the working agent due to the simultaneous injection (working agent) along the entire length of the horizontal part of the wellbore, the complexity of monitoring and predicting the process of in-situ combustion and exposure on the process due to the uncertainty of the boundaries and scale of the process, undetectable volumes of rock simultaneously into it (burning process ) Involved, the difficulty of oil withdrawal due to chaotic, with undetectable and unregulated location coking horizontal section of the production well bore.

Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности и результативности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта (повышение извлекаемой доли содержащегося в продуктивном пласте углеводородного флюида) породы, повышение объема добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, обеспечение инициирования, поддержания, контроля и регулирования внутрипластового горения углеводородного флюида продуктивного пласта и прогрева горных пород.The aim of the invention is to increase the efficiency and effectiveness of the process of fluid extraction from the reservoir (increasing the extracted fraction of the hydrocarbon fluid contained in the reservoir), increasing the production of hydrocarbon energy carriers - fluids, ensuring the initiation, maintenance, monitoring and regulation of in-situ combustion of hydrocarbon fluid of the reservoir and heating rocks.

Цели достигают тем, что осуществляют строительство в пласте эквидистантно на одной глубине горизонтальных добывающих скважин в области подошвы продуктивного пласта породы, и горизонтальной нагнетательной скважины на той же глубине в противоположном к добывающим горизонтальным скважинам направлении. При этом все скважины бурят эквидистантно. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов. В колонне труб участок с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами. Затем в нагнетательную скважину через трубу с отверстиями производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают пласт до температуры самовоспламенения содержащегося в пласте флюида. При этом происходит разжижение флюида с повышением его текучести. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент и поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающих скважин доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и призабойных зонах скважин, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения температуры и расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья нагнетательной скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. В отработанный интервал производят закачку водоизолирующего интервала для ликвидации преждевременного прорыва кислородосодержащего агента к забоям добывающих скважин. Для рационализации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью попарно расположенных добывающих и нагнетательных скважин.The goals are achieved by constructing in the formation equidistantly at the same depth of horizontal production wells in the area of the bottom of the productive formation, and a horizontal injection well at the same depth in the opposite direction to the horizontal production wells. At the same time, all wells are drilled equidistantly. A pipe string with a plugged end and openings for injecting working agents at the end portion is lowered into the injection well. In the pipe string, the area with holes on both sides is limited by packers. Then, a heated working agent is pumped into the injection well through the hole with holes in the reservoir and the reservoir is heated to the temperature of self-ignition of the fluid contained in the reservoir. In this case, fluid liquefaction occurs with an increase in its fluidity. Replace the inert working agent with an oxygen-containing working agent and ignite the hydrocarbon fluid in the formation. Tracking and maintaining the conditions of conservation and propagation of the combustion front, the formation is heated between the wells, in the region of the horizontal section of the producing wells, the temperature of the section is brought to the temperature of the fluidity state of the hydrocarbon fluid and the heated product is selected. In this case, using the temperature and pressure control device, the intensity of the combustion and heating of the formation in the inter-well and bottom-hole zones of the wells is monitored, and the formation temperature is maintained within the necessary framework by changing the temperature and flow rate of the supplied working agent. After the reservoir zone is completely developed within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped, the pipe with holes and two limiting packers is moved in the direction of the mouth of the injection well for at least a distance between the packers, the packers are brought into operation and continue working the next zones of the reservoir, working out the entire horizontal section of the injection well. A water isolating interval is injected into the worked out interval to eliminate premature breakthrough of the oxygen-containing agent to the faces of production wells. To rationalize the development process and increase the production of hydrocarbon fluids, the field is covered with a network of production and injection wells located in pairs.

Далее приведен проиллюстрированный Фиг. 1, Фиг. 2 и Фиг. 3 пример осуществления заявляемого способа для добычи углеводородных флюидов из продуктивного, например - нефтеносного, пласта месторождения.The following is an illustrated FIG. 1, FIG. 2 and FIG. 3 is an example implementation of the proposed method for the production of hydrocarbon fluids from a productive, for example, oil-bearing, reservoir.

На Фиг. 1 показана схема реализации заявляемого способа, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2,3 - горизонтальные добывающие скважины; 4 - продуктивный (флюидоносный) пласт породы; 11 - кровля продуктивного пласта; 12 - подошва продуктивного пласта; 13 - земная поверхность.In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the proposed method, where: 1 - horizontal injection well; 2,3 - horizontal production wells; 4 - productive (fluid-bearing) layer of the rock; 11 - the roof of the reservoir; 12 - the bottom of the reservoir; 13 - the earth's surface.

На Фиг. 2 показано вертикальное сечение А-А (по Фиг. 1) разрабатываемого заявляемым способом продуктивного пласта месторождения, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2, 3 - горизонтальные добывающие скважины; 4 - продуктивный пласт породы; 5 - колонна труб для подачи рабочего агента; 8 - фронт распространения температуры (направление распространения тепла); 9 - фронт горения; 10 - устройство контроля температуры и давления; 11 - кровля продуктивного пласта; 12 - подошва продуктивного пласта.In FIG. 2 shows a vertical section AA (in FIG. 1) of a productive formation of a field being developed by the claimed method, where: 1 is a horizontal injection well; 2, 3 - horizontal production wells; 4 - productive layer of the rock; 5 - pipe string for supplying a working agent; 8 - temperature propagation front (heat propagation direction); 9 - combustion front; 10 - temperature and pressure control device; 11 - the roof of the reservoir; 12 - the bottom of the reservoir.

На Фиг. 3 показано горизонтальное сечение Б-Б (по Фиг. 1) разрабатываемого заявляемым способом продуктивного пласта месторождения, где: 1 - горизонтальная нагнетательная скважина; 2, 3 -горизонтальные добывающие скважины; 4 - продуктивный (нефтеносный) пласт породы; 5 - колонна труб для подачи рабочего агента; 6 - отверстия в колонне труб; 7 - пакерующие устройства (пакеры); 8 - волны распространения температуры (направление распространения тепла); 9 - фронт горения; 10 - устройство контроля температуры и давления.In FIG. 3 shows a horizontal section B-B (according to Fig. 1) developed by the claimed method of the productive formation of the field, where: 1 - horizontal injection well; 2, 3 - horizontal production wells; 4 - productive (oil) layer of the rock; 5 - pipe string for supplying a working agent; 6 - holes in the pipe string; 7 - packer devices (packers); 8 - temperature propagation waves (direction of heat propagation); 9 - combustion front; 10 - temperature and pressure control device.

На нефтеносном участке (Фиг. 1 и Фиг. 2) над подошвой 12 продуктивного пласта эквидистантно друг другу, на одной глубине, на экспериментально определяемом по горизонтали расстоянии L, например L=100…150 м, бурят горизонтальные добывающие скважины 2, 3. Расстояние L между скважинами выбирают исходя из проницаемости пласта - большее расстояние между скважинами устанавливают при высокой проницаемости продуктивного пласта. Проницаемость определяют по результатам исследования кернов породы, извлекаемых при бурении. Между двух добывающих скважин 2, 3 на одинаковом расстоянии от них, эквидистантно им (добывающим скважинам), в противоположном направлении и на той же глубине, например - с одной буровой площадки, бурят горизонтальную нагнетательную скважину 1. Добывающие скважины 2, 3 по всей длине горизонтального участка оснащают устройствами контроля температуры 10 и давления, например - термопарами или оптоволоконными кабелями для измерения температуры, манометрами для измерения давления. Горизонтальные участки добывающих скважин 2, 3 перфорируют общеизвестными способами.In the oil-bearing area (Fig. 1 and Fig. 2) above the sole 12 of the reservoir, they are equidistant to each other, at the same depth, at a horizontal distance L experimentally determined horizontally, for example L = 100 ... 150 m, horizontal production wells 2, 3 are drilled. Distance L between wells is selected based on the permeability of the formation - a greater distance between the wells is set at high permeability of the reservoir. Permeability is determined by the results of a study of core cores extracted during drilling. Between two production wells 2, 3 at the same distance from them, equidistant to them (production wells), in the opposite direction and at the same depth, for example, from one drilling site, a horizontal injection well is drilled 1. Production wells 2, 3 along the entire length horizontal section equipped with temperature control devices 10 and pressure, for example - thermocouples or fiber optic cables for measuring temperature, pressure gauges for measuring pressure. Horizontal sections of production wells 2, 3 are perforated by well-known methods.

Далее приведен пример способа разработки.The following is an example of a development method.

В нагнетательную скважину 1 опускают колонну труб 5 с заглушенным концом, с выполненными на концевом участке, произвольной формы и порядка отверстиями 6. Отверстия используют для закачки рабочих агентов. При этом суммарная площадь сечения отверстий (в стенках трубы 5) составляет не менее 1/5 площади сечения труб 5. Отверстия 6 с двух сторон вдоль трубы 5 ограничивают пакерующими устройствами (далее по тексту - пакерами) 7. Расстояние между пакерами 7 варьируют, например - в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств нефтеносной породы, например - при низкой проницаемости продуктивного пласта выбирают меньшее расстояние между пакерами. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.In the injection well 1, the pipe string 5 is lowered with a plugged end, with holes 6 made at the end section of arbitrary shape and order 6. Holes are used to pump working agents. Moreover, the total cross-sectional area of the holes (in the walls of the pipe 5) is not less than 1/5 of the cross-sectional area of the pipes 5. The openings 6 on both sides along the pipe 5 are limited by packing devices (hereinafter referred to as packers) 7. The distance between the packers 7 vary, for example - in the range from 5 to 50 m, and the distance is chosen experimentally, based on the properties of the oil-bearing rock, for example, when the permeability of the reservoir is low, a smaller distance between the packers is chosen. After completion of the above work, the wells are ready for operation.

В межпакерный интервал горизонтальной нагнетательной скважины 1 производят закачку рабочего агента, например - инертного газа, с температурой, обеспечивающей самовоспламенение углеводородных флюидов продуктивного пласта 4, например - плюс 300°С. Геофизические свойства пластовой породы, свойства внутрипластового флюида, например - его температуру самовоспламенения, вязкость, определяют экспериментально, с использованием содержимого извлеченного при бурении кернов.In the interpacker interval of the horizontal injection well 1, a working agent, for example, an inert gas, is injected with a temperature that ensures self-ignition of the hydrocarbon fluids of the reservoir 4, for example, plus 300 ° C. The geophysical properties of the reservoir rock, the properties of the in-situ fluid, for example, its autoignition temperature, viscosity, are determined experimentally using the contents of the cores extracted during drilling.

Производят прогрев призабойной зоны нагнетательной скважины путем закачки нагретых инертных рабочих агентов, например - продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающими скважинами и доводят (закачкой горячего инертного рабочего агента) температуру участка пласта между добывающими и нагнетательной скважинами до температуры самовоспламенения флюида.The bottom-hole zone of the injection well is heated by injecting heated inert working agents, for example, the combustion products of an aircraft engine that has developed an air resource, create a hydrodynamic connection between the injection and producing wells and adjust the temperature of the formation section between the producing and injection wells by injection of a hot inert working agent to the temperature of self-ignition fluid.

При этом происходит снижение вязкости флюида, например - нефти. Затем, после достижения в нефтеносном пласте температуры самовоспламенения, производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например - атмосферный воздух (содержащий окислитель - кислород). После замены инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент возникает горение содержащегося в продуктивном пласте флюида. Горение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода воздуха. От очага горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15…17%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло, продукты сгорания и повышая внутрипластовое давление. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородным флюидом, например - высоковязкой нефтью. Невыгоревшая, оставшаяся в пласте доля флюида является добываемым полезным продуктом, объектом добычи.In this case, a decrease in the viscosity of the fluid, for example, oil, occurs. Then, after the auto-ignition temperature is reached in the oil-bearing formation, the inert working agent injected into the formation is replaced with a working agent containing an oxidizing agent, for example, atmospheric air (containing an oxidizing agent - oxygen). After replacing an inert working agent with an oxygen-containing working agent, combustion of the fluid contained in the reservoir is generated. The combustion of the fluid occurs when an oxidizing agent, such as atmospheric oxygen, enters the combustion zone. The combustion front and heat waves propagate from the burning center over the formation. A certain fraction, for example 15 ... 17%, of the fluid contained in the formation burns out, releasing heat, combustion products and increasing in-situ pressure. The reservoir area is heated with the hydrocarbon fluid in the reservoir, for example, high-viscosity oil. The unburned, remaining in the reservoir fluid fraction is a mined useful product, an object of production.

Так как в пласте содержится пластовая вода, то в процессе внутрипластового горения вода превращается в пар. Образующийся пар продвигается по пласту, при этом в кровельной части пласта образуется паровая камера.Since formation water is contained in the formation, in the process of in-situ combustion, water turns into steam. The generated steam moves along the formation, while a vapor chamber is formed in the roofing part of the formation.

По мере нагрева и снижения вязкости флюида, например - высоковязкой нефти, повышается его текучесть, флюид стекает вниз и накапливается у подошвы пласта, в зоне расположения горизонтальных участков добывающих скважин 2, 3 (Фиг. 2 и 3). В районе горизонтального участка добывающих скважин 2, 3 производят отбор нагретого продукта (добычу), например - нефти.As heating and lowering the viscosity of the fluid, for example, highly viscous oil, its fluidity increases, the fluid flows down and accumulates at the bottom of the reservoir, in the area of horizontal sections of production wells 2, 3 (Fig. 2 and 3). In the area of the horizontal section of producing wells 2, 3, the selection of the heated product (production) is carried out, for example, oil.

Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют (Фиг. 3) с использованием устройств контроля температуры 10 и давления, например - термопар и манометров, в добывающих скважинах. При горении управление интенсивностью внутрипластового горения и пластовой температуры в необходимых рамках (обеспечивающих текучесть флюида при сохранности скважинного оборудования) осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например - с содержанием кислорода.Monitoring the heating of the interwell and adjacent spaces is carried out (Fig. 3) using temperature and pressure control devices 10, for example, thermocouples and manometers, in production wells. During combustion, the control of the in-situ combustion rate and formation temperature in the necessary framework (ensuring fluid fluidity while maintaining downhole equipment) is controlled by changing the flow rate of the supplied working agents, for example, with oxygen content.

После полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров, закачку (в пласт) рабочего агента с содержанием кислорода временно прекращают. Затем (Фиг. 3) трубу 5 с отверстиями 6 и ограничивающими участок расположения отверстий 6 пакерами 7 передвигают в направлении устья нагнетательной скважины 1, например - на длину расстояния между пакерами (расстояние между пакерами 7 варьируют, например - в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств нефтеносной породы, например - при низкой проницаемости продуктивного пласта выбирают меньшее расстояние между пакерами).After the complete development of the zone of the productive formation within the first step of installing the packers, the injection (into the formation) of the working agent with oxygen content is temporarily stopped. Then (Fig. 3) the pipe 5 with holes 6 and the packers 7 bounding the location of the holes 6 is moved in the direction of the mouth of the injection well 1, for example, by the distance between the packers (the distance between the packers 7 varies, for example, in the range from 5 to 50 m moreover, the distance is chosen experimentally, based on the properties of the oil-bearing rock, for example, when the permeability of the reservoir is low, a smaller distance between the packers is chosen).

Пакеры 7 (Фиг. 3) вновь приводят в рабочее состояние (устанавливают как в начале работы) и по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. Устройством контроля температуры и давления 10 осуществляют контроль направления распространения тепла 8 и распространения фронта горения 9. При прохождении фронта горения 9 через объем породы, например - заключенной в объеме на 20 м длины пути продвижения фронта горения, считают, что запасы нефти в данном объеме выработаны.Packers 7 (Fig. 3) again bring into working condition (set as at the beginning of work) and, according to the above scheme, continue to develop the next zone of the reservoir. The temperature and pressure control device 10 controls the direction of heat propagation 8 and the propagation of the combustion front 9. When the combustion front 9 passes through the rock volume, for example, which is contained in the volume of the path of the combustion front propagation over a 20 m length, it is believed that the oil reserves in this volume are depleted .

После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка пласта, например - на расстоянии 20 м вдоль горизонтальной добывающей скважины, производят приостановку закачки рабочих агентов. В выгоревший участок пласта производят закачку водоизолирующего состава, для ликвидации преждевременного прорыва кислородосодержащего агента к забоям добывающих скважин. Перемещают колонну труб 5 в направлении устья добывающих скважин 2, 3, например - на 0,5…2,0 изначального расстояния между пакерами 7 (Фиг. 3). Затем возобновляют закачку рабочих агентов по описанному выше алгоритму, свойственному началу работы.After the development of oil reserves in the volume of the burned-out section of the reservoir, for example, at a distance of 20 m along the horizontal producing well, the injection of working agents is suspended. A water-insulating composition is injected into the burned-out section of the formation to eliminate the premature breakthrough of the oxygen-containing agent to the faces of production wells. The pipe string 5 is moved in the direction of the mouth of the production wells 2, 3, for example, by 0.5 ... 2.0 of the initial distance between the packers 7 (Fig. 3). Then, the download of the working agents is resumed according to the algorithm described above, which is characteristic of the beginning of work.

Подобные действия выполняют до полного извлечения (полной выработки) запасов имеющихся в пласте породы флюидов, например - высоковязкой нефти, на всем протяжении горизонтального участка нагнетательной скважины 1. При этом достигается предельно полная (максимально эффективная) выработка объема межскважинного и ближайшего прилегающего пространства продуктивного пласта 4, с добычей максимально возможного количества пластового флюида, например - нефти, содержащегося в охваченном процессом объеме нефтеносного пласта.Such actions are carried out until the complete extraction (full production) of reserves of fluids available in the formation, for example, highly viscous oil, throughout the horizontal section of injection well 1. At the same time, extremely complete (maximum efficient) production of the volume of the inter-well and the nearest adjacent space of the productive formation is achieved 4 , with the production of the maximum possible amount of reservoir fluid, for example, oil contained in the process volume of the oil reservoir.

Применение предлагаемого способа существенно ускоряет флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано преимущественно при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов.The application of the proposed method significantly accelerates the fluid recovery of hydrocarbon deposits and can be used mainly in the development of deposits of highly viscous oil and natural bitumen.

За счет воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла происходит понижение вязкости и повышение текучести флюидов, например - тяжелых, высоковязких нефтей и/или природных битумов. За счет выделяющихся продуктов горения и образующегося из пластовой воды пара повышается внутрипластовое давление, выдавливающее флюид к забоям добывающих скважин. Повышение внутрипластового давления, понижение вязкости и повышение текучести способствуют извлечению из пласта трудноизвлекаемых флюидов, например - высоковязкой нефти и/или природного битума. При этом используется последовательная, пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием при каждом шаге операций необходимых условий горения, например - температуры горящего пласта, пространственного положения фронта горения. К тому же, заявляемое изобретение способствует сокращению времени (до двукратного) на осуществление операций.Due to the influence of heat generated during in-situ combustion, viscosity decreases and fluidity increases, for example, heavy, highly viscous oils and / or natural bitumen. Due to the released combustion products and the steam generated from the formation water, the in-situ pressure increases, squeezing the fluid out to the bottom of the producing wells. Increasing in-situ pressure, lowering viscosity and increasing fluidity contribute to the recovery of hard-to-recover fluids from the formation, for example, high-viscosity oil and / or natural bitumen. In this case, a sequential, step-by-step mining of the entire formation is used with monitoring and maintaining at each step of the operations the necessary combustion conditions, for example, the temperature of the burning formation, the spatial position of the combustion front. In addition, the claimed invention helps to reduce the time (up to two) for operations.

Применение заявляемого способа возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и в комплексе с осуществленными ранее способами разработки, например - с применением закачки пара и иных рабочих агентов, с использованием уже имеющихся скважин.The application of the proposed method is possible both independently with the drilling of new wells, and in combination with previously implemented development methods, for example, using steam injection and other working agents, using existing wells.

Применение заявляемого способа способствует повышению извлекаемой доли углеводородного флюида (флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе - высоковязких нефтей, природных битумов.The application of the proposed method helps to increase the recoverable share of hydrocarbon fluid (fluid recovery) from fields of hard-to-recover hydrocarbons, including high-viscosity oils, natural bitumen.

Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных месторождений углеводородного сырья, но неэксплуатируемых из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида, повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.An example implementation of the invention shows its usefulness for the development of currently explored deposits of hydrocarbon materials, but not exploited due to the high cost of extracting viscous fluid, increasing the profitability of currently developed fields of high viscosity oil and natural bitumen.

Предлагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.The present invention satisfies the criteria of novelty, since when determining the level of technology, no means have been found that have characteristics that are identical (that is, matching the functions performed by them and the form in which these signs are performed) to all the signs listed in the claims, including the purpose of the application.

Способ имеет изобретательский уровень, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.The method has an inventive step, because no technical solutions have been identified that have features that match the distinguishing features of this invention, and the popularity of the influence of distinctive features on the specified technical result has not been established.

Заявленное техническое решение с использованием известного нефтепромыслового оборудования можно реализовать в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых - углеводородных энергоносителей. Это соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям.The claimed technical solution using well-known oilfield equipment can be implemented in industrial production for the extraction of minerals - hydrocarbon energy carriers. This meets the criterion of "industrial applicability" presented to the invention.

Использованные источникиUsed sources

1. Патент РФ №2287677, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 16.12.2005. Опубл. 20.11.2006. Описание патента.1. RF patent №2287677, IPC ЕВВ 43/24. Priority dated December 16, 2005. Publ. 11/20/2006. Patent Description

2. Патент РФ №2415260, МПК Е21В 43/243. Приоритет от 27.02.2007. Опубл. 27.03.2011. Описание патента.2. RF patent No. 2415260, IPC ЕВВ 43/243. Priority from 02.27.2007. Publ. 03/27/2011. Patent Description

3. Патент РФ №2425969, МПК Е21В 43/24. Приоритет от 18.08.2010. Опубл. 10.08.2011. Описание патента.3. RF patent No. 2425969, IPC ЕВВ 43/24. Priority from 08/18/2010. Publ. 08/10/2011. Patent Description

Claims

1. A method of developing a reservoir of hydrocarbon fluids, including the construction of a horizontal production well, an injection horizontal well, characterized in that a second horizontal production well is drilled parallel to the first horizontal production well at the same depth and in the same direction with the first horizontal production well, between them parallel and they equidistantly drill a horizontal injection well at the same depth and in the opposite direction, lower the columns into the injection well for pipes with a plugged end and openings for injecting working agents at the end section, the pipe section with openings at both ends is limited by packers based on the properties of the oil-bearing rock, the heated working agent is pumped into the reservoir, the reservoir is heated to the self-ignition temperature of the in-situ hydrocarbon fluid replace the inert working agent with an oxygen-containing working agent, set fire to the hydrocarbon fluid in the formation, monitoring and maintaining conditions with protection and propagation of the combustion front warm the formation between the wells, in the area of the horizontal section of production wells, bring the temperature of the section to the temperature of the fluidity state of the hydrocarbon fluid and select the heated product, while using the temperature and pressure control device, control the intensity of the combustion and heating of the formation in inter-well and bottom-hole zones of wells, and the maintenance of reservoir temperature in the necessary framework is carried out by changing those temperature and flow rate of the supplied working agent, after the full development of the reservoir zone within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped, the pipe with holes and two limiting packers are moved in the direction of the mouths of the injection well not less than the distance between the packers, the packers lead into working condition and continue to develop the next zone of the reservoir, working out the entire horizontal section of the injection well, in the worked-out interval zvodyat download water shutoff composition.

2. The method according to p. 1, characterized in that to rationalize the development process and increase the production of hydrocarbon fluids, the field is covered with a network of well triples located above.