СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF STRATIFIED OIL DEPOSITS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью.
Известен способ разработки нефтяной залежи, нефтяные пласты которой характеризуются значительной послойной неоднородностью проницаемости и вертикальной анизотропией. Данный способ предполагает применение технологий выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах и фронта вытеснения путем закачки гелеобразующих реагентов (см. патент РФ №2453691, МПК: Е21В 43/22, опубл. 20.06.2012).
Недостаток указанного способа связан с тем, что операции по выравниванию профилей приемистости позволяют изолировать высокопроницаемые промытые зоны нефтяного пласта только вблизи нагнетательных скважин. На определенном удалении от них закачиваемая вода поступает обратно в такие пропластки и прорывается в добывающие скважины. Поэтому применение технологий выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах не позволяет существенно улучшить показатели разработки залежи.
В качестве прототипа принят способ разработки слоистой нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в залежи высокопроницаемых и низкопроницаемых пластов и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пластом. Способ предусматривает в начальной стадии разработки залежи разделение пластов на две группы, оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в одну группу низкопроницаемых пластов с медленной выработкой запасов, а в другую группу - пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов с выделением суперколлектора, при этом нагнетательные скважины бурят с учетом размещения забоев в пластах каждой группы. После первого этапа разработки останавливают нагнетательные скважины, пробуренные в низкопроницаемые пласты и осуществляют закачку рабочего агента через скважины, пробуренные в суперколлектор. Отбор нефти осуществляют через дополнительно пробуренные горизонтальные добывающие скважины над суперколлектором (см. патент РФ №2170344, МПК: Е21В 43/20, опубл. 10.07.2001).
Однако такой способ разработки ориентирован только на нефтяные залежи, в которых суперколлектор расположен непосредственно в нижней части продуктивных отложений. Выявление пластов или пропластков с более высокой проницаемостью, в том числе суперколлектора и низкопроницаемых пластов или пропластков осуществляют в начальной стадии разработки залежи, когда интерпретация геофизических исследования может быть не достаточно достоверна. В способе предлагается использовать только суперколлектор, как продолжение забоя нагнетательных скважин для вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов, а отбор нефти осуществлять через дополнительно пробуренные горизонтальные добывающие скважины над суперколлектором, которые характеризуются более сложными условиями проводки при высокой стоимости. Следует отметить, что практически в большинстве залежей высокопроницаемые пласты или пропластки, включающие в себя и суперколлектор, расположены в продуктивном разрезе отложений по-разному, то есть высокопроницаемые пропластки могут быть расположены по вертикали в любой части нефтяного пласта, их может быть несколько по толщине нефтяного пласта, при этом в процессе разработки залежи могут быть выявлены новые выработанные пропластки, проницаемость которых ниже проницаемости первоначально выявленных высокопроницаемых пропластков.
Задачей изобретения является повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта.
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе разработки слоистой нефтяной залежи осуществляют разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в нефтяном пласте высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком.
Существенными отличительными признаками заявленного способа являются:
- нагнетательные и добывающие скважины бурят на всю толщину нефтяного пласта;
- в процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции;
- по каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности;
- по результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности;
- ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин осуществляют с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками;
- бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта;
- количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти, как минимум, до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта;
- осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков;
- бурят боковые стволы, при выделении предельно выработанных пропластков ориентировочно в средней части нефтяного пласта, в низкопроницаемых пропластках выше и ниже предельно выработанных пропластков;
- бурят боковые стволы, при выделении предельно выработанных пропластков в верхней части нефтяного пласта, в низкопроницаемых пропластках в нижней части пласта;
- бурят боковые стволы, при выделении предельно выработанных пропластков в нижней части нефтяного пласта, в низкопроницаемых пропластках в верхней части пласта;
- бурят боковые стволы, при выделении нескольких предельно выработанных пропластков по толщине нефтяного пласта, в низкопроницаемых пропластках с учетом их эффективной толщины;
- используют в качестве рабочего агента, например, воду.
Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта за счет создания благоприятных условий для увеличения охвата пласта потоком рабочего агента, а именно: обеспечивает осуществление постоянного контроля за работой добывающих скважин по дебиту нефти, обводненности продукции, проведению по каждой добывающей скважине при достижении скважиной минимально рентабельного дебита по нефти геофизических исследований по определению текущей нефтенасыщенности, максимально приближенной к величине их остаточной нефтенасыщенности, что позволяет достоверно выявлять в процессе разработки залежи все предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, в том числе и суперколлектор, проницаемость которого выше в 10 и более раз, независимо от их расположения по толщине нефтяного пласта. Ликвидация гидродинамической связи добывающих скважинах, с выявленными в процессе эксплуатации предельно выработанными высокопроницаемыми пропластками, позволяет создать барьер на пути движения рабочего агента. Обеспечение закачки рабочего агента в нагнетательные скважины, вскрытые по всей толщине пласта, способствует созданию напора рабочего агента со стороны нагнетательных скважин по всей толщине пласта и увеличению охвата пласта потоком рабочего агента и, как результат, вытеснению нефти из менее проницаемых пластов в добывающие скважины, а также выявлению новых предельно выработанных пропластков с проницаемостью меньшей, чем в ранее выявленных предельно выработанных пропластках, связь которых с добывающими скважинами также ликвидируют. Одновременно для активизации вовлечения в разработку низкопроницаемых пропластков в них бурят боковые стволы, при этом определяют по геолого-гидродинамической модели количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти, как минимум, до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта и осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.
На фиг.1 показана схема разбуривания залежи, например по девятиточечному обращенному элементу и нефтяной пласт в разрезе; на фиг.2 показаны варианты расположения выявленных предельно выработанных высокопроницаемых пропластков в разрезе слоисто-неоднородного нефтяного пласта; на фиг.3 показана динамограмма снижения величины остаточной нефтенащенности по разрезу пласта во времени для добывающей скважины; на фиг.4 - график изменения коэффициента продуктивности скважины по нефти для базового варианта 1, варианта 2 по прототипу и вариантов 3, 4 и 5 заявляемого способа; на фиг.5 - выгрузка из модели, построенной по девятиточечному элементу разработки, приведенному на фиг.1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между добывающими и нагнетательными скважинами по прототипу; на фиг.6 - выгрузка из модели, построенной по девятиточечному элементу разработки, приведенному на фиг.1 в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между добывающими и нагнетательными скважинами по заявляемому способу по варианту 3; на фиг.7 - выгрузка из модели, построенной по девятиточечному элементу разработки, приведенному на фиг.1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между добывающими и нагнетательными скважинами по заявляемому способу по варианту 8.
Способ реализуют следующим образом.
Нефтяную залежь разбуривают по любой из известных сеток вертикальных добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин на всю толщину нефтяного пласта, например по девятиточечному обращенному элементу разработки (фиг.1), и вскрывают, например перфорацией всю толщину нефтяного пласта, как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. На первом этапе разработки залежи осуществляют закачку рабочего агента, например воды, в нагнетательные скважины 2 по всей толщине нефтяного пласта и отбор нефти через добывающие скважины 1. В качестве рабочего агента может быть использована как ненагретая вода, так и горячая вода. Возможно также использование воды с добавками различных химреагентов. Закачка рабочего агента может быть осуществлена как постоянно, так и циклически. В процессе отбора контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции в режиме реального времени с заданной одной и той же частотой опроса для каждой скважины, то есть по каждой добывающей скважине должно быть одинаковое количество замеров примерно в одно и то же время. По каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности. По результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанный пропласток или пропластки 3, то есть наиболее высокопроницаемые пропластки (ВПП), текущая нефтенасыщенность которого максимально приближена к его величине остаточной нефтенасыщенности. Затем осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации предельно выработанными высокопроницаемыми пропластками, например путем установки цементного моста или с помощью взрывпакера и бурят в добывающих скважинах боковые стволы 4 в низкопроницаемые пропластки 5 (НЛП) по любой известной технологии, например размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов в виде радиальных отводов. Для определения количества боковых стволов в каждой добывающей скважине используют созданную на основании исследований керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин геолого-гидродинамическую модель на один элемент разработки, приведенный на фиг.1. На модели выделяют предельно выработанный высокопроницаемый пропласток или все предельно выработанные пропластки. Затем осуществляют численные расчеты на геолого-гидродинимической модели для определения количества и длины боковых стволов в низкопроницаемых пропластках в зависимости от количества и местоположения предельно выработанных высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта, исходя из условия восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти как минимум до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата нефтяного пласта воздействием рабочего агента, и осуществляют бурение боковых стволов в каждой добывающей скважине.
2
1
2
2
3
При осуществлении способа возможен вариант, когда предельно выработанные пропластки 3 с проницаемостью к расположены ориентировочно в средней части нефтяного пласта (фиг.2а). В этом случае боковые стволы 4 бурят, как правило, в низкопроницаемых пропластках 5 выше и ниже предельно выработанных пропластков. Возможен вариант, когда предельно выработанные пропластки 3 расположены в верхней части нефтяного пласта (фиг. 2б). В этом случае боковые стволы 4 бурят в низкопроницаемых пропластках 5 с проницаемостью к в нижней части пласта в один или несколько ярусов в зависимости от толщины низкопроницаемого пропластка. Возможен вариант, когда предельно выработанные пропластки 3 расположены в нижней части нефтяного пласта (фиг.2в). В этом случае боковые стволы 4 бурят в низкопроницаемых пропластках 5 в верхней части пласта также в один или несколько ярусов в зависимости от толщины низкопроницаемого пропластка. Возможен вариант, когда могут быть выявлены два или несколько предельно выработанных пропластков 3 со сравнимой проницаемостью к (фиг. 2г). В этом случае осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин со всеми выявленными предельно выработанными пропластками и боковые стволы бурят в низкопроницаемых пропластках с учетом их эффективной толщины. Возможен вариант, когда первоначально выделен один предельно выработанный высокопроницаемый пропласток 3 с проницаемостью к, в том числе это может быть и суперколлектор, например в нижней части пласта (фиг.2д), а в верхней части пласта в низкопроницаемых пропластках пробурены с учетом коэффициента охвата пласта боковые стволы, например в два яруса. В процессе разработки залежи на основании мониторинга за работой добывающих скважин по результатам оценки текущей нефтенасыщенности, максимально приближенной к величине его остаточной нефтенасыщенности, может быть выявлен новый предельно выработанный пропласток 3 с проницаемостью к меньшей, чем в ранее выявленном предельно выработанном пропластоке, связь которого с добывающими скважинами также ликвидируют.
Если пропласток 3 выявляется в месте расположения боковых стволов их также ликвидируют. В этом случае с помощью геолого-гидродинамической модели выявляют необходимость добуривания новых боковых стволов в уже пробуренном ярусе или бурения нового яруса боковых стволов.
Преимущества заявляемого способа и достижение поставленной задачи - повышение нефтеизвлечения по сравнению с известными решениями доказаны созданными геолого-гидродинамическими моделями.
Результаты расчета выполнены на гидродинамической модели в программном комплексе CMG.
Описание модели и свойств насыщающих флюидов
Модель представлена сектором одного обращенного 9-точечного элемента разработки с размерами по оси x и y 500×500 м с общей толщиной продуктивного пласта 50 м с нагнетательной вертикальной скважиной по центру и 8 вертикальными добывающими скважинами вокруг, общее количество активных ячеек модели составило 25000 (граничные условия и зона водо-нефтяного контакта пренебрегались в связи с применением заводнения с самого начала разработки).
Слоистая неоднородность модели имеет соотношение по толщине высокопроницаемого прослоя (ВПП) к низкопроницаемым прослоям (НПП) как 1/10, таким образом общая толщина ВПП равна 5 м и представлена одним ВПП, а НПП - 45 м (фиг. 1). Соотношение проницаемостей прослоев К1/К2 равна 1/50. Для варианта на фиг.2д соотношение проницаемостей прослоев К1<К3<К2, где К1/К2 равно 1/50, а К1/К3 равна ½.
Таблица 1
Исходные данные для расчетов
Глубина кровли, м
1260
Толщина нефтяного пласта, м
50
Толщина высокопроницаемого пропластка (ВПП), м
5
Толщина низкопроницаемого пропластка (НПП), м
45
Пористость высокопроницаемого пропластка (ВПП), долях ед.
0.20
Пористость низкопроницаемого пропластка (НПП), долях ед.
0.18
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К1), мД (Х-Y)
138.9
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К1), мД (Z)
6.9
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К2), мД (X-Y)
6944
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К2), мД (Z)
347
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К3), мД (X-Y)
3472
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К3), мД (Z)
173
Коэффициент гранулярности, долях ед.
0.4
Температура пласта, °С
20
Начальное пластовое давление, кПа
11500
Давление насыщения, кПа
7500
Начальная нефтенасыщенность, долях ед.
0.770
Остаточная нефтенасыщенность, долях ед.
0.682
Коэффициент вытеснения, долях ед.
0.28
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∗с
710
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∗с
0.9
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м<sup>3</sup>
960
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м<sup>3</sup>
993
Запасы элемента, тыс.м<sup>3</sup>
387
Размерность сеточной области в 3D модели пласта
Δ<sub>X</sub>, м
10
Δ<sub>Y</sub>, м
10
Δ<sub>Z</sub>, м
5
Размерность сетки
50×50×10
Исходные данные для расчетов приняты близкими к имеющим место на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, характеризующейся крайне неоднородным строением карбонатного коллектора.
Исследования проводились по следующим вариантам разработки залежи, при этом во всех вариантах нагнетание рабочего агента, например воды начинают с начала разработки до достижения добывающими скважинами обводненности 98%.
1 вариант - базовый: разработку залежи осуществляют с помощью нагнетательных и добывающих скважин, вскрывающих всю толщину нефтяного пласта.
2 вариант - по прототипу.
3 вариант - заявляемый способ с одним высокопроницаемым прослоем внизу пласта с 4 боковыми стволами в одном ярусе в одной добывающей скважине.
4 вариант - заявляемый способ с одним высокопроницаемым прослоем внизу пласта с 8 боковыми стволами в два яруса в одной добывающей скважине.
5 вариант - заявляемый способ с одним высокопроницаемым прослоем внизу пласта с 12 боковыми стволами в три яруса в одной добывающей скважине.
6 вариант - заявляемый способ с двумя высокопроницаемыми прослоями, сравнимыми по проницаемости, с 4 боковыми стволами в одном ярусе в одной добывающей скважине.
7 вариант - заявляемый способ с двумя высокопроницаемыми прослоями, сравнимыми по проницаемости, с 8 боковыми стволами в два яруса в одной добывающей скважине.
8 вариант - заявляемый способ с двумя высокопроницаемыми прослоями, сравнимыми по проницаемости, с 12 боковыми стволами в одной добывающей скважине, расположенными в трех промежуточных низкопроницаемых прослоях, образуя три яруса по толщине нефтяного пласта (фиг.2г).
9 вариант - заявляемый способ с двумя высокопроницаемыми прослоями, отличающимися по проницаемости, с 12 боковыми стволами в одной добывающей скважине, расположенными в трех промежуточных низкопроницаемых прослоях, образуя три яруса по толщине нефтяного пласта (фиг.2д).
Вертикальные скважины вскрывают бурением нефтяной пласт 50 м нефтенасыщенной толщины. Бурение в добывающих скважинах в рассматриваемых вариантах боковых стволов было принято длиной 100 м для сетки 6.25 Га/скв. на основе численных расчетов. Бурение горизонтальных скважин для способа по прототипу было принято длиной горизонтального участка 400 м для каждой скважины элемента.
Во всех вариантах режим работы скважин принят при ограничении по Рзаб=7500 кПа в добывающих, со 100% компенсацией от закачки в нагнетательную скважину при Рзак. заб=13000 кПа.
Результаты исследований приведены в таблице 2. Коэффициенты нефтеотдачи по каждому варианту приведены на момент обводненности 98%.
Как видно из таблицы при одинаковых сценарных условиях в способе по прототипу (вариант 2) и в заявляемом способе (вариант 3), а именно: при расположении высокопроницаемого пропластка в нижней части нефтяного пласта и сопоставимой длине добывающей горизонтальной скважины (400 м) и общей длине боковых стволов в добывающей скважине (4 боковых ствола по 100 м) на момент обводненности добывающих скважин 98% коэффициент нефтеотдачи по заявляемому способу составляет 11,8% при 8-летнем сроке разработки месторождения против 7,7% при 11-летнем сроке разработки месторождения, по прототипу. При этом следует отметить, что стоимость проводки четырех боковых стволов длиной по 100 метров, например размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов в виде радиальных отводов составляет примерно 3 млн руб., а стоимость 1 горизонтальной скважины длиной 400 метров составляет примерно 100 млн руб. Соответственно, по заявляемому способу по сравнению с прототипом, лучше и другие показатели, приведенные в таблице, например, накопленная добыча нефти составляет 45,7 тыс т против 29,8 тыс т по прототипу.
3
3
3
3
3
Достоверность выявления выработанного пропластка или нескольких пропластков также подтверждается результатами численного моделирования. В подтверждение на фигуре 3, приведена диаграмма профиля текущей нефтенасыщенности по вскрытой глубине добывающей скважины при обводненности 98% снятая с модели, которая характеризует выработку именно высокопроницаемого пропластка на глубине 1300 м до величины остаточной нефтенасыщенности 0,682. На фиг.4 приведены графики изменения коэффициента продуктивности скважины по нефти для базового варианта 1, варианта 2 по прототипу и вариантов 3, 4 и 5 заявляемого способа, также полученные по результатам численного моделирования. Как видно по кривой 6 для базового варианта 1 начальный коэффициент продуктивности скважины по нефти составляет 1,7 м/сут/МПа, а при достижении обводненности продукции 98% коэффициент продуктивности скважины составляет 0,5 м/сут/МПа. Моделирование условий в соответствии с вариантом 2 по прототипу при бурении горизонтальной скважины (см. кривую 7) показывает, что коэффициент продуктивности скважины по нефти практически не восстанавливается. Заявляемый способ обеспечивает возможность восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти. Так при бурении 4 боковых стволов в один ярус в соответствии с заявляемым способом по варианту 3 восстановление продуктивности наблюдается до 0,6 м/сут/МПа (см. кривую 8). При бурении 8 боковых стволов в два яруса над предельно выработанным пропластком в соответствии с заявляемым способом по варианту 4 восстановление продуктивности наблюдается до 1,08 м/сут/МПа (см. кривую 9) и наибольшее восстановление продуктивности до 1,5 м/сут/МПа (см. кривую 10) наблюдается при бурении 12 боковых стволов в три яруса над предельно выработанным пропластком в скважине по варианту 5 заявляемого способа.
Также были проведены дополнительные исследования по заявляемому способу с 4 боковыми стволами по варианту 3 по выбору оптимального значения длины и диаметра бокового ствола. Исследования были проведены для следующих длин бокового ствола: 75 м, 100 м и 125 м. Полученный коэффициент нефтеотдачи для длины бокового ствола 75 м составил 9,5%, для длины бокового ствола 100 м - 11,8%, а для длины бокового ствола 125 м коэффициент нефтеотдачи составил 12,2%. Учитывая, что при длине бокового ствола в 125 м увеличение коэффициента нефтеотдачи происходит незначительно, но возрастают затраты на бурение, был выбран оптимальный вариант длины бокового ствола длиной 100 м. Также для вышеуказанных длин бокового ствола проведены исследования по влиянию диаметра бокового ствола на коэффициент нефтеотдачи. Исследования проводились для следующих диаметров бокового ствола: 40 мм, 50 мм и 60 мм. Было установлено, что в различных вариациях соотношения длины и диаметра бокового ствола коэффициент нефтеотдачи различался только в десятых долях процентов.
Кроме того, были проведены исследования по влиянию на коэффициент нефтеотдачи различных вариаций длины, диаметра и количества боковых стволов, при которых достигался одинаковый коэффициент продуктивности скважин, но различные коэффициенты охвата нефтяного пласта воздействием рабочего агента. В результате было установлено существенное влияние коэффициента охвата нефтяного пласта воздействием рабочего агента на коэффициент нефтеотдачи.
Возможность достижения поставленной задачи по заявляемому способу, а также влияние коэффициента охвата нефтяного пласта на коэффициент нефтеотдачи подтверждается фигурами 5, 6 и 7, на которых представлена выгрузка из гидродинамической модели, построенной по девятиточечному элементу разработки, приведенному на фиг.1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между добывающими и нагнетательными скважинами по заявляемому способу и прототипу. На фиг.5, демонстрирующей распределение гидродинамических потоков в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков между добывающими и нагнетательными скважинами по прототипу, видно, что поток рабочего агента продвигается только по суперколлектору и уже ближе к забою добывающих скважин поток устремляется по низкопроницаемым пластам. На фиг.6, демонстрирующей заявляемый способ в аналогичных, как указано ранее, сценарных условиях с прототипом, также видно, что фильтрационный поток рабочего агента вовлекает в работу большую площадь по толщине нефтяного пласта. Благодаря закачке рабочего агента в нагнетательные скважины по всей толщине пласта и ликвидации гидродинимической связи добывающих скважин с выработанным высокопроницаемым пропластком обеспечивается напор рабочего агента со стороны нагнетательных скважин по всей толщине пласта и увеличение охвата пласта потоком рабочего агента и, как результат, вытеснение нефти из менее проницаемых пластов в добывающие скважины. Еще больший охват нефтяного пласта по его толщине демонстрируется фиг.7, построенной для варианта 8 осуществления заявляемого способа, когда выявляются два предельно выработанных высокопроницаемых пропластка с примерно одинаковой проницаемостью и распределением боковых стволов в три яруса по низкопроницаемым пропласткам нефтяного пласта.
Следует также отметить, что в базовом способе по варианту 1 коэффициент нефтеотдачи составляет всего 3,6%, при этом обводненность добывающих скважин 98% наступает уже через 3,5 года.
Таким образом, исследования подтвердили справедливость вывода о предпочтительности предлагаемого способа разработки и его преимуществах при различных вариантах выявления в процессе эксплуатации скважин предельно выработанных высокопроницаемых пропластков, при этом заявляемый способ обеспечивает наибольшее повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью и независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта создаются благоприятные условия для увеличения охвата пласта потоком рабочего агента.