Способ разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин
METHOD FOR DEVELOPING HIGH-VISCOSITY OR BITUMINOUS OIL DEPOSITS USING PAIRED HORIZONTAL WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой или битумной нефти.
Известен способ освоения и разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU №2694317, МПК Е21В 43/24, 43/26, 7/04 опубл. 11.07.2019, Бюл. №20), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную скважину, а из добывающей скважины отбирают продукцию, отличающийся тем, что горизонтальную добывающую скважину при строительстве оснащают оптико-волоконным кабелем с датчиками температуры, а для создания проницаемой зоны в продуктивный пласт через обе скважины подают теплоноситель температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, и давлением, позволяющим произвести гидроразрыв пласта, но не выше давления разрыва покрышки продуктивного пласта, в течение от 1 до 3 сут, после чего переходят под нагнетание пара до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола каждой скважины с последующей остановкой на термокапиллярную пропитку, при этом в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят геофизические исследования для выявления переходных зон между большим и меньшим прогревом, в которых выбирают зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м для размещения входа насоса, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб – НКТ и оснащенного датчиками давления и температуры на входе, далее закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса, при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на уровне максимально допустимой насос переводят в нормальный режим работы.
Недостатками этого способа являются:
-во-первых, необходимость варьирования закачиваемого теплоносителя со сменой устьевой обвязки от разных трубопроводов, что увеличивает материальные затраты на строительство;
-во-вторых, низкая эффективность способа, связанная с переменной успешностью создания термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, так как не учитываются разные геолого-физические и литологические условия продуктивного пласта, и разные характеристики неоднородности и песчанистости в зонах размещения парных скважин в продуктивном пласте. Как следствие недостижения термогидродинамической связи между парными скважинами происходят потери извлекаемых запасов нефти и снижение конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.
Известен способ разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU №2724707, МПК Е21В 43/24, опубл. 25.06.2020, Бюл. №18), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины, причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию, в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны 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, в обе скважины закачивают расчетный объем пара, после окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра, далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы, после стабилизации температуры на входе насоса, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.
До строительства горизонтальных скважин бурят геологоразведочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, далее через них производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях, далее в зависимости от значения вязкости применяют поправочный коэффициент α к формуле расчета объема пара, при размещении в добывающей скважине одной или двух колонн НКТ смещают конец или концы по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 20 м, перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый по формуле:
V=Lф*m* α,
где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т;
Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м;
m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м;
α - поправочный коэффициент, учитывающий вязкость нефти в пластовых условиях,
во время закачки расчетного объема пара в горизонтальные скважины два раза в неделю проводят замеры уровней жидкости и давления в затрубном пространстве, отслеживают динамику их изменения, при превышении давления в затрубном пространстве выше значения 0,666*Рдоп, где Рдоп - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи, останавливают освоение горизонтальных скважин закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам геофизических исследований дополнительно определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, при наличии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части, при отсутствии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части с использованием трубы-хвостовика.
Недостатком способа является низкая эффективность способа, связанная с переменной успешностью создания термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, так как не учитываются разные геолого-физические и литологические условия продуктивного пласта, и разные характеристики неоднородности и песчанистости в зонах размещения парных скважин в продуктивном пласте. Как следствие недостижения термогидродинамической связи между парными скважинами происходят потери извлекаемых запасов нефти и снижение конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.
Наиболее близким к заявляемому способу по совокупности существенных признаков является способ разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин (патент RU №2663527, МПК Е21В 43/24, 47/00, опубл. 07.08.2018, Бюл. №22), включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважины, проведение геофизических исследований в горизонтальной нагнетательной скважины, спуск в горизонтальную нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в горизонтальную добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ горизонтальной нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, закачку пара в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины, остановку на выдержку горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины, проведение геофизических исследований в горизонтальной добывающей скважине, выявление переходных зон с температурой между большим и меньшим прогревом в горизонтальном стволе добывающей скважины, установку в горизонтальной добывающей скважине насосного оборудования, возобновление закачки пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор продукции насосным оборудованием со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса. При проведении геофизических исследований в горизонтальном стволе нагнетательной скважины определяют нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Закачку пара в обе скважины осуществляют в объеме, рассчитанном по формуле: V=Lф*m, где V - объем закачиваемого пара в горизонтальную скважину, т; Lф - длина фильтровой части добывающей скважины, м; m - коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины, т/м. После окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом. Среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления. Закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции электроцентробежным насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме электроцентробежного насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины. Причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе насоса электроцентробежного, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы.
Недостатком способа является низкая эффективность способа, связанная с переменной успешностью создания термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, так как не учитываются разные геолого-физические и литологические условия продуктивного пласта, и разные характеристики неоднородности и песчанистости в зонах размещения парных скважин в продуктивном пласте. Как следствие недостижения термогидродинамической связи между парными скважинами происходят потери извлекаемых запасов нефти и снижение конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и битумной нефти при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет создания устойчивой термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, размещенными в разных геолого-физических и литологических условиях в продуктивном пласте, вследствие более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению охвата пласта паровым воздействием путем целенаправленного воздействия на продуктивный пласт, а также получение дополнительной добычи нефти за счет эксплуатации ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта и повышение конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.
Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважины, проведение геофизических исследований в горизонтальной нагнетательной скважине, спуск в горизонтальную нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в горизонтальную добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ горизонтальной нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, закачку пара в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины, остановку на выдержку горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины, проведение геофизических исследований в горизонтальной добывающей скважине, выявление переходных зон с температурой между большим и меньшим прогревом в горизонтальном стволе добывающей скважины, установку в горизонтальной добывающей скважине насосного оборудования, возобновление закачки пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор продукции насосным оборудованием со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса.
Новым является то, что до строительства горизонтальных скважин разбуривают продуктивный пласт треугольной сеткой оценочных вертикальных скважин с расстоянием между скважинами 200 м в плане, проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, затем выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта залежи, далее получают данные по распределению коэффициентов проницаемости, расчлененности продуктивного пласта, при отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устье горизонтальной добывающей скважины, при температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев или при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, а также при падении производительности по нефти выстраивают детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта с размещенными горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами для получения распределения коэффициентов проницаемости и расчлененности пласта вдоль горизонтальных стволов, при этом размер ячеек детализированной геологической модели в четыре раза меньше по сравнению с единой геологической моделью, далее поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в первой и второй половинах горизонтального ствола добывающей скважины в зоне или зонах с наибольшим значением коэффициента по проницаемости и наименьшим значением коэффициента по расчлененности, далее возобновляют закачку пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме меньше на 20% от предыдущего объема закачиваемого пара, затем горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины, в горизонтальной добывающей скважине проводят термобарометрические измерения, по результатам термобарометрических измерений выявляют зону с максимальной температурой, в данной зоне устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине горизонтального ствола скважины, далее возобновляют закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину в прежнем суточном объеме, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса и на устьевом массомере для контролирования процесса равномерного прогрева горизонтальной добывающей скважины, при отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устье горизонтальной добывающей скважины, при температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев или при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, а также при падении производительности по нефти поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в первой и второй половинах горизонтального ствола добывающей скважины, не изменяя зону расположения, далее операции повторят, начиная с возобновления закачки пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме меньше на 20% от предыдущего объема закачиваемого пара.
На фиг. 1, 2 и 3 показана схема реализации способа разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин.
Способ разработки залежи высоковязкой или битумной нефти с использованием парных горизонтальных скважин осуществляют следующим образом.
До строительства горизонтальных добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин участок залежи высоковязкой или битумной нефти (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) разбуривают треугольной сеткой оценочных вертикальных скважин с расстоянием между скважинами 200 м в плане (на фиг. 1, 2 и 3 не показано). Бурение оценочных вертикальных скважин осуществляют для оконтуривания залежи высоковязкой или битумной нефти и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин. Данная плотность бурения оценочных вертикальных скважин обеспечивает подробную геологическую информацию для дальнейшего построения геологической модели продуктивного пласта, а также является оптимальной с точки зрения экономических затрат на бурение.
По результатам оцифровки и анализа результатов оценочного бурения выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта 3 в программном комплексе RMS.
Далее получают данные по распределению коэффициентов проницаемости, расчлененности, литологии продуктивного пласта 3.
Осуществляют строительство горизонтальных добывающей скважины 1 и нагнетательной скважины 2, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине 1.
Далее производят геофизические исследования в горизонтальной нагнетательной скважине 2. Определяют нефтенасыщенность вдоль горизонтального ствола скважины 2.
Затем осуществляют спуск в горизонтальную нагнетательную скважину 2 двух колонн насосно-компрессорных труб – НКТ 4, 5 разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола.
Далее осуществляют спуск в горизонтальную добывающую скважину 1 одной 6 (на фиг. 2 не показано) или двух колонн НКТ 6', 6'' 6 (на фиг. 1 не показано) со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ горизонтальной нагнетательной скважины 2 не менее чем на 10 м.
Осуществляют закачку пара в горизонтальные нагнетательную 2 и добывающую 1 скважины.
Осуществляют остановку на выдержку горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 1 скважин для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины 1.
Осуществляют проведение геофизических исследований в горизонтальной добывающей скважине 1. Выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом в горизонтальном стволе добывающей скважины 1.
Осуществляют установку в горизонтальной добывающей скважины 1 насосного оборудования (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), например, электроцентробежный насос 8 марки ЭЦН5А-160-300, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель по всей длине горизонтального ствола скважины 1. Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2.
Возобновляют закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2.
Осуществляют отбор продукции насосом 8 со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 1 и замером температуры на приеме насоса.
При отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устье горизонтальной добывающей скважины 1.
При температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев или при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, а также при падении производительности по нефти выстраивают детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта с размещенными горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами для получения распределения коэффициентов проницаемости и расчлененности пласта вдоль горизонтальных стволов. Детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта выстраивают по данным, полученным ранее по результатам исследований кернового материала и геофизических исследований оценочных вертикальных и горизонтальных скважин.
При этом размер ячеек детализированной геологической модели в четыре раза меньше по сравнению с единой геологической моделью.
Контроль низкой или быстроснижающейся температуры добываемой продукции предупреждает непродуктивную закачку пара вследствие отсутствия термодинамической связи между парными горизонтальными скважинами 1 и 2.
Уточнение геологических процессов в продуктивном пласте с помощью детализированной геологической модели участка позволяет учесть геолого-физические и литологические условия расположения данной пары скважин, а также устранить факторы, препятствующие созданию термодинамической связи между парными горизонтальными скважинами 1 и 2.
Далее поднимают насосное оборудование и спускают одну 6 (на фиг. 2 не показано) или две колонны НКТ 6', 6'' (на фиг. 1 не показано) с концом или концами в первой и второй половинах горизонтального ствола добывающей скважины 1 в зону или зоны с наибольшим значением коэффициента по проницаемости и наименьшим значением коэффициента по расчлененности пласта 3. Такое размещение НКТ способствует целенаправленному воздействию на продуктивный пласт 3 и созданию устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 1, 2 вследствие большей проницаемости и меньшей расчленённости глинистыми прослойками в указанных зонах продуктивного пласта 3.
Далее возобновляют закачку пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме меньше на 20% от предыдущего объема закачиваемого пара. По результатам предыдущего освоения закачкой пара частично сохраняется тепло, поэтому проводим освоение закачкой пара меньшего объема для снижения энергетических затрат на разработку парных скважин 1, 2.
Затем горизонтальные добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола горизонтальной добывающей скважины 1.
В горизонтальной добывающей скважине 1 проводят термобарометрические измерения. По результатам термобарометрических измерений выявляют зону с максимальной температурой в горизонтальном стволе добывающей скважины 1. В данной зоне устанавливают спускаемый на колонне НКТ 7 насос 8, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине горизонтального ствола скважины (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Размещение насоса 8 в наиболее прогретой зоне закрепляет термогидродинамическую связь между скважинами и увеличивает охват пласта паровым воздействием.
Далее возобновляют закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2 в прежнем суточном объеме, а отбор продукции насосом 8 проводят со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 1 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 8 и на устьевом массомере (на фиг. 1, 2 и 3 не показан) для контролирования процесса равномерного прогрева горизонтальной добывающей скважины 1.
При отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устье горизонтальной добывающей скважины. При температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев или при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, а также при падении производительности по нефти поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в первой и второй половинах горизонтального ствола добывающей скважины, не изменяя зону расположения.
Далее операции повторят, начиная с возобновления закачки пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме меньше на 20% от предыдущего объема закачиваемого пара.
После чего горизонтальную добывающую скважину 1 переводят в бездействующий или наблюдательный фонд, так как горизонтальная добывающая скважина 1 становится низкорентабельной. А горизонтальную нагнетательную скважину 2 переводят в циклический фонд с попеременной эксплуатацией с закачкой пара и отбором продукции.
Пример конкретного выполнения.
До строительства горизонтальных добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин участок Черемшанского месторождения высоковязкой нефти (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) разбурили треугольной сеткой оценочных вертикальных скважин (на фиг. 1, 2 и 3 не показано). Провели отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин. После этого оценочные скважины ликвидировали.
Построили единую геологическую модель продуктивного пласта 3. Получили данные по распределению коэффициентов проницаемости, расчлененности, литологии продуктивного пласта 3.
2
3
Получили продуктивный пласт 3 (фиг. 1, 2 и 3), находящийся на глубине 145 м, шешминского горизонта уфимского яруса, представленный песчаником с переслаиванием глинистыми пропластками общей толщиной около 21,3 м, пластовая температура 8°С, начальное пластовое давление 0,44 МПа, нефтенасыщенность 0,69 д.ед., пористость 29%, проницаемость 2,44 мкм, плотностью нефти в пластовых условиях 951 кг/м, вязкость 15435 мПа⋅с.
Далее построили структурные карты нефтенасыщенных толщин по пласту 3, и подобрали участки, удовлетворяющие критериям применения технологии парогравитационного дренирования и строительства парных горизонтальных скважин 1, 2.
В пределах продуктивного пласта 3 построили горизонтальную добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины.
Далее произвели геофизические исследования в горизонтальной нагнетательной скважине 2. Определили нефтенасыщенность вдоль горизонтального ствола скважины 2.
После чего в нагнетательной скважине разместили две колонны НКТ 4 и 5. В горизонтальной нагнетательной скважине 2 конец первой колонны НКТ 4 диаметром 60 мм на глубину 412 м, конец второй колонны НКТ 5 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 68% на глубину 803 м. В горизонтальной добывающей скважине 1 конец первой колонны НКТ 6'  диаметром 60 мм спустили на глубину 378 м (на фиг. 1 не показано), конец второй колонны НКТ 6'' 6  диаметром 89 мм спустили во вторую половину горизонтального ствола на глубину 743 м (на фиг. 1 не показано), причем концы колонн 6' и 6'' разнесены по горизонтали на 38 м и 64 м от колонн 4 и 5, соответственно.
Закачали пар объемом: в горизонтальную нагнетательную скважину 2 – 7890 т с суточным расходом 135 т/сут, в горизонтальную добывающую скважину 1 – 5910 т с суточным расходом 108 т/сут, при максимально допустимом давлении закачки для сохранения целостности покрышки продуктивного пласта 3, равного 2,4 МПа на устье скважин 1, 2. После окончания закачки расчетного объема пара скважины 1 и 2 остановили на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 1.
Извлекли из горизонтальной добывающей скважины 1 две колонны НКТ 6' и 6'' (на фиг. 1 не показано). Провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 1 (фиг. 2) выявили переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определили зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой, на глубине 483 м разместили спускаемый на колонне НКТ 7 насос 8.
Возобновили закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2 в объеме 135 т/сут. Отобрали продукцию насосом 8 через горизонтальную добывающую скважину 1. Сняли термограммы вдоль ствола добывающей скважины 1 и замерили температуру на приеме насоса 8, а также на устьевом массомере.
Допустимая температура на приеме данного электроцентробежного насоса 8 составляет 151°С. Температура на приеме электроцентробежного насоса составляет 105°С, на устьевом массомере 96-100°С. При такой температуре эксплуатируют насос 8 в постоянном режиме.
В течение 3 месяцев эксплуатации температура на устьевом массомере снизилась до 27°С, со средним падением устьевой температуры – 23°С в месяц. При этом дебит по нефти постепенно упал с 8 т/сут до 2 т/сут на 5-й месяц эксплуатации.
Построили детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта 3 с размещенными горизонтальными добывающей 1 и нагнетательной 2 скважинами.
Определили зоны с наибольшим значением коэффициента по проницаемости и наименьшим значением коэффициента по расчлененности пласта 3 вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 1 на глубинах 302 и 623 м.
Подняли насосное оборудование в горизонтальной добывающей скважине 1 и спустили две колонны НКТ 6', 6'' с окончаниями на глубинах 302 и 623 м (на фиг. 1 не показано).
Далее возобновляют закачку пара в объеме меньше на 20% предыдущего объема закачиваемого пара: в горизонтальную добывающую скважину 1 – 4728 т с суточным расходом 112 т/сут, а в горизонтальную нагнетательную скважину 2 в объеме – 6312 т с суточным расходом 135 т/сут.
После окончания закачки расчетного объема пара скважины 1 и 2 остановили на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 1, в которой после извлечения двух колонн НКТ 6', 6'' (на фиг. 1 не показано) провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 1 выявили зону с максимальной температурой на глубине 324 м. Разместили спускаемый на колонне НКТ 7 насос 8.
Далее возобновили закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2 объемом 135 т/сут. Произвели отбор продукции насосом 8 со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 1 посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса 8 и на устьевом массомере (на фиг. 1 и 2 не показан).
Температура на приеме электроцентробежного насоса составляла 125°С, на устьевом массомере 112°С. В последующие три месяца эксплуатации температура на устьевом массомере снизилась до 25°С, с падением в каждом месяце более 10°С, при этом дебит по нефти при 5 т/сут в начальный период снизился до 0,5 т/сут.
Провели подъем насосного оборудования в горизонтальной добывающей скважине 1 и спуск двух колонн НКТ 6', 6'' с окончаниями на глубинах 302 и 623 м (на фиг. 1 не показано), как и в предыдущем этапе закачки пара в горизонтальной добывающей скважине 1.
Далее возобновляют закачку пара в объеме меньше на 20% предыдущего объема закачиваемого пара: в горизонтальную добывающую скважину 1 – 3783 т с суточным расходом 105 т/сут, а в горизонтальную нагнетательную скважину 2 в объеме – 5050 т с суточным расходом 135 т/сут.
После окончания закачки расчетного объема пара, скважины 1 и 2 остановили на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины 1, в которой после извлечения двух колонн НКТ 6', 6'' (на фиг. 1 не показано) провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 1 выявили зону с максимальной температурой на глубине 233 м и разместили спускаемый на колонне НКТ 7 насос 8.
Далее возобновили закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2 объемом 135 т/сут. Произвели отбор продукции насосом 8.
Снимали термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 1 и замеряли температуру на приеме насоса 8, а также на устьевом массомере. Температура на приеме насоса составила 90°С, на устьевом массомере – 85°С. В последующие 6 месяцев эксплуатации температура на устьевом массомере снизилась в первые 2 месяца эксплуатации до 70°С и далее стабилизировалась в пределах 70-80°С, при этом дебит по нефти при 5 т/сут в начальный период эксплуатации постепенно вырос до 23 т/сут к концу третьего месяца и сохранялся следующие три месяца на этом уровне. Продолжили эксплуатацию парных скважин в данном режиме: добывающую скважину в режиме отбора продукции, нагнетательную в режиме закачки пара.
Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить эффективность разработки залежи высоковязкой и битумной нефти при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет создания устойчивой термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, размещенными в разных геолого-физических и литологических условиях в продуктивном пласте, вследствие более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению охвата пласта паровым путем целенаправленного воздействия на продуктивный пласт, а также получить дополнительную добычу нефти за счет эксплуатации ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта и повысить конечный коэффициент извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.