RU2663532C1

RU2663532C1 - Method for developing high-viscosity oil

Info

Publication number: RU2663532C1
Application number: RU2017123956A
Authority: RU
Inventors: Марат Инкилапович Амерханов; Нияз Анисович Аслямов; Ильмира Фаритовна Гадельшина
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2017-10-23
Filing date: 2017-10-23
Publication date: 2018-08-07

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil industry. Method for developing high-viscosity oil includes the construction of pairs of horizontal production and injection wells above one another, as well as vertical observation wells, injection of coolant through injection wells with heating of the reservoir and creation of a steam chamber, product is extracted by steam-gravity drainage via production wells, steam chamber conditions being monitored. Development is carried out by adjusting the current size of the steam chamber by changing the volumes of injection of the coolant into the injection wells and taking the liquid out of the production wells with the control of the volume of the steam chamber. Construction in the zones of least warm-up between production wells is higher than the bottom of the formation or the water-oil contact level – WOC is not less than 2 m in the additional well, through which the coolant is pumped to create a thermodynamic connection with the nearest pairs of horizontal wells with the subsequent transfer to the selection of products. Above the additional well in the zone of the least warm-up, but at a distance that excludes the breakdown of the coolant, an additional injection well is constructed through which the coolant is pumped after the start of the extraction from the additional well in a volume that ensures uniform distribution of the steam chamber around the wells and maintaining the necessary temperature for the selection of products in the additional well.EFFECT: increase in extraction and sweep coverage by including in the development of unaffected zones, ensuring a uniform production of oil reserves with the maintenance of an optimum temperature for the selection of products in an additional well, a decrease in the steam oil ratio by a factor of 1_3, and a reduction in the costs of heating the reservoir.1 cl, 2 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.The invention relates to the oil industry, in particular to the development of deposits of highly viscous oil or bitumen under thermal effects of horizontal wells.

Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума (патент RU №2582256, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/22, опубл. Бюл. №11 от 24.04.2016), включающий строительство парных, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку месторождения нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами в паре в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними. Растворитель закачивают только через дополнительную скважину с интервалами по времени в зоны наименьшего прогрева. Контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева.A known method of developing deposits of highly viscous oil or bitumen (patent RU No. 2582256, IPC ЕВВ 43/24, ЕВВ 43/22, publ. Bull. No. 11 of 04/24/2016), including the construction of paired, located on top of each other horizontal production and injection wells as well as additional horizontal wells, pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber. An oil or bitumen field is developed by adjusting the current size of the steam chamber by changing the volume of coolant pumped into the injection wells and taking fluid from production wells with control of the volume of the steam chamber. Superheated steam or steam with an inert gas is used as a heat carrier. An additional well is built between the producing and injection wells in pairs in the range from 1/3 to 2/3 of the distance between them. The solvent is pumped only through an additional well at intervals in time into the zones of least heating. The state of the steam chamber is monitored by taking a thermogram in the producing horizontal well with additional determination of the zones of least heating.

Недостатком способа является технологическая сложность его реализации, в частности бурение между существующими горизонтальными стволами по вертикали дополнительной скважины с горизонтальным участком ствола, а также не охват добычей нижних краевых зон горизонтальных стволов парных скважин ряда.The disadvantage of this method is the technological complexity of its implementation, in particular drilling between existing horizontal shafts vertically of an additional well with a horizontal section of the well, as well as the lack of production of the lower boundary zones of the horizontal shafts of paired wells of a series.

Известен, также способ разработки залежи высоковязкой нефти и битумов (патент RU №2439305, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2012), включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, при этом на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельным горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.There is also known a method of developing a deposit of highly viscous oil and bitumen (patent RU No. 2439305, IPC ЕВВ 43/24, publ. Bull. No. 1 dated 01/10/2012), which includes the construction of a producing well with a horizontal section in the reservoir and an injection well with a profile parallel and similar to the profile of the producing well, but located above it in the same producing formation, pumping the coolant into the injection well and selecting production of the formation from the producing well, while at a distance of 180-200 m in the producing formation they drill a similar and a parallel pair of horizontal wells, with two lower production wells with horizontal sections parallel to the horizontal sections of production wells evenly between horizontal horizontal wells, and one upper production well with a horizontal section parallel to horizontal horizontal sections of injection wells between injection wells, after which all wells are used for pumping coolant in the form of superheated steam to create a gas-vapor chamber above the injection wells, after which the producing lower and upper wells are transferred under the selection of heated products.

Недостатками данного способа являются высокие материальные затраты на бурение дополнительных горизонтальных скважин без учета свойств пласта, распространения существующей паровой камеры и условий добычи, так же невозможно поддерживать оптимальную температуру для отбора из дополнительных добывающих скважин, так как при снижении температуры невозможно ее поддерживать увеличением закачки в нагнетательные скважины пара из-за риска прорыва в добывающие скважины.The disadvantages of this method are the high material costs for drilling additional horizontal wells without taking into account the properties of the formation, the distribution of the existing steam chamber and production conditions, it is also impossible to maintain the optimum temperature for selection from additional production wells, since when the temperature decreases, it is impossible to maintain it by increasing injection into injection wells steam wells due to the risk of a breakthrough into production wells.

Наиболее близким является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2531963, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2014), включающий бурение парных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта ВНК на 0,5-1 м. Дополнительно строят скважину между ближайшими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины, как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем через дополнительные скважины до создания термогидродинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом.The closest is a method of developing a highly viscous oil reservoir (patent RU No. 2531963, IPC EV 43/24, publ. Bull. No. 30 of 10.27.2014), including drilling of paired horizontal wells located one above the other producing and injection, as well as vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while developing the field Denia viscous oil lead to the regulation of the current size of the steam chamber by varying the volume of coolant pumped into injection wells and withdraw fluid from the production wells with the control of the steam chamber volume. Observation wells are opened below the lower horizontal production line by at least 0.5 m, but 0.5–1 m above the level of water-oil contact of the oil and gas complex. Additionally, a well is constructed between the nearest pairs of horizontal wells. If the area of the steam chamber propagation in the reservoir is less than the distance between the pairs of production and injection wells, then an additional horizontal well is built, if it is larger, then a vertical well is constructed, while additional wells are opened at least 0.5 m below the lower horizontal production well, but not lower than the level of the oil-water supply by more than 0.5 m. The heating medium is heated through additional wells to create a thermo-hydrodynamic connection with the nearest pairs of horizontal wells with subsequent translation the selection of the product to provide a symmetrical and uniform propagation of the steam chamber around pairs of horizontal wells. Superheated steam or steam with a hydrocarbon solvent or steam with an inert gas is used as a heat carrier.

Недостатками способа являются снижается эффективность отработки реагентом и коэффициент извлечения нефти (КИН), так как на поздней стадии разработки залежей сверхвязкой нефти происходит снижение добычи нефти, остаются невыработанными участки пласта в ряду между парными скважинами, также при закачке растворителя в ту же скважину, в которую закачивается теплоноситель, эффективность от действия растворителя снижается из-за того, что часть его при нагреве может испаряться и переноситься теплоносителем в верхнюю часть паровой камеры, так же невозможно поддерживать оптимальную температуру для отбора из дополнительной добывающей скважины, так как при снижении температуры невозможно ее поддерживать увеличением закачки в нагнетательные скважины пара из-за риска прорыва его в добывающие скважины.The disadvantages of the method are reduced reagent mining efficiency and oil recovery factor (CIN), since at a late stage of development of super-viscous oil deposits, oil production decreases, sections of the reservoir remain undeveloped in a row between paired wells, also when solvent is injected into the same well into which the coolant is pumped, the efficiency of the solvent decreases due to the fact that part of it can be evaporated during heating and transferred by the coolant to the upper part of the steam chamber, ie it is impossible to maintain the optimum temperature for the selection of an additional production well, because when the temperature drops it is impossible to maintain the increase in the injection of steam injection wells due to the risk of breaking it into production wells.

Технической задачей заявляемого способа разработки залежей высоковязкой нефти или битума является увеличение нефтеизвлечения из продуктивного пласта за счет вовлечения зон пласта неохваченных выработкой с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.The technical task of the proposed method for the development of deposits of highly viscous oil or bitumen is to increase oil recovery from the reservoir by involving the zones of the reservoir not covered by the mine while maintaining the optimum temperature for production selection in an additional well.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры, строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами выше подошвы пласта или уровня водонефтяного контакта - ВНК не менее чем на 2 м дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции.The technical problem is solved by the method of developing a highly viscous oil deposit, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located on top of each other, as well as vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through the producing wells and monitoring the state of the steam chamber, while the development is carried out with the regulation of the current size of the steam chamber ery by means of changing the volumes of coolant injection into injection wells and taking fluid from production wells with control of the volume of the steam chamber, construction in the zones of least warmth between production wells above the bottom of the formation or the level of oil-water contact - KNC by at least 2 m of additional well through which they produce coolant injection to create a thermodynamic connection with the nearest pairs of horizontal wells with subsequent transfer to the selection of products.

Новым является то, что выше дополнительной скважины в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину, через которую осуществляют закачку теплоносителя после начала отбора из дополнительной скважины в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин и поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.What is new is that above the additional well in the zone of smallest heating, but at a distance that excludes the breakthrough of the coolant, an additional injection well is built through which the coolant is injected after the start of extraction from the additional well in a volume that ensures uniform distribution of the steam chamber around the wells and maintains the necessary temperature for sampling in an additional well.

На Фиг. 1 изображена схема реализации способа (вид сверху)In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method (top view)

На Фиг. 2 изображена схема реализации способа в поперечном разрезе.In FIG. 2 shows a diagram of the implementation of the method in cross section.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.

Способ разработки высоковязкой нефти включает строительство в продуктивном пласте 1 (Фиг. 2) ряда парных, расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2, 2^/ (Фиг. 1 и 2) и нагнетательных 3, 3^/ скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины 3, 3^/ с прогревом пласта 1 и созданием паровой камеры 4 (Фиг. 2), отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2, 2^/ и контроль за состоянием паровой камеры 4 с помощью средств объективного контроля (датчиков, спущенных в добывающие скважины 2, 2^/ и в наблюдательные скважины - не показаны).A method for developing highly viscous oil involves the construction in the reservoir 1 (Fig. 2) of a number of paired, horizontal production wells 2, 2 ^/ (Figs. 1 and 2), and 3, 3 ^/ injection wells, injection of a coolant through injection wells 3, 3 ^/ with heating the reservoir 1 and creating a steam chamber 4 (Fig. 2), product selection due to steam gravity drainage through production wells 2, 2 ^/ and monitoring the state of the steam chamber 4 using objective monitoring tools (sensors launched into production wells 2 , 2 ^/ and in the observer wells (not shown).

С течением времени, в процессе эксплуатации, при росте паровой камеры 4, в ряду, горизонтальных стволов парных скважин 2, 3 и 2^/, 3^/, в межскважинном пространстве, остаются зоны неохваченные прогревом и выработкой. По замерам в температуры пласта 1 в наблюдательных скважинах и по стволу горизонтальных скважин 2, 2^/, строятся карты распределения температурного поля. Учитывая результаты исследований по минимальной температуре текучести битума, и, на основании построенной карты распределения тепла, выявляются зоны наименьшего прогрева (на Фиг. 2 не показана) с температурой прогрева пласта ниже температуры текучести высоковязкой нефти (например, 60-70°С - для Ашальчинского месторождения). В зонах наименьшего прогрева между ближайшими добывающими скважинами 2, 2^/ выше подошвы 5 пласта 1 или уровня 5 ВНК не менее чем на 2 м строят дополнительную скважину 6. Выше дополнительной скважины 6 в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии исключающим прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину 7.Over time, during operation, with the growth of the steam chamber 4, in a row, horizontal shafts of paired wells 2, 3 and 2 ^/ , 3 ^/ , in the inter-well space, areas not covered by heating and production remain. By measuring the temperature of reservoir 1 in the observation wells and along the horizontal wellbore 2, 2 ^/ , maps of the distribution of the temperature field are constructed. Taking into account the results of studies on the minimum pour point of bitumen, and, based on the heat distribution map constructed, the zones of least heating (not shown in Fig. 2) with the temperature of the formation below the pour point of high-viscosity oil (for example, 60-70 ° C for Ashalchinsky) are identified Place of Birth). In the zones of least heating between the nearest producing wells 2, 2 ^/ above the sole 5 of formation 1 or level 5 of the oil-and-gas complex, an additional well 6 is built at least 2 m above the additional well 6 in the zone of least warmth, but at a distance that excludes the breakthrough of the coolant, build an additional injection well 7.

Образованные в результате закачки пара камеры 4 (Фиг. 2) соседних нагнетательных скважин 3, 3^/, начиная с верхней части нефтенасыщенного пласта - расширяются. В тоже время, в процессе образования и увеличения паровой камеры 4, скопившийся конденсат стекает в нижнюю часть продуктивного пласта. Следовательно, верхняя часть зоны дренирования горизонтальных стволов скважин 2, 3, 2^/, 3^/ и место размещения дополнительной нагнетательной скважины 7 наиболее разогрета. Поэтому первоначально производят прогрев теплоносителем только нижней дополнительной скважины 6, до запуска ее в добычу после создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2^/, 3^/. Это позволяет исключить, либо уменьшить риск прямого прорыва пара к добывающим скважинам 2, 2^/. После введения в добычу дополнительной скважины 6, под закачку пара включается верхняя нагнетательная скважина 7. Причем закачку пара в скважину 7 ведут в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин 2, 2^/, 3, 3^/, 6 и 7 поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине 6.Formed as a result of steam injection, the chambers 4 (Fig. 2) of the neighboring injection wells 3, 3 ^/ , expanding from the top of the oil-saturated formation. At the same time, in the process of formation and increase of the vapor chamber 4, the accumulated condensate flows into the lower part of the reservoir. Therefore, the upper part of the drainage zone of horizontal wellbores 2, 3, 2 ^/ , 3 ^/ and the location of the additional injection well 7 are most heated. Therefore, only the lower additional well 6 is preheated with a coolant until it is launched into production after creating a thermodynamic connection with the nearest pairs of horizontal wells 2, 3 and 2 ^/ , 3 ^/ . This allows you to eliminate or reduce the risk of direct breakthrough of steam to production wells 2, 2 ^/ . After the additional well 6 is introduced into the production, the upper injection well 7 is turned on for steam injection. Moreover, the steam is injected into the well 7 in a volume that ensures uniform distribution of the steam chamber around the wells 2, 2 ^/ , 3, 3 ^/ , 6 and 7, maintaining the required temperature for the selection of products in an additional well 6.

Пример конкретного выполнения был рассмотрен на Ашальчинской залежи высоковязкой нефти.An example of a specific implementation was considered on the Ashalchinskoye high-viscosity oil reservoir.

Залежь разбурена сеткой вертикальных и горизонтальных парных 2, 3, 2^/, 3^/ скважин. По замерам в вертикальных наблюдательных и эксплуатационных горизонтальных скважинах 2, 2^/, текущих температур продуктивного пласта 1 строится карта распространения температурного поля. Между парами горизонтальных скважин 2, 3, 2^/, 3^/, расположенных в сводовой части одноименного поднятия пласта 1, эксплуатируемыми методом парогравитационного дренажа выявился зоны наименьшего прогрева с температурой 63°С. В плане расстояние между парами горизонтальных стволов действующих 2, 2^/ скважин составляет 140 м, что позволяет пробурить дополнительную скважину 6. Продуктивный пласт 1 сложен слабосцементированными песками и песчаниками, имеет следующие осредненные параметры пласта: глубина залегания 81,2 м, толщина 15,6 м, объемная нефтенасыщенность 0,54 д.ед, пористость 31,2%, проницаемость 1951,2×10^-3 мкм², температура - 8,0°С, пластовое давлением 0,44 МПа. Плотность нефти составляет 0,970 г/см³, вязкость - 27350 мПа⋅с. Между скважинами 2, 2 и 3, 3^/ бурят дополнительные скважины 6 и 7 с горизонтальным участком. Горизонтальные стволы нижних добывающих скважин соседней скважин 2, 2^/ пробурены на абсолютной отметке плюс 11 м. Горизонтальный ствол дополнительной скважины 6 расположили выше уровня ВНК на 2 м, на абсолютной отметке плюс 15 м, не ниже абсолютных отметок добывающих скважин 2, 2^/ соседних пар. Длина горизонтального ствола дополнительной скважины 6 составляет 300 м. Выше дополнительной скважины 6 на расстоянии 5 м пробурили верхнюю нагнетательную скважину 7. Через дополнительную скважину 6, произвели прогрев теплоносителем (паром) до создания термогидродинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин 2, 2^/ и 3, 3^/ с последующим переводом на отбор продукции. Запустив нижнюю дополнительную скважину 6 в добычу, начали закачку в нагнетательную скважину 7 для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг парных горизонтальных скважин 2, 2^/ и 3, 3^/. Получили быстрый прогрев и дополнительную добычу из всех добывающих скважин 2, 2^/ и 6 в количестве среднесуточного дебита 12 т/сут. При этом температура в дополнительной скважине 6 поддерживалась на уровне 85-90°С.The deposit is drilled with a grid of vertical and horizontal paired 2, 3, 2 ^/ , 3 ^/ wells. By measuring the vertical observation and production horizontal wells 2, 2 ^/ , the current temperatures of the reservoir 1, a map of the distribution of the temperature field is built. Between the pairs of horizontal wells 2, 3, 2 ^/ , 3 ^/ located in the arched part of the same raising of the formation 1, operated by the method of steam gravity drainage, the zones of least heating with a temperature of 63 ° C were revealed. In terms of the distance between the pairs of horizontal shafts of existing 2, 2 ^/ wells is 140 m, which allows you to drill an additional well 6. Productive formation 1 is composed of weakly cemented sands and sandstones, has the following averaged parameters of the formation: depth 81.2 m, thickness 15.6 m, volumetric oil saturation of 0.54 units, porosity of 31.2%, permeability of 1951.2 × 10 ^-3 μm ² , temperature - 8.0 ° C, reservoir pressure of 0.44 MPa. The density of oil is 0.970 g / cm ³ , the viscosity is 27350 mPa⋅s. Between wells 2, 2 and 3, 3 ^/ additional wells 6 and 7 are drilled with a horizontal section. The horizontal boreholes of the lower producing wells of neighboring wells 2, 2 ^{/ were} drilled at an absolute mark of plus 11 m. The horizontal well of additional well 6 was located above the level of the oil wells by 2 m, at an absolute mark of plus 15 m, not lower than the absolute marks of production wells 2, 2 ^{/ of} neighboring steam The length of the horizontal well of the additional well 6 is 300 m. Above the additional well 6 at a distance of 5 m, the upper injection well 7 was drilled. Through the additional well 6, the heating medium (steam) was heated to create a thermo-hydrodynamic connection with the nearest pairs of horizontal wells 2, 2 ^/ and 3 , 3 ^/ with subsequent transfer to the selection of products. Having launched the lower additional well 6 into production, injection into the injection well 7 was started to ensure a symmetrical and uniform distribution of the steam chamber around the paired horizontal wells 2, 2 ^/ and 3, 3 ^/ . Got a quick warm-up and additional production from all production wells 2, 2 ^/ and 6 in the amount of average daily flow rate of 12 tons / day. The temperature in the additional well 6 was maintained at a level of 85-90 ° C.

Использование предлагаемого способа позволит решить поставленные технические задачи, такие, как снижение затрат на прогрев пласта и, соответственно, снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охват вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.Using the proposed method will allow us to solve the technical problems, such as reducing the cost of heating the formation and, accordingly, reducing the oil and steam ratio by 1.3 times, increasing production and displacement by including unaffected zones in the development and ensuring uniform production of oil reserves while maintaining optimal temperature for product selection in an additional well.

Claims

A method for developing highly viscous oil, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, as well as vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while the development is carried out with the regulation of the current size of the steam chamber by changing the injection volume t water carrier into injection wells and fluid extraction from production wells with control of the volume of the steam chamber, construction in the zones of least warm-up between production wells above the bottom of the formation or the level of oil-water contact - VNK for at least 2 m of an additional well through which the coolant is injected until a thermodynamic connection with the nearest pairs of horizontal wells with subsequent transfer to the selection of products, characterized in that above the additional well in the zone of least warm-up a, but in the region, excluding breakthrough coolant build additional injection well through which coolant injection after the start of selection of additional wells in volume providing a uniform distribution of the steam chamber around wells and maintaining the required temperature for the selection of additional products in the well.