RU2615554C1

RU2615554C1 - Method of hydrocarbon fluid pool development under thermal stimulation

Info

Publication number: RU2615554C1
Application number: RU2016114244A
Authority: RU
Inventors: Данис Карлович Нургалиев; Дмитрий Анатольевич Шапошников; Динис Ренатович Исаков; Руслан Ильдарович Хафизов; Рамиль Хабутдинович Низаев
Priority date: 2016-04-12
Filing date: 2016-04-12
Publication date: 2017-04-05

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: in the process of hydrocarbon fluids pool development that includes construction of a recovery horizontal well over the sole of the productive formation, in parallel to the recovery horizontal well in one direction and at the same depth the second recovery horizontal well is constructed, the injection horizontal well is made double-hole and constructed between the recovery horizontal wells in parallel and in the opposite direction, where the the lower hole of the horizontal double-hole injection well is at the same depth as the recovery horizontal wells, and the upper hole of the horizontal double-hole injection well is located over the lower hole. A pipe string with a plugged end and openings on the end part for injection of working substance is lowered into each injection well hole. The pipe section with openings on both ends is bound with packers, heated working substance is injectected into the productive formation, the productive formation is heated up to the ignition temperature of the in-situ hydrocarbon fluid, rare working substance is replaced with an oxygen-containing working substance, the hydrocarbon fluid is ignited in the formation. The formation is heated up between wells tracking and maintaining the conditions to preserve and propagate the combustion front. In the area of the horizontal section of the recovery wells the section temperature is brought up to the yield of the hydrocarbon fluid, the heated product is selected, while the intensity of the formation combustion and heating process in the inter-well and the surrounding space is controlled with the temperature and pressure monitoring devices, the formation temperature is maintained within the required limits by changing the feed rate of the supplied working substance. The working substance injection is suspended after the productive formation zone is completely exhausted within the first step of the packers installation, the pipe with openings and two bounding packers is transferred towards the recovery wells mouths for at least the distance between the packers, the packers are brought into operation and refinement of the next productive formation zone is resumed working through the entire horizontal part of the injection well, waterproofing sealant is injected into the exhausted formation.

EFFECT: increase production of hydrocarbon energy resources, ensuring control and regulation of in-situ combustion and heating of rock formation.

2 cl, 2 dwg, 1 ex

Description

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 invention relates to the field of mining, 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 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 invention in technical essence, the prototype is a method for developing a highly viscous oil deposit [3], which includes constructing a producing horizontal well in the area of the sole of the producing formation, a horizontal injection well above the producing horizontal well, pumping coolant into the injection well, and selecting production from the producing wells.

Недостатком известного способа [3] является неудовлетворительная эффективность (результативность) процесса извлечения нефти из нефтеносного пласта породы, обусловленная необходимостью расходования большого количества рабочего агента для закачки по всей длине горизонтальной части ствола единовременно, сложность прогнозирования подземного распространения фронта горения из-за неопределенности границ и масштабов процесса, сложность контроля процесса горения и воздействия на процесс из-за неопределяемых объемов породы одновременно в него (процесс) вовлеченных, затруднительность отбора нефти из-за непоследовательного (в хаотичной последовательности, с неопределяемым и нерегулируемым местоположением) закоксовывания горизонтального участка ствола.The disadvantage of this method [3] is the unsatisfactory efficiency (effectiveness) of the process of extracting oil from the oil reservoir, due to the need to spend a large amount of working agent for injection along the entire length of the horizontal part of the barrel at a time, the difficulty of predicting the underground distribution of the combustion front due to the uncertainty of boundaries and scales process, the complexity of controlling the combustion process and the impact on the process due to undetectable volumes of rock at the same time him (the process) involved, the difficulty of oil selection due to inconsistent (in a chaotic sequence, with an undetectable and unregulated location) coking of the horizontal section of the trunk.

Целью изобретения является повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта (повышение флюидоотдачи пласта) породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, например - высоковязких нефтей и природных битумов, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород.The aim of the invention is to increase the efficiency of the process of fluid extraction from the fluid-bearing formation (increasing the fluid recovery of the formation) of the rock and increase the production of hydrocarbon energy carriers - fluids, for example, high-viscosity oils and natural bitumen, providing control and regulation of in-situ combustion and heating of rocks.

Цель достигают заявленным способом разработки залежи углеводородных флюидов, включающем строительство добывающей горизонтальной скважины над подошвой продуктивного пласта, нагнетательной горизонтальной скважины, характеризующемся тем, что параллельно добывающей горизонтальной скважине в одном направлении и на одинаковой глубине строят вторую горизонтальную добывающую скважину, нагнетательную горизонтальную скважину выполняют двухствольной и строят между добывающими горизонтальными скважинами параллельно и в противоположном направлении, причем нижний ствол горизонтальной двухствольной нагнетательной скважины располагают на одинаковой глубине с горизонтальными добывающими скважинами, а верхний ствол горизонтальной двухствольной нагнетательной скважины располагают над нижним стволом, в каждый ствол нагнетательной скважины опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, 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 прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения 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 устьев добывающих скважин 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 состава. Способ, характеризующийся тем, что для рационализации процесса разработки и повышения объемов добычи углеводородных флюидов месторождение покрывают сетью расположенных как указано выше троек скважин.The goal is achieved by the claimed method of developing a hydrocarbon fluid reservoir, including the construction of a horizontal production well above the bottom of the reservoir, an injection horizontal well, characterized in that a second horizontal production well is built in parallel to the horizontal production well in the same depth and the horizontal depth is built, the horizontal injection well is double-barrel and build between producing horizontal wells in parallel and in the opposite direction, with the lower barrel of the horizontal double-barrel injection well being at the same depth as the horizontal producing wells, and the upper barrel of the horizontal double-barrel injection well is located above the lower barrel, a pipe string is lowered into each barrel of the injection well with a plugged end and openings for injection of working holes on the end section agents, the pipe section with holes at both ends is limited by packers, the heated working agent is pumped into inductive reservoir, warm the reservoir to the 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 reservoir, monitoring and maintaining the conditions for the conservation and propagation of the combustion front, warm the reservoir between the wells, in the area of the horizontal section of production wells adjust the temperature of the site to the temperature of the fluidity state of the hydrocarbon fluid and select the heated product, p In this case, using a temperature and pressure control device, the intensity of the combustion and heating of the formation in the interwell and adjacent space is monitored, and the formation temperature is maintained within the necessary framework by changing the flow rate of the supplied working agent, after the zone of the productive formation is fully developed within the first installation step packers, the injection of working agents is temporarily stopped, the pipe is moved with holes and with two limiting packers in the direction of the mouths production wells not less than the distance between the packers, the packers are brought into working condition and they continue to work out the next zone of the reservoir, working out the entire horizontal section of the injection well, and the waterproofing composition is pumped into the worked interval. The method, characterized in that in order to rationalize the development process and increase the production of hydrocarbon fluids, the field is covered with a network of well triples located above.

Далее приведен пример осуществления заявленного способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта породы месторождения, который иллюстрируют фиг. 1 и 2.The following is an example implementation of the inventive method for producing hydrocarbon fluids from an oil reservoir of a field rock, which is illustrated in FIG. 1 and 2.

На фиг. 1 показана схема реализации заявленного способа, где: 1 - двухствольная горизонтальная нагнетательная скважина; 2, 3 - горизонтальная добывающая скважина; 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. 1 shows a diagram of the implementation of the claimed method, where: 1 - double-bar horizontal injection well; 2, 3 - horizontal production well; 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 фиг. 2 показано вертикальное сечение А-А (фиг. 1) разрабатываемого заявленным способом продуктивного пласта месторождения, где: 1 - двухствольная горизонтальная нагнетательная скважина; 2, 3 - горизонтальная добывающая скважина; 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; 11 - подошва продуктивного пласта; 12 - кровля продуктивного пласта.In FIG. 2 shows a vertical section A-A (FIG. 1) of a productive formation of a field being developed by the claimed method, where: 1 is a double-well horizontal injection well; 2, 3 - horizontal production well; 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; 11 - the bottom of the reservoir; 12 - the roof of the reservoir.

На нефтеносном участке над подошвой продуктивного пласта бурят горизонтальные добывающие скважины 2, 3. На некотором экспериментально определяемом по горизонтали, например 20-80 м, между добывающими скважинами расстоянии, параллельно им (добывающим скважинам), в противоположном направлении и на одной глубине, бурят другую двухствольную горизонтальную нагнетательную скважину 1. Расстояние между скважинами выбирают исходя из проницаемости пласта - большее расстояние между скважинами устанавливают при высокой проницаемости продуктивного пласта. Проницаемость определяют по результатам исследования керна породы, извлекаемой при бурении. Добывающую скважину оборудуют по всей длине горизонтального участка устройствами контроля температуры 10 и давления.Horizontal production wells 2, 3 are drilled at the oil-bearing area above the bottom of the reservoir, At a distance experimentally determined horizontally, for example 20-80 m, between production wells, parallel to them (production wells), in the opposite direction and at the same depth, they drill another double-barrel horizontal injection well 1. The distance between the wells is selected based on the permeability of the formation - a greater distance between the wells is set at high permeability of the productive fin. Permeability is determined by the results of the study of the core of the rock extracted during drilling. The producing well is equipped along the entire length of the horizontal section with temperature and pressure control devices 10.

Затем в нагнетательную скважину 1 опускают в каждый ствол колонну труб 5 с заглушенным концом, с выполненными на концевом участке отверстиями 6, произвольной формы и порядка, 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 сверху и снизу ограничивают пакерующими устройствами 7, например расстояние между пакерующими устройствами 7 (далее по тексту - пакерами) варьируют в диапазоне от 5 до 50 м, причем расстояние выбирают экспериментально, исходя из свойств нефтеносной породы, например разновидности породы (доломиты, песчаники, алевролиты), ее проницаемости, теплоемкости. После завершения вышеперечисленных работ скважины готовы к эксплуатации.Then, into the injection well 1, a pipe string 5 with a plugged end, with holes 6 made at the end portion, of arbitrary shape and order, for pumping working agents, is lowered into each barrel. In this case, the total cross-sectional area of the holes (in the walls of the pipe 5) is at least 1/5 of the cross-sectional area of the pipes 5. The openings 6 are limited from above and below by packers 7, for example, the distance between the packers 7 (hereinafter referred to as packers) varies from 5 to 50 m, and the distance is chosen experimentally, based on the properties of the oil-bearing rock, for example, a variety of rock (dolomites, sandstones, siltstones), its permeability, heat capacity. After completion of the above work, the wells are ready for operation.

После подготовки скважин 1 и 2, 3 к эксплуатации в продуктивный пласт 4 производят закачку рабочего агента, например инертного газа, с температурой, обеспечивающей прогрев продуктивного пласта 4 до значений, при которых начинается внутрипластовое горение, например 200°C. Температуру начала внутрипластового горения содержащегося в пласте углеводородного флюида для конкретного случая определяют экспериментально, например путем лабораторного моделирования, с использованием содержимого извлеченного при бурении керна из нефтеносного пласта породы и свойств содержащегося в керне флюида, например его (флюида) температуры воспламенения, вязкости, плотности, теплоемкости, геофизических свойств пластовой породы.After preparing wells 1 and 2, 3 for operation, a working agent, for example, inert gas, is injected into the producing formation 4 with a temperature ensuring heating of the producing formation 4 to values at which in-situ combustion begins, for example, 200 ° C. The temperature of the onset of in-situ combustion of the hydrocarbon fluid contained in the formation for a specific case is determined experimentally, for example, by laboratory modeling, using the contents of the core extracted from the oil reservoir and the properties of the fluid contained in the core, for example, its (fluid) ignition temperature, viscosity, density, heat capacity, geophysical properties of the reservoir rock.

Производят прогрев призабойной зоны нагнетательной скважины посредством подачи нагретого инертного рабочего агента, например продуктов сгорания выработавшего воздушный ресурс авиадвигателя, создают гидродинамическую связь между скважинами и доводят (закачкой горячего рабочего агента) температуру участка пласта между добывающей и нагнетательной скважинами до температуры воспламенения флюида. При этом происходит снижение вязкости флюида, например нефти. Затем после достижения температуры воспламенения флюида в нефтеносном пласте производят замену закачиваемого в пласт инертного рабочего агента на содержащий окислитель рабочий агент, например на кислородосодержащий атмосферный воздух. После замены инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент в пласте возникает горение содержащегося там (в пласте) флюида. Горение флюида происходит при поступлении в зону горения окислителя, например кислорода. От источника горения по пласту распространяются фронт горения и тепловые волны. Некоторая доля, например 15%, содержащегося в пласте флюида выгорает, выделяя тепло. Участок пласта разогревается вместе с находящимся в пласте углеводородсодержащим флюидом, например высоковязкой нефтью. Невыгоревшая, оставшаяся в пласте доля флюида является объектом добычи, добываемым полезным продуктом.The bottom-hole zone of the injection well is heated by supplying a heated inert working agent, for example, combustion products of an aircraft engine that has developed an air resource, create a hydrodynamic connection between the wells and bring (by injection of a hot working agent) the temperature of the formation section between the producing and injection wells to the ignition temperature of the fluid. In this case, a decrease in the viscosity of the fluid, such as oil, occurs. Then, after reaching the ignition temperature of the fluid 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, oxygen-containing atmospheric air. After replacing an inert working agent with an oxygen-containing working agent, combustion of the fluid contained therein (in the formation) occurs in the formation. Fluid combustion occurs when an oxidizing agent, such as oxygen, enters the combustion zone. From the combustion source, the combustion front and heat waves propagate through the formation. A certain proportion, for example 15%, of the fluid contained in the formation burns out, generating heat. A section of the formation is heated with a hydrocarbon-containing fluid in the formation, for example, high viscosity oil. The unburned, remaining fraction of the fluid in the reservoir is an object of extraction produced by a useful product.

Так как в пласте содержится пластовая вода, то в процессе горения вода превращается в пар. Азотом воздуха созданный пар продвигается по пласту. Так как пар и азот имеют удельный вес меньше, чем нефть, то в кровельной части пласта образуется паровая камера. По мере нагрева и снижения вязкости флюида, например высоковязкая нефть, повышается его текучесть, и он стекает вниз за счет гравитационных сил, к подошве пласта, в зону расположения горизонтального участка добывающих скважин 2, 3.Since formation water is contained in the formation, the water turns into steam during the combustion process. Nitrogen air created by the vapor moves through the reservoir. Since steam and nitrogen have a specific gravity less than oil, a vapor chamber is formed in the roofing part of the formation. As the fluid heats up and viscosity decreases, for example, highly viscous oil, its fluidity increases, and it flows down due to gravitational forces to the bottom of the formation, in the area of the horizontal section of production wells 2, 3.

В районе горизонтального участка добывающих скважин 2, 3 производят отбор нагретого продукта (добычу), например нефти. Контроль разогрева межскважинного и прилегающего пространства осуществляют с использованием устройства контроля температуры 10 и давления, например термопар и манометров, в добывающей скважине. При горении в пласте контроль и регулирование пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемых рабочих агентов, например воздуха с содержанием кислорода и инертных газов. При распространении фронта горения после полной отработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров, закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу 5 с отверстиями 6 и с двух сторон ограничивающими участок расположения отверстий 6 пакерами в направлении устья нагнетательной скважины на длину расстояния между пакерами. Установив пакеры, по вышеописанной схеме продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта. В отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава для ликвидации прорыва кислородсодержащего агента к забоям добывающих скважин. Устройством контроля температуры 10 и давления 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.In the area of the horizontal section of production wells 2, 3, the selection of a heated product (production), for example oil, is performed. The heating of the interwell and adjacent spaces is controlled using a temperature and pressure monitoring device 10, such as thermocouples and pressure gauges, in the production well. When burning in the reservoir, the control and regulation of the reservoir temperature within the necessary framework is carried out by changing the flow rate of the supplied working agents, for example, air with oxygen and inert gases. When the combustion front spreads after the mining zone has been completely worked out within the first step of installing the packers, the injection of working agents is temporarily stopped. Then move the pipe 5 with holes 6 and on both sides restricting the location of the holes 6 by the packers in the direction of the mouth of the injection well by the distance between the packers. After installing the packers, according to the above scheme, they continue to develop the next zone of the reservoir. A water-insulating composition is injected into the worked out interval to eliminate the breakthrough of the oxygen-containing agent to the faces of the producing wells. 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, contained in the volume of 20 m of the path length of the combustion front advancement, it is believed that the oil reserves in this volume are exhausted.

После выработки запасов нефти в объеме выгоревшего участка пласта, например - на расстоянии 20 м вдоль горизонтальных добывающих скважин, производят приостановку закачки рабочих агентов. Перемещают колонну труб 4 в направлении устьев добывающих скважин 2, 3, например на 0,5-2,0 изначального расстояния между пакерами 7. 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 wells, the injection of working agents is suspended. The pipe string 4 is moved in the direction of the mouths of the production wells 2, 3, for example, by 0.5-2.0 of the initial distance between the packers 7. Then, the injection of working agents is resumed according to the algorithm described above, which is typical for starting 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. Для рациональной системы разработки углеводородных флюидов месторождения покрывают сетью расположенных добывающих и нагнетательных скважин.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. For a rational system for the development of hydrocarbon fluids, the fields are covered by a network of located production and injection wells.

Применение предложенного способа существенно повышает флюидоотдачу залежи углеводородного сырья и может быть использовано, например, при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов. Способ обеспечивает повышение флюидоотдачи - результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, в том числе способом, увеличивающим охват пласта горением, за счет чего (воздействия образующегося при внутрипластовом горении тепла) происходит понижение вязкости и повышение текучести залегающих тяжелых нефтей и битумов. Понижение вязкости и повышение текучести способствует извлечению трудноизвлекаемых флюидов, например тяжелых, высоковязких нефтей и природных битумов. При этом используется последовательная, пошаговая отработка всего пласта с контролем и поддержанием необходимых условий горения, например температуры горящего пласта, положения фронта горения, при каждом шаге операций. К тому же, предложенный способ выравнивает профиль распространения фронта горения и способствует понижению капитальных затрат за счет уменьшения количества возводимых буровых площадок до одной.The application of the proposed method significantly increases the fluid recovery of the hydrocarbon deposits and can be used, for example, in the development of deposits of high viscosity oil and natural bitumen. The method provides increased fluid recovery - the effectiveness of the process of displacing highly viscous fluids, including a method that increases the coverage of the formation by combustion, due to which (the effect of heat generated during in-situ combustion) there is a decrease in viscosity and an increase in the fluidity of heavy oil and bitumen. Lowering viscosity and increasing fluidity helps to recover hard-to-recover fluids, such as heavy, high-viscosity oils and natural bitumen. In this case, a sequential, step-by-step mining of the entire formation is used with monitoring and maintaining the necessary combustion conditions, for example, the temperature of the burning formation, the position of the combustion front, at each step of operations. In addition, the proposed method evens out the distribution profile of the combustion front and helps to reduce capital costs by reducing the number of constructed drilling sites to one.

Применение заявленного 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 claimed 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 заявленного способа способствует повышению коэффициента извлечения углеводородного флюида (повышению флюидоотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей, природных битумов.The application of the claimed method helps to increase the coefficient of hydrocarbon fluid extraction (increase fluid recovery) from fields of hard-to-recover hydrocarbons, including high-viscosity oils, natural bitumen.

Пример осуществления изобретения показывает его полезность для разработки ныне разведанных, но неэксплуатируемых месторождений углеводородного сырья, из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида, для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.An example embodiment of the invention shows its usefulness for the development of currently explored, but non-exploitable hydrocarbon deposits, due to the high cost of extracting viscous fluid, to increase the profitability of the currently developed fields of high viscosity oil and natural bitumen.

Заявленное техническое решение удовлетворяет критерию «новизна», 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 claimed technical solution meets the criterion 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.

Заявленное техническое решение удовлетворяет критерию «изобретательский уровень», поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.The claimed technical solution meets the criterion of "inventive step", because it has not been identified technical solutions that have features that match the distinguishing features of the invention, and the popularity of the influence of distinctive features on the specified technical result is not established.

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

Источники информацииInformation 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 hydrocarbon fluid reservoir, including the construction of a horizontal production well above the bottom of a productive formation, a horizontal injection well, characterized in that a second horizontal production well is built in parallel to the horizontal production well in the same depth and the horizontal depth is built, the horizontal injection well is double-bar and between producing horizontal wells in parallel and in the opposite direction, with the lower barrel a horizontal double-barrel injection well is placed at the same depth as horizontal producing wells, and the upper trunk of a horizontal double-barrel injection well is placed above the lower barrel, a pipe string with a plugged end and openings for pumping working agents at the end section is lowered, pipe section with the holes at both ends are limited by packers, the heated working agent is pumped into the reservoir, and the reservoir to the ignition temperature of the in-situ hydrocarbon fluid, the inert working agent is replaced by an oxygen-containing working agent, the hydrocarbon fluid is ignited in the reservoir, monitoring and maintaining the conditions of combustion front propagation and heating, the reservoir is heated between the wells, in the region of the horizontal section of production wells, the temperature of the section is brought the temperature of the fluidity state of the hydrocarbon fluid and produce a selection of the heated product, while using the device The temperature and pressure control system controls the intensity of the combustion and heating of the formation in the inter-well and adjacent space, and the formation temperature is maintained within the necessary framework by changing the flow rate of the working agent, after the reservoir zone is completely developed within the first step of installing the packers, the injection of working agents temporarily stop, move the pipe with holes and with two bounding packers in the direction of the mouths of the producing wells at least for the length of the distance between the packers, the packers are brought to a working state and continue to develop the next zone of the reservoir, working out the entire horizontal section of the injection well, and the waterproofing composition is pumped into the worked interval.

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.