RU2758636C1

RU2758636C1 - Method for development of deposits of high-viscosity oil or bitumen

Info

Publication number: RU2758636C1
Application number: RU2021110627A
Authority: RU
Inventors: Марат Инкилапович Амерханов; Нияз Анисович Аслямов; Марат Зуфарович Гарифуллин
Original assignee: Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date: 2021-04-15
Filing date: 2021-04-15
Publication date: 2021-11-01

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to the oil industry. The method for developing a reservoir of high-viscosity oil or bitumen includes the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, equipped in the horizontal part with liner filters, heating the reservoir by injection of steam into both wells with the creation of a steam chamber, subsequent injection of steam through injection wells, product selection for account of steam-gravity drainage through production wells and control of the state of the steam chamber. After depletion of a section of a deposit in one of the pairs of wells, steam injection and liquid withdrawal are stopped. After the temperature in the production well has dropped below 80°С, new boreholes are built from the production and injection wells with a horizontal section equipped with a liner filter in the direction of the areas of the reservoir not covered by development. At the same time, the wellbore is isolated, located below the exit level of the additional wellbore, under which a whipstock is installed in the well for cutting out a window and building a new wellbore. New wellbore exits are positioned above the corresponding horizontal sections of the new wellbores to provide descending sections between the wells and new horizontal sections. From an injection well, a new borehole is constructed with a horizontal section above a new horizontal section of a production well at a distance that provides a hydrodynamic connection between the boreholes after warming up, but excludes steam breakthrough. Steam is injected into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the new wellbores. Then steam is injected through a new borehole of the injection well and the product is taken out through the new borehole of the production well with control of the state of the steam chamber.

EFFECT: recovery of residual oil reserves, facilitation of liner and downhole equipment commissioning, elimination of emergencies associated with the extraction of liner filters.

1 cl, 2 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти или битума.The invention relates to the oil industry and can be used to develop deposits of hydrocarbon fluids, in particular, in the production of high-viscosity oil or bitumen.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU № 2657307, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 49/00, опубл. 13.06.2018 Бюл. № 17), включающий геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин, причем геофизическими исследованиями и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи, выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи, выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами, а дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя.A known method of developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen (patent RU No. 2657307, IPC E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 49/00, publ. 13.06.2018 Bul. No. 17), including geophysical research of the deposit, construction above the oil-water contact horizontal wells with additional boreholes, sequential injection of coolant and production of products from horizontal wells, and geophysical studies and coring data determine the average oil-saturated thickness of the reservoir, select areas with an initial oil-saturated thickness of more than 10% above the average for the reservoir, select from these areas those, which are located at a distance from the horizontal wellbore no more than 90% of the distance between adjacent horizontal wells, and additional wellbores are drilled with the opening of selected sections, and the zenith angle of additional wellbores is selected depending on the density of the injected coolant.

Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как возможно осуществление только на новых месторождениях при отборе кернов, и невозможность увеличения охвата залежи в зависимости от выработки.The disadvantages of this method are a narrow area of application, since it is possible to carry out only in new fields during the selection of cores, and the impossibility of increasing the coverage of the deposit, depending on the development.

Известен также способ разработки высоковязкой нефти (патент RU № 2657307, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, опубл. 07.08.2018 Бюл. № 22), включающий 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, причем 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.There is also known a method for the development of high-viscosity oil (patent RU No. 2657307, IPC E21B 43/24, E21B 07/04, publ. 07.08.2018 Bull. No. 22), including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, as well as vertical observation wells, pumping a coolant through injection wells with heating the productive formation and creating a steam chamber, product selection due to steam-gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, while development is carried out with the current size of the steam chamber being regulated by changing the volume of coolant injection into the injection wells. wells and fluid withdrawal from production wells with control of the volume of the steam chamber, construction in the zones of the least warm-up between production wells above the bottom of the formation or the level of water-oil contact - OWC for at least 2 m of an additional well, through which the coolant is injected until a thermodynamic connection is created and with the nearest pairs of horizontal wells with the subsequent transfer to production selection, and above the additional well in the zone of least heating, but at a distance excluding the breakthrough of the coolant, an additional injection well is built, through which the coolant is injected after the start of the extraction from the additional well in a volume that provides uniform distribution of the steam chamber around the wells and maintaining the required temperature for product selection in an additional well.

Недостатками данного способа являются большие материальные, финансовые и временные затраты, связанные с необходимостью строительства новых горизонтальных скважин и введения дополнительных мощностей парогенераторов для прогрева дополнительных скважин.The disadvantages of this method are large material, financial and time costs associated with the need for the construction of new horizontal wells and the introduction of additional capacities of steam generators to warm up additional wells.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии (патент RU № 2675114, МПК E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 47/06, опубл. 17.12.2018 Бюл. № 35), включающий строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, причем после выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик, из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.The closest in technical essence is a method of developing a super-viscous oil deposit at a late stage (patent RU No. 2675114, IPC E21B 43/24, E21B 07/04, E21B 47/06, publ. 17.12.2018 Bul. No. 35), including the construction of steam horizontal production and injection wells located one above the other, equipped in the horizontal part with appropriate liner filters, heating the deposit by pumping a coolant - steam into both wells with heating the productive formation and creating a steam chamber, injection of steam through injection wells, product withdrawal due to steam-gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, and after the development of a section of the deposit in one of the pairs of wells, steam injection and liquid withdrawal are stopped, after the temperature in the production well has dropped below 80 ° C, a liner filter is removed from the cooled production well, a new one is drilled from the production well horizontal borehole, subsequently equipped with a filter - with the liner, in the direction of the areas not covered by development, steam is injected into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the boreholes and maintain the required temperature, steam is injected through the injection well and product selection is carried out due to steam-gravity drainage through a new production wellbore with control of the state of the steam chamber ...

Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как необходима гидродинамическая связь между скважинами (обычно не более 15 м на месторождениях Республики Татарстан – РТ), потому что при отсутствии связи нового горизонтального ствола добывающей скважины и нагнетательной скважинной невозможна реализация паро-гравитационного дренажа (ПГД – SAGD), при этом после бурения нового горизонтального ствола при изменении зенитного угла (восходящий - ˃ 90º на нисходящий - ˂ 90º или наоборот) на переходе от старого ствола к горизонтальному участку затруднен ввод в него хвостовика с фильтром и скважинного оборудования (насоса, температурных датчиком, при необходимости пакера и т.п.), а извлечение фильтра-хвостовика трудоемкий и затратный процесс и существует риск аварийных ситуаций с высокой вероятностью (свыше 50% на залежах РТ).The disadvantages of this method are a narrow field of application, since a hydrodynamic connection between wells is required (usually no more than 15 m in the fields of the Republic of Tatarstan - RT), because in the absence of a connection between a new horizontal wellbore of a production well and an injection well, it is impossible to implement steam-gravity drainage (PGD - SAGD), while after drilling a new horizontal wellbore when the zenith angle changes (ascending - ˃ 90º to descending - ˂ 90º or sensor, if necessary, a packer, etc.), and the extraction of the liner filter is a laborious and costly process and there is a risk of emergency situations with a high probability (over 50% in the deposits of the Republic of Tatarstan).

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума, позволяющего производить SAGD на остаточные запасы нефти в залежи для их извлечения при любом расстоянии от соответствующих старых горизонтальных скважин за счет строительства новых парных боковых стволов, облегчить ввод хвостовика и скважинного оборудования за счет строительства нисходящего участка бокового ствола перед переходом в горизонтальный участок этого ствола и исключить аварийные ситуации, связанные с извлечением фильтров-хвостовиков.The technical objective of the proposed invention is to create a method for the development of a reservoir of high-viscosity oil or bitumen, which makes it possible to produce SAGD for residual oil reserves in the reservoir for their extraction at any distance from the corresponding old horizontal wells due to the construction of new paired sidetracks, to facilitate the introduction of the liner and downhole equipment due to construction of a descending section of a sidetrack before transition to the horizontal section of this wellbore and to exclude emergencies associated with the extraction of liner filters.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающим строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры, после выработки участка залежи в одной из пар скважин производят остановку закачки пара и отбора жидкости, после снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С, строительство из добывающей, оснащаемого впоследствии фильтрами-хвостовиками, в направлении не охваченных разработкой участков, закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры.The technical problem is solved by the method of developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, equipped in the horizontal part with appropriate liner filters, heating the deposit by pumping a coolant - steam into both wells with heating the productive formation and creating a steam chamber , steam injection through injection wells, product withdrawal due to steam-gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, after the development of a section of the deposit in one of the pairs of wells, steam injection and liquid withdrawal are stopped, after the temperature in the production well drops below 80 ° C, construction from the production, subsequently equipped with liner filters, in the direction of the areas not covered by development, injection of steam into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the boreholes and maintain the required temperature, steam is injected through a blower well and carry out the selection of products due to steam-gravity drainage through a new production wellbore with control of the state of the steam chamber.

Новым является то, что в выработанной паре добывающей и нагнетательной скважин производят изоляцию ствола соответствующей скважины, расположенного ниже уровня выхода дополнительного ствола, под которым в соответствующей скважине устанавливают клин-отклонитель для вырезки окна и строительства новых стволов с горизонтальными участками из обоих скважин, причем из нагнетательной скважины строительство нового ствола производят с горизонтальным участком над новым горизонтальным участком добывающей скважины на расстоянии, обеспечивающим гидродинамическую связь между стволами после прогрева, но исключающем прорыв пара, оснащение перед закачкой пара нового горизонтального участка нагнетательной скважины фильтром-хвостовиком, при этом выход новых стволов из скважин располагают выше соответствующих горизонтальных участков новых стволов для обеспечения нисходящих участков между скважинами и новыми горизонтальными участками.The novelty is that in the depleted pair of production and injection wells, the wellbore of the corresponding well is isolated, located below the exit level of the additional wellbore, under which a whipstock is installed in the corresponding well to cut out a window and build new wellbores with horizontal sections from both wells, and from of the injection well, the construction of a new wellbore is carried out with a horizontal section above the new horizontal section of the production well at a distance that provides a hydrodynamic connection between the wells after heating, but excludes steam breakthrough, equipping the new horizontal section of the injection well with a liner filter before steam injection, while the new wellbores exit from the wells are positioned above the corresponding horizontal sections of the new boreholes to provide descending sections between the wells and the new horizontal sections.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа (вид сбоку).FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method (side view).

На фиг. 2 изображена схема реализации способа (вид сверху).FIG. 2 shows a diagram of the implementation of the method (top view).

Способ разработки залежи 1 (фиг. 1) высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками 4 и 5, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры (не показана), закачку пара через нагнетательные скважины 3, отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа (SAGD) через добывающие скважины 2 и контроль состояния паровой камеры (температурой отбираемой нефти или битума, минерализацией воды в добываемой продукции, контроль температуры датчиками(не показаны), спущенными в скважины 2 и 3 или т.п. – авторы на это не претендуют). После выработки участка залежи 1 в одной из пар скважин 2 и 3 производят остановку закачки пара и отбора жидкости. Ожидают снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С, после чего выработанной паре добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин производят изоляцию ствола соответствующей скважины 2 и 3, расположенного ниже уровня соответствующего выхода 6 и 7 нового дополнительного ствола 8 и 9 Под соответствующем выходе 6 и 7 в соответствующей скважине 2 и 3 устанавливают клин-отклонитель 10 и 11. Изоляцию скважин 2 и 3 производят, например, заливкой цемента для герметичного перекрытия интервала фильтров-хвостовиков 4 и 5 с последующей установкой клиньев-отклонителей 10 и 11, установкой клиньев-отклонителей 10 и 11 с якорями и глухими пакерами или т.п. – авторы на это не претендуют. Перед установкой клиньев-отклонителей 10 и 11 производят геофизические исследования для определения расположения не охваченных разработкой участков 12 (фиг. 2), чтобы правильно сориентировать установку клиньев-отклонителей 10 (фиг. 1) и 11 и разместить выходы 6 и 7 выше горизонтальных участков 13 и 14 новых стволов 8 и 9. При помощи клиньев-отклонителей 10 и 11 фрезой (не показана) вырезают окна (не показаны) в фильтрах-хвостовиках 4 и 5 или в обсадных колоннах (не показаны) в стенках скважин 2 и 3, образуя выходы 6 и 7 стволов 8 и 9. После чего при помощи клиньев-отклонителей 10 и 11 в выходы 6 и 7 вводят бурильный инструмент и бурят дополнительные стволы 8 и 9. Сначала нисходящие (зенитный угол ˂ 90º) участки 15 и 16, переходящие в горизонтальные участки 13 и 14 соответственно в не охваченном разработкой участке 12 (фиг. 2). Причем расстояние L горизонтальных участков 13 и 14 новых стволов 8 и 9 от скважин 2 и 3 может быть любым, а горизонтальный участок 14 (фиг. 1) ствола 9 нагнетательной скважины 3 должен располагаться над горизонтальным участком 13 ствола 8 добывающей скважины 2 на расстоянии H (определено эмпирическим путем), обеспечивающим гидродинамическую связь между стволами 8 и 9 после прогрева, но исключающем прорыв пара из нагнетательной скважины 3 в добывающую 2. Горизонтальные стволы 8 и 9 добывающей 2 и нагнетательной скважины оснащают новыми фильтрами-хвостовиками 17 и 18 соответственно. После чего осуществляют закачку пара в обе скважины 2 и 3 для получения гидродинамической связи между стволами 8 и 9 и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через новый ствол 9 нагнетательной скважины 3 и осуществляют отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа через новый ствол 8 добывающей скважины 2 с контролем состояния паровой камеры.The method of developing deposits 1 (Fig. 1) of high-viscosity oil or bitumen includes the construction of pairs of horizontal production 2 and 3 injection wells located one above the other, equipped in the horizontal part with the corresponding liner filters 4 and 5, heating the deposit by pumping a heat carrier - steam into both wells 2 and 3 with heating the reservoir of reservoir 1 and creating a steam chamber (not shown), injecting steam through injection wells 3, withdrawing products due to steam-gravity drainage (SAGD) through production wells 2 and monitoring the state of the steam chamber (temperature of the extracted oil or bitumen , mineralization of water in the produced products, temperature control by sensors (not shown), lowered into wells 2 and 3, or the like - the authors do not pretend to this). After the development of the section of deposit 1 in one of the pairs of wells 2 and 3, steam injection and liquid withdrawal are stopped. The temperature in the production well is expected to drop below 80 ° C, after which the depleted steam of the production 2 and injection 3 wells is isolated from the corresponding wells 2 and 3, located below the level of the corresponding outlet 6 and 7 of the new additional borehole 8 and 9 Below the corresponding outlet 6 and 7 a whipstock 10 and 11 is installed in the corresponding wells 2 and 3. Wells 2 and 3 are insulated, for example, by pouring cement to seal the interval of liner filters 4 and 5, followed by the installation of whipstock 10 and 11, and the installation of whipstock 10 and 11 with anchors and blind packers or the like. - the authors do not claim this. Before installing the whip wedges 10 and 11, geophysical surveys are performed to determine the location of the sections 12 not covered by the development (Fig. 2) in order to correctly orient the installation of the whip wedges 10 (Fig. 1) and 11 and place the exits 6 and 7 above the horizontal sections 13 and 14 new boreholes 8 and 9. Using whipstock 10 and 11, a cutter (not shown) cut out windows (not shown) in liners 4 and 5 or in casing strings (not shown) in the walls of wells 2 and 3, forming exits 6 and 7 of shafts 8 and 9. After that, using the whipstock 10 and 11, a drilling tool is introduced into exits 6 and 7 and additional shafts 8 and 9 are drilled. horizontal sections 13 and 14, respectively, in the section 12 not covered by the development (Fig. 2). Moreover, the distance L of the horizontal sections 13 and 14 of the new boreholes 8 and 9 from wells 2 and 3 can be any, and the horizontal section 14 (Fig. 1) of the borehole 9 of the injection well 3 should be located above the horizontal section 13 of the borehole 8 of the production well 2 at a distance H (determined empirically), providing a hydrodynamic connection between wells 8 and 9 after heating, but excluding steam breakthrough from injection well 3 into production well 2. Horizontal wells 8 and 9 of production 2 and injection wells are equipped with new liner filters 17 and 18, respectively. After that, steam is injected into both wells 2 and 3 to obtain a hydrodynamic connection between the boreholes 8 and 9 and maintain the required temperature, steam is injected through the new bore 9 of the injection well 3 and the product is withdrawn due to steam-gravity drainage through the new bore 8 of the production well 2 with monitoring of the state of the steam chamber.

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

На Ашальчинском месторождении залежей битума РТ, находящемся на глубине 90 м, расположена залежь 1 (фиг. 1) толщиной 20-30 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д.ед., пористостью 30 %, проницаемостью 2,65 мкм², плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м³, вязкостью 22000 мПа•с пробурили пару расположенных друг над другом горизонтальных добывающую 2 и нагнетательную 3 скважин на расстоянии H = 5 – 7 м, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками 4 и 5 (диаметром 168 мм, длиной 700 м и 710 м), осуществили прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины 2 и 3 с прогревом продуктивного пласта залежи 1 и созданием паровой камеры. После чего через нагнетательные скважины 3 продолжили закачку пара, а отбор продукции за счет паро-гравитационного дренажа (SAGD) стали осуществлять через добывающие скважины 2 с контроль состояния паровой камеры (обводненности продукции в пределах 86 – 92%). После 15 лет эксплуатации и выработки участка залежи 1 одной из пар скважин 2 и 3 снизился дебит нефти в 2,5 раза, а обводненнсть продукции составила более 96 % и продолжала увеличиваться, показывая, что на этом участке залежи 1 произошла полная выработка запасов нефти. На этом участке произвели геофизические исследования с использованием аэрофотосъемки тепловизором (для определения участков с наименьшей температурой) и геолого-гидродинамического моделирования произвели определение не охваченного разработкой участка 12 (фиг. 2), который оказались расположенными от скважин 2 и 3 на расстоянии L = 60 – 80 м. После чего остановили закачку пара через нагнетательную скважину 3 (фиг. 1), а после снижения температуры в добывающей скважине 2 произвели изоляцию скважин 2 и 3 заливкой цементного раствора в интервале фильтров-хвостовиков 4 и 5. После технологической выдержки, достаточной для схватывания (отверждения) цементного раствора, в скважина 2 и 3 установили клинья-отклонители 10 и 11 на расстоянии 35 и 40 м с контролем ориентации выше фильтров-хвостовиков 4 и 5 соответствующих скважин 2 и 3 для обеспечения нисходящих участков 15 и 16 новых стволов 8 и 9 и направления в сторону не охваченного разработкой участка 12 (фиг. 2) для вскрытия. На испытательных скважинах 2 (фиг. 1) и 3 использовались клинья-отклонители 10 и 11 изготовленные по патентам RU №№ 2390615 и 2568454 (возможно использование и других аналогичных конструкций). В обсадных колоннах (диаметром 245 мм) скважин 2 и 3 при помощи произвели вырезку фрезой (диаметром 220 мм) мм окон с образованием выходов 6 и 7 дополнительных стволов 8 и 9, через которые долотом (диаметром 215,9 мм) произвели бурение дополнительных стволов 8 и 9 с соответствующими нисходящими участками 15 и 16 и горизонтальными участками 13 и 14, которыми вскрыли не охваченный разработкой участок 12 (фиг. 2) на расстоянии L = 69 – 72 м. Причем для исключения прорыва пара и качественного прогрева не охваченного разработкой участка 12 между горизонтальными участками 13 (фиг. 1) и 14 выдержали расстояние Н = 6 – 8 м. Дополнительные стволы 8 и 9 оснастили фильтрами-хвостовиками 17 и 18 (диаметром 146 мм, длиной 810 м и 820 м). В дополнительные стволы 8 и 9 скважин 2 и 3 спустили насосно-компрессорные труб (НКТ – не показаны, диаметром 73 мм), через которые в обе скважины 2 и 3 нагнетали пар температурой 190 - 200ºС до получения гидродинамической связи (определяется изменением давления в скважине 2 или 3 при изменении давления в скважине 3 или 2). После чего из добывающей скважины 2 извлекли НКТ и спустили в дополнительный ствол 8 НКТ с насосом, датчиками температуры и давления (не показаны) для контроля за состоянием паровой камеры. Закачку пара в нагнетательную скважинку 3 продолжили, осуществляя отбор продукции залежи 1 насосным оборудованием из добывающей скважины 2. Ни одного прихвата (застревания) в скважинах 2 и 3 НКТ и скважинного оборудования при спускоподъемных операциях не наблюдалось, а нагрузки на НКТ не превышали допустимые. В результате дебит добываемой продукции восстановился, а обводненность продукции снизилась до 82 – 86%. При этом стоимость строительства дополнительных стволов 8 и 9 оказалась в более чем в 2 раза меньше, чем при строительстве новых скважин.At the Ashalchinskoye field of RT bitumen deposits, located at a depth of 90 m, there is deposit 1 (Fig. 1) 20-30 m thick, reservoir temperature 8 ° C, pressure 0.5 MPa, oil saturation 0.7 fractions, porosity 30 %, permeability 2.65 μm ² , bitumen density in reservoir conditions 960 kg / m ³ , viscosity 22000 mPa parts with the corresponding liner filters 4 and 5 (168 mm in diameter, 700 m and 710 m long), the reservoir was heated by injecting a heat carrier - steam into both wells 2 and 3 with the heating of the productive formation of reservoir 1 and the creation of a steam chamber. After that, steam injection was continued through injection wells 3, and product selection due to steam-gravity drainage (SAGD) began to be carried out through production wells 2 with monitoring of the state of the steam chamber (water cut in the range of 86 - 92%). After 15 years of operation and depletion of the section of reservoir 1 of one of the pairs of wells 2 and 3, the oil production rate decreased by 2.5 times, and the water cut of the production was more than 96% and continued to increase, indicating that in this section of reservoir 1 there was a complete depletion of oil reserves. In this area, geophysical surveys were carried out using aerial photography with a thermal imager (to determine the areas with the lowest temperature) and geological and hydrodynamic modeling, the uncovered area 12 was identified (Fig. 2), which turned out to be located from wells 2 and 3 at a distance of L = 60 - 80 m. Then the injection of steam through the injection well 3 was stopped (Fig. 1), and after the temperature dropped in the production well 2, wells 2 and 3 were isolated by pouring cement slurry in the interval of liner filters 4 and 5. After technological holding sufficient for setting (hardening) of the cement slurry, whipers 10 and 11 were installed in wells 2 and 3 at a distance of 35 and 40 m with orientation control above liner filters 4 and 5 of the corresponding wells 2 and 3 to provide descending sections 15 and 16 of new boreholes 8 and 9 and directions towards the uncovered area 12 (FIG. 2) for opening. On test wells 2 (Fig. 1) and 3, whipstock wedges 10 and 11 were used, manufactured according to RU patents No. 2390615 and 2568454 (other similar designs are also possible). In the casing strings (245 mm in diameter) of wells 2 and 3, windows were cut out with a cutter (220 mm in diameter) with the help of a cutter (220 mm in diameter) to form exits 6 and 7 of additional boreholes 8 and 9, through which additional boreholes were drilled with a bit (215.9 mm in diameter) 8 and 9 with the corresponding descending sections 15 and 16 and horizontal sections 13 and 14, which opened the section 12 not covered by development (Fig. 2) at a distance of L = 69 - 72 m. Moreover, to exclude steam breakthrough and high-quality heating of the section not covered by development 12 between the horizontal sections 13 (Fig. 1) and 14 withstood the distance H = 6 - 8 m. Additional shafts 8 and 9 were equipped with liner filters 17 and 18 (146 mm in diameter, 810 m and 820 m long). Tubing pipes (tubing - not shown, 73 mm in diameter) were lowered into additional boreholes 8 and 9 of wells 2 and 3, through which steam was injected into both wells 2 and 3 with a temperature of 190-200 ° C until a hydrodynamic connection was obtained (determined by a change in pressure in the well 2 or 3 when pressure changes in well 3 or 2). Then, the tubing was removed from the producing well 2 and lowered into an additional bore 8 of the tubing with a pump, temperature and pressure sensors (not shown) to monitor the state of the steam chamber. Steam injection into injection well 3 was continued, taking the production of reservoir 1 with pumping equipment from production well 2. Not a single stuck (stuck) in wells 2 and 3 of tubing and downhole equipment was observed during tripping operations, and the loads on the tubing did not exceed permissible. As a result, the production rate has recovered, and the water cut has decreased to 82 - 86%. At the same time, the cost of construction of additional boreholes 8 and 9 turned out to be more than 2 times less than during the construction of new wells.

Предлагаемого способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума позволяет производить паро-гравитационной дренирование остаточных запасов нефти в залежи для их извлечения при любом расстоянии от соответствующих старых горизонтальных скважин за счет строительства из них новых парных боковых стволов, облегчает ввод хвостовика и скважинного оборудования за счет строительства нисходящего участка бокового ствола перед переходом в горизонтальный участок этого ствола и исключает аварийные ситуации, связанные с извлечением фильтров-хвостовиков.The proposed method for the development of high-viscosity oil or bitumen deposits allows for steam-gravity drainage of residual oil reserves in the reservoir for their extraction at any distance from the corresponding old horizontal wells due to the construction of new paired sidetracks from them, facilitates the introduction of the liner and downhole equipment due to the construction of the descending section of the sidetrack before the transition to the horizontal section of this borehole and eliminates emergencies associated with the extraction of liner filters.

Claims

A method of developing a reservoir of high-viscosity oil or bitumen, including the construction of pairs of horizontal production and injection wells located one above the other, equipped in the horizontal part with appropriate liner filters, heating the reservoir by pumping a heat carrier - steam into both wells with heating the productive formation and creating a steam chamber, injecting steam through injection wells, extraction of products due to steam-gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam chamber, after depletion of a section of the reservoir in one of the pairs of wells, stop steam injection and withdrawal of liquid, and after the temperature in the production well drops below 80 ° C, construction from the production well a new borehole with a horizontal section, subsequently equipped with a liner filter, in the direction of areas not covered by development, steam injection into both wells to obtain a hydrodynamic connection between the boreholes and maintain the required temperature, steam injection through injection well and the implementation of product selection due to steam-gravity drainage through a new production wellbore with control of the state of the steam chamber, characterized in that in the produced steam of the production and injection wells, the wellbore of the corresponding well is isolated, located below the exit level of the additional wellbore, under which in the corresponding well a whipstock is installed to cut a window and build new boreholes with horizontal sections from both wells, and from the injection well, a new borehole is constructed with a horizontal section above the new horizontal section of the production well at a distance that provides a hydrodynamic connection between the boreholes after heating, but excludes steam breakthrough , before steam injection, a new horizontal section of the injection well is equipped with a liner filter, while the exit of new boreholes from the wells is located above the corresponding horizontal sections of new boreholes for about maintenance of descending sections between wells and new horizontal sections.