Способ разработки залежи сверхвязкой нефти (варианты)
METHOD FOR DEVELOPING EXTRA-VISCOUS OIL DEPOSITS (OPTIONS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи сверхвязкой нефти.
Известен способ разработки высоковязкой нефти (патент RU № 2663532, МПК Е21В 43/24, опубл. 07.08.2018 в 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, отличающийся тем, 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.
Недостатками этого способа являются:
- высокие материальные затраты на бурение дополнительных горизонтальных скважин без учета распространения создаваемых паровых камер сначала до кровли пласта и далее по латерали с примыканием смежных паровых камер с вовлечением ранее не охваченных зон продуктивного пласта между парными скважинами;
- способ направлен только на ускорение вовлечения в разработку зон продуктивного пласта между парами скважин;
- низкая эффективность способа, связанная с быстрым перегревом насосного оборудования в дополнительной добывающей скважине вследствие смыкания паровых камер со смежных парных скважин с паровой камерой, создаваемой в зоне над дополнительной добывающей скважиной, необходимостью остановок закачки пара для остывания призабойной зоны расположения насоса, простой скважин, снижение продуктивности.
Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № 2578137 (МПК Е21В 43/24, опубл. 20.03.2016 в бюл. №8), включающий бурение вертикальных нагнетательных и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скажины, вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше водонефтяного контакта - ВНК, для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м, в скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины, наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в наклонно горизонтальную и вертикальную скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание, по показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара, при прорыве пара в интервале ближе к забою наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара в интервале ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины, после выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют, изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения размеров паровой камеры.
Недостатками этого способа являются:
- высокие материальные затраты на бурение горизонтальной нагнетательной скважины;
- низкая эффективность способа, вследствие закачки пара только в зону близ «носка» горизонтального ствола добывающей скважины и отсутствия равномерного парового воздействия вдоль всего горизонтального ствола скважины, что снижает коэффициент извлечения нефти;
- энергетические потери вследствие создания парового воздействия только в ограниченном участке пласта.
Наиболее близким является способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент RU № , МПК Е21В 43/24, 7/04, 47/06, опубл. 18.03.2022 в бюл. №8), 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, разработку 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, определение в залежи аномальных участков с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, расположение в аномальных участках дополнительных скважин, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции, оборудование дополнительной скважины средствами контроля температуры добываемой продукции, определение граничной температуры продукции дополнительной скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащей добывающей скважиной, повторную закачку теплоносителя для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры, возобновление отбора, повторяют циклы закачки и отбора в дополнительной скважине исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции, создание гидродинамической связи в дополнительной скважине с ближайшими парами скважин путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим, отличающийся тем, что дополнительные скважины располагают на расстоянии 50±15 м от близлежащей добывающей скважины, при этом дополнительные скважины бурят параллельно соседней добывающей скважине, располагая забои дополнительных скважин в направлении забоев парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин таким образом, чтобы расстояние от забоев парных добывающих и нагнетательных скважин до ствола дополнительной скважины составляло 30±10 м, при этом отбор из дополнительной скважины ведут до достижения граничной температуры 40±10°С, далее переходят на нагнетание теплоносителя.
Недостатками этого способа являются
- низкая надежность способа, связанная с высокой вероятностью потерь извлекаемых запасов вследствие чрезмерной длины горизонтального ствола дополнительной скважины и отсутствием качественного охвата парогравитационным воздействием вдоль всего ствола скважины;
- низкая эффективность способа, связанная с остановками закачки пара для остывания призабойной зоны расположения насоса, простой скважин, снижение продуктивности;
- при пароциклическом воздействии не создается расширяющаяся паровая камера над горизонтальной скважиной, так как при отсутствии постоянной закачки пара и восполнения пластового давления дебиты по нефти не достигают высоких начальных значений и имеют высокий процент падения при эксплуатации.
Техническими задачами способа разработки залежи сверхвязкой нефти являются повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата паровым воздействием, повышение производительности насосного оборудования скважины за счет создания равномерного парового воздействия, снижение непроизводительных потерь на закачку пара, а также сокращение капитальных затрат на строительство парной нагнетательной скважины.
Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим строительство оценочных вертикальных скважин, а также пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через горизонтальные добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры.
2
По первому варианту новым является то, что строительство оценочных вертикальных скважин осуществляют по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 250 м в плане, далее проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта и получают данные по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин, строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта, выделяют контур продуктивного пласта по изопахите 10 м, при Г-образном выделенном контуре условно выделяют две части контура с соосным направлением простирания продуктивного пласта, осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура, причем смежные горизонтальные добывающие скважины проектируют на расстоянии 100 м, а горизонтальную добывающую скважину, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин, далее выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке, при средневзвешенных коэффициентах пористости менее или равному 0,27 долей ед. или проницаемости менее или равному 1,3 мкм проектируют горизонтальные нагнетательные скважиной, располагающиеся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам, после строительства пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, в горизонтальных стволах нагнетательных скважин проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в горизонтальных нагнетательных скважинах размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в горизонтальной добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ горизонтальной нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, далее производят закачку теплоносителя через горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, после окончания закачки расчетного объема теплоносителя скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающих скважин, далее в горизонтальных добывающих скважинах размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в горизонтальные нагнетательные скважины.
2
По второму варианту новым является то, что строительство оценочных вертикальных скважин осуществляют по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 250 м в плане, далее проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта и получают данные по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин, строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта, выделяют контур продуктивного пласта по изопахите 10 м, при Г-образном выделенном контуре условно выделяют две части контура с соосным направлением простирания продуктивного пласта, осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура, причем смежные горизонтальные добывающие скважины проектируют на расстоянии 100 м, а горизонтальную добывающую скважину, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин, далее выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке, при средневзвешенных коэффициентах пористости более 0,27 долей ед. и проницаемости более 1,3 мкм горизонтальную добывающую скважину, находящуюся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют одиночной, а к остальным горизонтальным добывающим скважинам проектируют горизонтальные нагнетательные скважины, располагающейся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам, далее осуществляют строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, при этом горизонтальную добывающую скважину, находящуюся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, строят одиночной, далее в горизонтальную добывающую скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра, располагая конец колонны НКТ меньшего диаметра в начале горизонтального ствола скважины не ближе 100 м к проекции ближней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины, а конец колонны большего диаметра не ближе 100 м к проекции дальней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины, осуществляют закачку теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины, а также на начальном этапе одиночную горизонтальную добывающую скважину эксплуатируют в пароциклическом режиме, чередующем закачку теплоносителя и отбор продукции до снижения дебита по нефти до 1 т/сут, при отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устьях горизонтальных добывающих скважин, при постоянном дебите по нефти и отсутствии падения температуры добываемой жидкости в течении месяца одиночную горизонтальную добывающую скважина эксплуатируют в постоянном режиме отбора продукции, а паровое воздействие осуществляют с горизонтальных нагнетательных скважин.
На фиг. 1 показан вид сверху схемы расположения двух групп скважин перпендикулярных друг другу по первому варианту.
На фиг. 2 показан вид сбоку схемы расположения двух групп скважин перпендикулярных друг другу по первому варианту.
На фиг. 3 показан вид сверху схемы расположения двух групп скважин перпендикулярных друг другу по второму варианту.
На фиг. 4 показан вид сбоку схемы расположения двух групп скважин перпендикулярных друг другу по второму варианту.
Способ разработки залежи сверхвязкой нефти осуществляют следующим образом.
По первому варианту.
Строительство оценочных вертикальных скважин (на фиг. 1, 2 не показаны) в продуктивном пласте осуществляют по квадратной сетки с расстоянием между скважинами 250 м в плане.
Проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта 1 и получают данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин.
Строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта 1, выделяют контур 2 продуктивного пласта по изопахите 10 м (фиг. 1).
При Г-образном выделенном контуре 2 условно выделяют две части 2’ и 2’’ контура с соосным направлением простирания пласта 1.
Осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура 2 (фиг. 1).
Причем смежные горизонтальные добывающие скважины 3, 3’ проектируют на расстоянии 100 м.
1
Горизонтальную добывающую скважину 3, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин 3’.
Такое расположение обеспечивает более полное вовлечение пласта 1 в разработку с использованием горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ и минимальном их количестве, без дополнительных затрат на обустройство и бурение.
1
Выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины 3, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’ (фиг. 1).
Определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке. Данные пористости и проницаемости получают по построенной геологической модели.
2
1
При средневзвешенных коэффициентах пористости менее или равному 0,27 долей ед. или проницаемости менее или равному 1,3 мкм проектируют горизонтальные нагнетательные скважины 4, 4 и 4’, располагающейся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам 3, 3’.
1
1
Далее осуществляют строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 3, 3, 3’ и нагнетательных скважин 4, 4 и 4’ согласно условиям проектирования.
1
В горизонтальных стволах нагнетательных скважин 4, 4, 4’ проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательных скважинах 4, 4’ размещают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м.
1
1
1
1
Далее производят закачку теплоносителя, в качестве которого применяют водяной пар, через горизонтальные добывающие 3, 3, 3’ и нагнетательные 4, 4 и 4’ скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры для создания проницаемой зоны между парными горизонтальными скважинами 3, 3, 3’, 4, 4 и 4’.
1
1
1
После окончания закачки расчетного объема теплоносителя скважины 3, 3, 3’, 4, 4 и 4’ останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальных добывающих скважин 3, 3, 3’.
1
Далее в горизонтальных добывающих скважинах 3, 3, 3’размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос.
1
Причем после создания проницаемой зоны подают пар только в горизонтальные нагнетательные скважины 4, 4, 4’.
1
Осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через горизонтальные добывающие скважины 3, 3, 3’ и контроль за состоянием паровой камеры.
По второму варианту.
Строительство оценочных вертикальных скважин (на фиг. 3, 4 не показаны) в продуктивном пласте осуществляют по квадратной сетки с расстоянием между скважинами 250 м в плане.
Проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, на основе полученных данных выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта 1 и получают данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин.
Строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктив-ного пласта 1, выделяют контур 2 продуктивного пласта по изопахите 10 м (фиг. 3).
При Г-образном выделенном контуре 2 условно выделяют две части 2’ и 2’’ контура с соосным направлением простирания пласта 1.
Осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура (фиг. 3).
Причем смежные горизонтальные добывающие скважины 3, 3’ проектируют на расстоянии 100 м.
1
Горизонтальную добывающую скважину 3, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добвающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин 3’.
Такое расположение обеспечивает более полное вовлечение пласта 1 в разработку с использованием горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ и минимальном их количестве, без дополнительных затрат на обустройство и бурение.
1
Выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины 3, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’ (фиг. 3).
Определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке. Данные пористости и проницаемости получают по построенной геологической модели.
2
1
При средневзвешенных коэффициентах пористости более 0,27 долей ед. и проницаемости более 1,3 мкм горизонтальную добывающую скважину 3, находящуюся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’, проектируют одиночной, а к остальным горизонтальным добывающим скважинам 3, 3’ проектируют горизонтальные нагнетательные скважиной 4 и 4’, располагающейся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам 3, 3’.
1
Далее осуществляют строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 3, 3’ и нагнетательных скважин 4, 4’, горизонтальную добывающую скважину 3, находящуюся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’, строят одиночной согласно условиям проектирования.
1
1
Далее в горизонтальную добывающую скважину 3 спускают две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра, располагая конец колонны НКТ меньшего диаметра 6 в начале горизонтального ствола скважины 3 не ближе 100 м к проекции ближней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины 3’, а конец колонны большего диаметра 7 не ближе 100 м к проекции дальней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины 3’.
1
Данное расположение колонн НКТ позволяет вовлечь в разработку участки пласта 1, примыкающие к началу и концу горизонтального ствола одиночной скважины 3, создать более равномерное паровое воздействие на одиночную скважину и повысить производительность насосного оборудования, при этом в центральной части будет достигаться гидродинамическая связь с перпендикулярно распложенными горизонтальными нагнетательными скважинами 4’.
1
Осуществляют закачку теплоносителя, в качестве которого применяют водяной пар, через горизонтальные нагнетательные скважины 4, 4’, а также на начальном этапе одиночную горизонтальную добывающую скважину 3 эксплуатируют в пароциклическом режиме, чередующем закачку теплоносителя (для снижения вязкости и повышения подвижности нефти) и отбор продукции до снижения дебита по нефти до 1 т/сут.
1
При отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устьях горизонтальных добывающих скважин 3, 3, 3’.
1
При постоянном дебите по нефти (по результатам отбора проб) и отсутствии падения температуры добываемой жидкости в течении месяца одиночную горизонтальную добывающую скважина эксплуатируют в постоянном режиме отбора продукции. Это свидетельствует о достижении гидродинамической связи одиночной горизонтальной добывающей скважины 3 с перпендикулярно расположенными горизонтальными нагнетательными скважинами 4’.
1
Паровое воздействие осуществляют с горизонтальных нагнетательных скважин 4, 4, 4’.
Примеры практического применения способа.
Пример 1 (по первому варианту).
1
1
1
1
1
2
В продуктивный пласт 1 Архангельской залежи высоковязкой нефти Архангельского месторождения пробурили вертикальные оценочные скважины 2 в количестве 87 штук, провели отбор кернов и геофизические исследования. Произвели оконтуривание залежи высоковязкой нефти размерами 2,6х2,1 км, высотой от 17 до 33 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 185 м, пласт представлен песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура - 9°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 15,3 м. На основе полученных данных построили единую геологическую модель продуктивного пласта 1 и получили данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин. На основе компьютерного моделирования построили структурную карту толщин продуктивного пласта 1, выделили контур 2 продуктивного пласта по изопахите 10 м. Получили Г-образную форму контура 2, провели его условное разделение на две части 2’ и 2’’,  провели проектирование горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ с длиной горизонтальных частей от 720 до 948 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура 2. Расстояние между горизонтальными стволами определили 100 м, при этом получили четыре горизонтальных ствола 3 в первой части контура 2’ и три горизонтальных ствола 3’ во второй части контура 2’’. Расстояние от горизонтальной добывающей скважины 3, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’, расположили на расстоянии 68 м. Далее выделили участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины 3, и определили средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке по построенной геологической модели, средневзвешенная пористость составила 0,23 долей ед., проницаемость -0,76 мкм. Так как пористость и проницаемость незначительные, осуществили строительство всех горизонтальных добывающих скважин 3, 3, 3’ с парными горизонтальными нагнетательными скважинами 4, 4 и 4’, располагающимися на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам 3, 3, 3’.
1
В горизонтальных стволах нагнетательных скважин 4, 4, 4’ провели геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательных скважинах 4, 4’ разместили по две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра расположили в начале горизонтального ствола в пределах эксплуатационной колонны, а концы колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающих скважинах разместили колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины.
1
1
1
1
1
Произвели освоение скважин закачкой пара через горизонтальные добывающие 3, 3, 3’ и нагнетательные 4, 4 и 4’ скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры для создания проницаемой зоны между парными горизонтальными скважинами 3, 3, 3’, 4, 4 и 4’, далее остановили закачку и выдержали 26 дней для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальных добывающих скважин 3, 3, 3’.
Далее посредством ПРС осуществили спуск оптоволоконного кабеля через колтюбинговую установку и спуск насосов в добывающие скважины.
1
Далее осуществляли закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 4, 4, 4’ с расходом от 65 до 138 т/сут, добиваясь постоянного режима отбора продукции и температуры на устье добывающих скважин.
Пример 2 (по второму варианту).
1
1
1
2
В продуктивный пласт 1 Грядинской залежи высоковязкой нефти Краснооктябрьского месторождения пробурили вертикальные оценочные скважины 2 в количестве 112 штук, провели отбор кернов и геофизические исследования. Произвели оконтуривание залежи высоковязкой нефти размерами 2,9х2,2 км, высотой от 12 до 28 м, средняя глубина кровли нефтенасыщенного пласта - 212 м, пласт представлен песчаниками и мелко и среднезернистыми песками. Начальная пластовая температура - 8°С, средняя нефтенасыщенная толщина по залежи - 14,7 м. На основе полученных данных построили единую геологическую модель продуктивного пласта 1 и получили данные по распределению коэффициентов нефтенасыщенности, проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин. На основе компьютерного моделирования построили структурную карту толщин продуктивного пласта 1, выделили контур 2 продуктивного пласта по изопахите 10 м. Получили Г-образную форму контура 2, провели его условное разделение на две части 2’ и 2’’,  провели проектирование горизонтальных добывающих скважин 3, 3’ с длиной горизонтальных частей от 635 до 1025 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура 2. Расстояние между горизонтальными стволами определили 100 м, при этом получили четыре горизонтальных ствола 3 в первой части контура 2’ и три горизонтальных ствола 3’ во второй части контура 2’’. Расстояние от горизонтальной добывающей скважины 3, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам 3’, расположили на расстоянии 58 м. Далее выделили участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины 3, и определили средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке по построенной геологической модели, средневзвешенная пористость составила 0,3 долей ед., проницаемость - 1,56 мкм. Так как свойства пласта в данном участке позволяют ожидать уверенного распространения пара добывающую скважину 3спроектировали одиночной.
1
Осуществили строительство горизонтальных добывающих скважин 3,  3’ с парными горизонтальными нагнетательными скважинами 4, 4’, располагающимися на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам 3, 3’, а скважину 3 построили в одиночном исполнении.
1
1
Далее в горизонтальную добывающую скважину 3 спустили две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра, располагая конец колонны НКТ меньшего диаметра 6 в начале горизонтального ствола скважины 3на глубине 312 м, на расстоянии 126 м к проекции ближней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины 3’, а конец колонны большего диаметра 7 на глубине 745 м, на расстоянии 149 м от проекции дальней от устья перпендикулярной горизонтальной добывающей скважины 3’.
1
1
1
1
Осуществили закачку пара в объеме 120 т/сут, в одиночную горизонтальную добывающую скважину 3 в течение 3 месяцев, после этого выждав 42 дня для остывания ствола скважины осуществили спуск центробежного насоса на глубину 348 м, эксплуатировали в режиме отбора продукции с контролем температуры добываемой жидкости на устье скважины 3, после 4 месяцев эксплуатации дебит по нефти упал до 0,7 т/сут и температура постепенно упала с 76 °С до 18 °С. После этого скважину 3 повторно запустили под нагнетание пара с режимом 120 т/сут, закачку пара осуществляли в течении 3,5 месяцев. После этого выждав 48 дней для остывания ствола скважины осуществили спуск центробежного насоса на глубину 378 м, эксплуатировали в течении 5 месяцев в режиме отбора продукции с контролем температуры добываемой жидкости на устье скважины 3. Дебит по нефти стабилизировался на уровне 15 т/сут, дебит по жижкости составил 95 т/сут, температура добываемой продукции на устье стабилизировалась на значениях 85-90 °С.
В горизонтальных стволах парных нагнетательных скважин 4, 4’ провели геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательных скважинах 4, 4’ разместили по две колонны насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра расположили в начале горизонтального ствола в пределах эксплуатационной колонны, а концы колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающих скважинах разместили колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины.
Произвели освоение скважин закачкой пара через горизонтальные добывающие 3, 3’ и нагнетательные 4, 4’ скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры для создания проницаемой зоны между парными горизонтальными скважинами 3, 3’, 4, 4’, далее остановили закачку и выдержали 25-32 дня для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальных добывающих скважин 3, 3’.
Далее посредством ПРС осуществили спуск оптоволоконного кабеля через колтюбинговую установку и спуск насосов в добывающие скважины.
Далее осуществляли закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины 4, 4’ с расходом от 73 до 145 т/сут, добиваясь постоянного режима отбора продукции и температуры на устьях парных добывающих скважин 3, 3’.
Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяет повысить нефтеизвлечение за счет увеличения охвата паровым воздействием, снизить непроизводительные потери на закачку пара, создать более равномерное паровое воздействие на одиночную скважину и повысить производительность насосного оборудования за счет снижения риска перегрева, а также сократить капитальные затраты на строительство парной нагнетательной скважины.