СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ В МНОГОПЛАСТОВОМ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНОМ КОЛЛЕКТОРЕ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к разработке залежи высоковязкой нефти с применением тепла, сложенных из пластов с малой толщиной продуктивного пласта.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №32 от 10.12.2008), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, большие финансовые затраты на строительство двухустьевой скважины (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной);

- во-вторых, большие материальные затраты, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов двухустьевых скважин;

- в-третьих, для эффективного осуществления данного способа необходимо изменять объемы закачки и отбора, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10);

- в-четвертых, горизонтальные стволы не позволяют создать эффективную паровую камеру в пластах с высоковязкой нефтью при их малой толщине вследствие того, что горизонтальные стволы расположены друг над другом в одной вертикальной плоскости.

Наиболее близким по технической сущности является способ добычи сверхвязкой нефти (патент RU №2395675, МПК 8 Е21В 43/24, опуб. 27.07.2010 в бюл. №27), включающий строительство вертикальной скважины, вскрытие пласта из вертикальной скважины по ее периметру горизонтальными скважинами, подвод теплоносителя в пласт, сбор продукции в подземную емкость и откачку ее на поверхность, причем строят вертикальную скважину до проектной глубины из блочных цилиндрических колец, с предварительно изготовленными на них технологическими отверстиями и закладными элементами, с контрольным монтажом и демонтажем необходимых устройств, соединяя их между собой жестко и герметично на поверхности и наращивая сверху вниз через направляющий кондуктор под весом, с одновременной выемкой породы с торцевой внутренней площади, причем нижний торец первого цилиндрического кольца снабжают кольцевым ножом, а технологические отверстия снятых выступающих устройств временно герметизируют, закольцевые пространства выше кровли и ниже подошвы пласта герметизируют, вскрывают пласт из вертикальной скважины, согласно проекту, горизонтальными скважинами в виде перфорированных труб, снабженных фильтрами, центраторами и торцевыми наконечниками с соплами методом их вдавливания через центральные направляющие каналы горизонтальных кондукторов, герметично соединенных со стенками вертикальной скважины и снабженных фильтрами и камерами, соединенными через дистанционно управляемые задвижки, верхние и нижние коллекторы соответственно с паропроводом и подземной емкостью, которые также соединены через дистанционно управляемые задвижки, верхние и нижние коллекторы соответственно с паропроводом и подземной емкостью, а их центральные каналы закрывают равнопроходными задвижками, подвод теплоносителя в пласт осуществляют через верхний коллектор, дистанционно управляемые задвижки, перфорированные трубы и камеры горизонтальных кондукторов при закрытых остальных задвижках, сбор продукции в подземную емкость осуществляют через перфорированные трубы и камеры горизонтальных кондукторов, дистанционно управляемые задвижки и нижний коллектор при закрытых остальных задвижках, а для откачки продукции применяют любые известные насосы, способные эффективно работать в этих условиях, причем расстояния между рядами горизонтальных скважин по вертикали и их количество определяют в зависимости от мощности пласта и принятой технологии добычи, каждую скважину ряда соединяют через дистанционно управляемую задвижку и верхний коллектор с паропроводом, а через дистанционно управляемую задвижку и нижний коллектор - с подземной емкостью, которые могут быть как нагнетательными, так и добывающими, причем перед вдавливанием перфорированной трубы в пласт в ее центральный канал помещают герметизирующую эластичную съемную оболочку, в процессе вдавливания внутрь него подают горячий растворитель на углеводородной основе, а после вдавливания затрубный торцевой участок горизонтального кондуктора герметизируют, а подачу теплоносителя в горизонтальные скважины при помощи верхних коллекторов и дистанционно управляемых задвижек осуществляют через часть перфорированных труб и/или камер горизонтальных кондукторов, периодически меняя их сочетание при помощи дистанционно управляемых задвижек согласно технологическому режиму добычи, при этом другие перфорированные трубы и/или камеры горизонтальных кондукторов изолированы или через дистанционно управляемые задвижки и нижние коллекторы сообщены с подземной емкостью, причем продукция пласта из горизонтальных скважин поступает в подземную емкость через дистанционно управляемые задвижки и нижние коллекторы из части перфорированных труб и/или камер горизонтальных кондукторов, периодически меняя их сочетание при помощи дистанционно управляемых задвижек согласно технологическому режиму добычи, при этом другие перфорированные трубы и/или камеры горизонтальных кондукторов изолированы или через дистанционно управляемые задвижки и коллекторы сообщены с паропроводом, а при эксплуатации горизонтальных скважин геофизические исследования, обслуживание и ремонт выполняют с применением поверхностного оборудования с гибким рукавом с необходимым набором приборов и инструментов через герметизируемые центральные каналы, с одновременным сбором продукции через задвижки и нижний коллектор в подземной емкости, причем насосы для откачки продукции размещают в дополнительной герметичной вертикальной скважине, снабженной в перфорированной зоне подземной емкости фильтром и соединенной с системой улавливания легких фракций.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность применения данного способа в продуктивном многопластовом послойно-неоднородном коллекторе сверхвязкой нефти, что обусловлено неоднородностью коллекторов (пластов), имеющих различия между собой в фильтрационно-емкостных свойствах и проницаемостях при разогреве и отборе сверхвязкой нефти из них, в связи с чем паровая камера может концентрироваться только в определенной зоне продуктивного пласта и не продвигаться (расширяться) далее в глубь продуктивного пласта вследствие низкой проницаемости отдельных коллекторов многопластовой залежи, что, в свою очередь, приводит к неполной (частичной) выработке залежи сверхвязкой нефти;

- во-вторых, небольшая площадь прогрева сверхвязкой нефти, связанная с конструкцией горизонтальной скважины и обусловленная тем, что в большей степени прогревается только приствольная часть горизонтального участка и, как следствие, малый объем паровой камеры, что снижает объем разогретой вязкой нефти, подлежащей отбору на поверхность;

- в-третьих, расширение паровой камеры при закачке пара в пласт через одну нагнетательную горизонтальную скважину происходит медленно, при этом остаются низкими объемы отбора разогретой сверхвязкой нефти и затягивается процесс выработки залежи сверхвязкой нефти.

Задачей изобретения является увеличение эффективности применения способа разработки залежи сверхвязкой нефти в продуктивном пласте, представленном в виде многопластового послойно-неоднородного коллектора с его полной выработкой, а также увеличение площади прогрева сверхвязкой нефти независимо от фильтрационно-емкостных свойств и проницаемости многопластового послойно-неоднородного коллектора и сокращение сроков разработки в продуктивном многопластовом послойно-неоднородном коллекторе.

Поставленная задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе, включающим бурение горизонтальных и вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в пласт через горизонтальную скважину, разогрев сверхвязкой нефти с последующим ее отбором из многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом закачку пара и отбор продукции ведут одновременно.

Новым является то, что горизонтальные скважины выполнены в виде пары нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно одна над другой в вертикальной плоскости и выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе, затем дополнительно по разные стороны относительно вертикальной плоскости горизонтальных скважин бурят попарно вертикальные скважины в зонах максимального приближения горизонтальных участков горизонтальных скважин к кровле и подошве многопластового послойно-неоднородного коллектора, причем участки вскрытия в вертикальных нагнетательных скважинах осуществляют в нижней части многопластового послойно-неоднородного коллектора, а участки вскрытия в вертикальных добывающих скважинах осуществляют в верхней части многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом участки вскрытия вертикальных нагнетательных скважин должны быть выполнены на расстоянии не менее 5 м до нижнего горизонтального участка, а в вертикальных добывающих скважинах участки вскрытия должны быть высотой не менее половины толщины многопластового послойно-неоднородного коллектора, осуществляют прогрев многопластового послойно-неоднородного коллектора закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, производят разогрев межскважинной зоны многопластового послойно-неоднородного коллектора со снижением вязкости сверхвязкой нефти, осуществляют закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей горизонтальной скважины, затем производят закачку пара одновременно в горизонтальную нагнетательную скважину и в вертикальные нагнетательные скважины в зоны максимального приближения участков горизонтальных скважин к подошве многопластового послойно-неоднородного коллектора, а отбор продукции производят одновременно из горизонтальной добывающей скважины и из вертикальных добывающих скважин, расположенных в зонах максимального приближения горизонтальных участков к кровле многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом осуществляют контроль технологических параметров многопластового послойно-неоднородного коллектора и скважин в процессе отбора продукции, периодическое определение минерализации попутно отбираемой воды, анализ влияния изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществление равномерного прогрева паровой камеры путем регулирования режима закачки пара или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды, при этом ведут одновременную закачку пара и отбор продукции.

На фигурах 1 и 2 схематично изображен способ разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Сверхвязкая нефть или битум добывается на Ашальчинском месторождении Республики Татарстан Российской Федерации и в пластовых условиях имеет вязкость от 20000 до 30000 МПа·с (см. «Нефтегазовая Вертикаль» №10 2011 г., с.88-91). Как видно из таблицы, стр.89, вязкость сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения составляет 25000 МПа·с.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе 1 (см. фиг.1), представляющем продуктивный пласт, состоящий из нескольких прослоев (пластов) неоднородных по своим фильтрационно-емкостным свойствам и проницаемости. Например, многопластовый послойно-неоднородный коллектор 1 состоит из четырех неоднородных пластов; 1'; 1"; 1'”; 1”” с толщиной h_i каждого из них, например по 12 м, тогда толщина Н многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 составит: Н=12м×4=48 м.

Производят бурение пары горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин, соответствующие горизонтальные участки 2 и 3' которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости, например на расстоянии 5-7 метров, исключающем прямой прорыв пара в ствол горизонтальной добывающей скважины 3 и обеспечивающем создание паровой камеры и разогрев высоковязкой нефти или битума в межскважинной зоне многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, причем горизонтальные участки 2' и 3' соответственно нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов 1'; 1”; 1'”; 1”” в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе 1.

Затем дополнительно по разные стороны относительно вертикальной плоскости S (см. фиг.2) горизонтальных скважин 2 и 3 бурят попарно вертикальные скважины 4 и 4', 5 и 5', 6 и 6', 7и 7' (например, на расстоянии 10-15 метров от вертикальной плоскости S, которое определяется опытным путем для каждого многопластового послойно-неоднородного коллектора, содержащего сверхвязкую нефть индивидуально в зависимости от физико-химических свойств сверхвязкой нефти в зонах максимального приближения горизонтальных участков 2' и 3' (см. фиг.1 и 2) соответствующих горизонтальных скважин 2 и 3 к кровле 8 и подошве 9 многопластового послойно-неоднородного коллектора 1. В вертикальных нагнетательных скважинах 4 и 4', 5 и 5' участки вскрытия - а_i осуществляют в нижней части многопластового послойно-неоднородного коллектора 1.

В вертикальных добывающих скважинах 6 и 6', 7 и 7' участки вскрытия - b_i осуществляют в верхней части многопластового послойно-неоднородного коллектора 1.

Участки вскрытия - a_i вертикальных нагнетательных скважин 4 и 4', 5 и 5' должны быть выполнены на расстоянии не менее 5 м до горизонтального участка 3' горизонтальной добывающей скважины 3, а в вертикальных добывающих скважинах 6 и 6', 7 и 7' участки вскрытия - b_i должны быть высотой не менее половины толщины - Н многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, т.е. b_i=0,5×Н.

Осуществляют прогрев многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 с образованием паровой камеры закачкой пара (теплоносителя), например водяного пара при температуре 200-220°С, в обе горизонтальные скважины 2 и 3, и через их горизонтальные участки 2' и 3' соответственно, выполненные в виде синусоиды. Производят разогрев межскважинной зоны многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, со снижением вязкости сверхвязкой нефти, например, осуществляют закачку пара в объеме 1000 м³ в каждую из горизонтальных скважин 2 и 3. После разогрева сверхвязкой нефти в межскважинной зоне производят закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину 2 и отбор продукции из нижней добывающей горизонтальной скважины 3.

Далее с целью расширения объема паровой камеры и увеличения охвата прогревом многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, т.е. распространения паровой камеры в неоднородные пласты 1'; 1”; 1'”; 1””, складывающие многопластовый послойно-неоднородный коллектор 1, в вертикальные нагнетательные скважины 4 и 4', 5 и 5' в зоны максимального приближения горизонтальных участков 2' и 3' соответствующих горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин к подошве 9 многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 через участки вскрытия - а_i, выполненные в нижней части многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, осуществляют закачку пара, при этом паровая камера распространяет от кровли 8 до подошвы 9 по всей толщине - Н многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 во всех неоднородных пластах 1'; 1”; 1'”; 1”” и далее распространяется в длину многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, разогревая в ней сверхвязкую нефть или битум. Отбор продукции (разогретой сверхвязкой нефти) из многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 (см. фиг.1 и 2) производят по вертикальным добывающим скважинам 6 и 6', 7 и 7', расположенным в зонах максимального приближения горизонтальных участков 2' и 3' соответствующих горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин к кровле 8 многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 через участки вскрытия b_i вертикальных добывающих скважин 6 и 6', 7 и 7', выполненных в верхней части многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, при этом закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину 2 и отбор продукции из нижней добывающей горизонтальной скважины 3 продолжают, т.е. производят одновременную закачку пара во все нагнетательные скважины 2, 4 и 4', 5 и 5' и отбор продукции из всех добивающих скважин 3, 6 и 6', 7 и 7'.

В процессе отбора продукции производят контроль технологических параметров многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, в горизонтальной нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинах, а также вертикальных нагнетательных скважинах 4 и 4', 5 и 5' и добывающих скважинах 6 и 6', 7 и 7' в процессе отбора продукции, при этом это такие технологические параметры как: давление закачки теплоносителя в нагнетательную скважину, температура в зонах закачки теплоносителя и отбора разогретой высоковязкой нефти или битума с помощью термодатчиков, спущенных соответственно в нагнетательные и добывающие скважины на оптико-волоконном кабеле (на фиг.1, 2, 3 не показано), а также вязкость и обводненность продукции, которую определяют в процессе отбора на устье горизонтальной добывающей скважины 3, а также вертикальных добывающих скважин 6 и 6', 7 и 7'.

Также периодически, 2 -3 раза в неделю определяют минерализацию попутно отбираемой воды в продукции горизонтальной добывающей скважины 3 и вертикальных добывающих скважин 6 и 6', 7 и 7', как описано в патенте №2379494, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №2, от 20.01.2010, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки пара в горизонтальную нагнетательную скважину 2, а также в вертикальные нагнетательные скважины 4 и 4', 5 и 5' или отбора продукции из горизонтальной добывающей скважины 3, а также вертикальных добывающих скважин 6 и 6', 7 и 7' до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Пример конкретного применения.

Многопластовый послойно-неоднородный коллектор 1 состоит из четырех неоднородных пластов: 1'; 1”; 1'”; 1”” с толщиной h_i каждого из них, например по 12 м, тогда толщина Н многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 составит: Н=12 м×4=48 м, например, в следующих интервалах: неоднородный пласт 1' - 202-214 м; неоднородный пласт 1” - 214-226 м; неоднородный пласт 1'” - 226-238 м; неоднородный пласт 1”” - 238-250 м.

Производят бурение пары горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин, соответствующие горизонтальные участки 2' и 3' которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости на расстоянии 6 метров, обеспечивающем создание паровой камеры и разогрев высоковязкой нефти или битума в межскважинной зоне многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, причем горизонтальные участки 2' и 3' соответственно нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов 1'; 1”; 1'”; 1”” в интервалах от 202 до 250 м в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе 1, причем верхние точки горизонтальной нагнетательной и добывающей скважин находятся соответственно в интервалах 204 м и 210 м пласта 1', а нижние точки горизонтальной нагнетательной и добывающей скважин находятся соответственно в интервалах 242 м и 248 м пласта 1'.

Затем дополнительно по разные стороны относительно вертикальной плоскости S (см. фиг.2) горизонтальных скважин 2 и 3 бурят попарно вертикальные скважины 4 и 4', 5 и 5', 6 и 6', 7 и 7' на расстоянии 10 метров от вертикальной плоскости S. В вертикальных нагнетательных скважинах 4 и 4', 5 и 5' участки вскрытия - a_i, т.е. a₆; a_6'; a₇, a_7' (на фиг.1 и 2 не показано) выполняют в нижней части многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 (см. фиг.1 и 2) на расстоянии не менее 5 м до горизонтального участка 3' горизонтальной добывающей скважины 3, т.е. в интервале от 216 м до 245 м.

В вертикальных добывающих скважинах 6 и 6', 7 и 7' участки вскрытия - b_i осуществляют в верхней части многопластового послойно-неоднородного коллектора 1.

В вертикальных добывающих скважинах 6 и 6', 7 и 7' участки вскрытия - b_i должны быть высотой не менее половины толщины - Н многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, т.е. b_i=0,5×Н, т.е. участок вскрытия b₆; b_6'; b₇; b_7' (на фиг.1 и 2 не показано) в каждой из соответствующих вертикальных добывающих скважин 6 и 6', (см. фиг.1 и 2) 7 и 7' должен быть не менее 0,5×48 м=24 м. Примем: b₆=25 м; b_6'=28 м; b₇=25 м; b_7'=28 м.

Осуществляют прогрев многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 с образованием паровой камеры закачкой теплоносителя (пара) в обе горизонтальные скважины 2 и 3, и через их горизонтальные участки 2' и 3' соответственно, выполненные в виде синусоиды. Производят разогрев межскважинной зоны многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, со снижением вязкости высоковязкой нефти или битума, например осуществляют закачку пара в объеме 1000 м³ в каждую из горизонтальных скважин 2 и 3. После разогрева высоковязкой нефти или битума в межскважинной зоне производят закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину 2 и отбор продукции из нижней добывающей горизонтальной скважины 3.

Далее с целью расширения объема паровой камеры и увеличения охвата прогревом многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, т.е. распространения паровой камеры в неоднородные пласты 1'; 1”; 1'”; 1””, складывающие многопластовый послойно-неоднородный коллектор 1, в вертикальные нагнетательные скважины 4 и 4', 5 и 5' в зоны максимального приближения горизонтальных участков 2' и 3' соответствующих горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин к подошве 9 многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 через участки вскрытия - a_i (а₆; а_6'; а₇; а_7'), выполненные в интервале 216 м до 245 м многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, осуществляют закачку пара при температуре 200-220°С, при этом паровая камера распространяет от кровли 8 до подошвы 9 по всей толщине - Н=48 м многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 во всех неоднородных пластах 1'; 1”; 1'”; 1”” и далее распространяется в длину многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, разогревая в ней сверхввязкую нефть или битум.

Отбор продукции (разогретой высоковязкой нефти или битума) из многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 (см. фиг.1 и 2) производят по вертикальным добывающим скважинам 6 и 6', 7 и 7', расположенным в зонах максимального приближения горизонтальных участков 2' и 3' соответствующих горизонтальных нагнетательной 2 и добывающей 3 скважин к кровле 8 многопластового послойно-неоднородного коллектора 1 через участки вскрытия: b₆=25 м; b_6'=28 м; b₇=25 м; b_7'=28 м, соответствующих вертикальных добывающих скважин 6 и 6', 7 и 7', выполненных в верхней части многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, при этом закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину 2 и отбор продукции из нижней добывающей горизонтальной скважины 3 продолжают, т.е. производят одновременную закачку пара во все нагнетательные скважины 2, 4 и 4', 5 и 5' и отбор продукции из всех добывающих скважин 3, 6 и 6', 7 и 7'.

В процессе разработки залежи высоковязкой нефти или битума производят контроль технологических параметров многопластового послойно-неоднородного коллектора 1, в горизонтальной нагнетательной 2 и добывающей 3 скважинах, а также вертикальных нагнетательных скважинах 4 и 4', 5 и 5' и добывающих скважинах 6 и 6', 7 и 7' в процессе отбора продукции, при этом это такие технологические параметры как: давление закачки теплоносителя в нагнетательную скважину, температура в зонах закачки теплоносителя и отбора разогретой высоковязкой нефти или битума с помощью термодатчиков, спущенных соответственно в нагнетательные и добывающие скважины на оптико-волоконном кабеле (на фиг.1, 2, 3 не показано), а также вязкость и обводненность продукции, которую определяют в процессе отбора на устье горизонтальной добывающей скважины 3, а также вертикальных добывающих скважин 6 и 6', 7 и 7'.

Периодически, 2-3 раза в неделю определяют минерализацию попутно отбираемой воды в продукции горизонтальной добывающей скважины 3 и вертикальных добывающих скважин 6 и 6', 7 и 7', анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки пара в горизонтальную нагнетательную скважину 2, а также в вертикальные нагнетательные скважины 4 и 4', 5 и 5' или отбора продукции из горизонтальной добывающей скважины 3, а также вертикальных добывающих скважин 6 и 6', 7 и 7' до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Предложенный способ разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе благодаря выполнению горизонтальных участков горизонтальных скважин в виде синусоиды и наличию вертикальных нагнетательных и добывающих скважин позволяет увеличить площадь охвата разогревом и расширить объемы паровой камеры в процессе разработки по всей толщине многопластового послойно-неоднородного коллектора, независимо от фильтрационно-емкостных свойств и проницаемости пластов, его складывающих, что, в свою очередь, позволяет произвести эффективную и полную выработку запасов сверхвязкой нефти из многопластового послойно-неоднородного коллектора, сократив при этом сроки разработки.

Изобретение относится к разработке залежи высоковязкой нефти с применением тепла, сложенной из послойно-неоднородных пластов. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения площади прогрева пласта и сокращения сроков разработки. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных и вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в пласт через горизонтальную скважину, разогрев сверхвязкой нефти и ее отбор. При этом закачку пара и отбор продукции ведут одновременно. Горизонтальные скважины выполняют в виде пары нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно одна над другой в вертикальной плоскости и выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе. Затем дополнительно по разные стороны от вертикальной плоскости горизонтальных скважин бурят попарно вертикальные скважины в зонах максимального приближения горизонтальных участков горизонтальных скважин к кровле и подошве залежи. Вскрытие в вертикальных нагнетательных скважинах осуществляют в нижней части многопластового залежи, а в вертикальных добывающих скважинах - в верхней части залежи. При этом участки вскрытия вертикальных нагнетательных скважин должны быть выполнены на расстоянии не менее 5 м до нижнего горизонтального участка, а в вертикальных добывающих скважинах участки вскрытия должны быть высотой не менее половины толщины залежи. Осуществляют прогрев залежи закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры и разогревом межскважинной зоны со снижением вязкости нефти. Осуществляют закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей горизонтальной скважины. Затем производят закачку пара одновременно в горизонтальную нагнетательную скважину и в вертикальные нагнетательные скважины в зоны максимального приближения участков горизонтальных скважин к подошве залежи. Отбор продукции производят одновременно из горизонтальной добывающей скважины и из вертикальных добывающих скважин, расположенных в зонах максимального приближения горизонтальных участков к кровле залежи. При этом осуществляют контроль технологических параметров залежи и скважин в процессе отбора продукции, периодическое определение минерализации попутно отбираемой воды, анализ влияния изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. С учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки пара или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды. При этом ведут одновременную закачку пара и отбор продукции. 2 ил.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе, включающий бурение горизонтальных и вертикальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в пласт, разогрев сверхвязкой нефти и ее отбор из многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом закачку пара и отбор продукции ведут одновременно, отличающийся тем, что горизонтальные скважины выполняют в виде пары нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости и выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе, затем дополнительно по разные стороны относительно вертикальной плоскости горизонтальных скважин бурят попарно вертикальные скважины в зонах максимального приближения горизонтальных участков горизонтальных скважин к кровле и подошве млогопластового послойно-неоднородного коллектора, причем участки вскрытия в вертикальных нагнетательных скважинах осуществляют в нижней части многопластового послойно-неоднородного коллектора, а участки вскрытия в вертикальных добывающих скважинах осуществляют в верхней части многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом участки вскрытия вертикальных нагнетательных скважин должны быть выполнены на расстоянии не менее 5 м до нижнего горизонтального участка, а в вертикальных добывающих скважинах участки вскрытия должны быть высотой не менее половины толщины многопластового послойно-неоднородного коллектора, осуществляют прогрев многопластового послойно-неоднородного коллектора закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, производят разогрев межскважинной зоны многопластового послойно-неоднородного коллектора со снижением вязкости сверхвязкой нефти, осуществляют закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей горизонтальной скважины, затем закачку пара производят одновременно в горизонтальную нагнетательную скважину и в вертикальные нагнетательные скважины в зоны максимального приближения участков горизонтальных скважин к подошве многопластового послойно-неоднородного коллектора, а отбор продукции производят одновременно из горизонтальной добывающей скважины и из вертикальных добывающих скважин, расположенных в зонах максимального приближения горизонтальных участков к кровле многопластового послойно-неоднородного коллектора, при этом осуществляют контроль технологических параметров многопластового послойно-неоднородного коллектора и скважин в процессе отбора продукции, периодически определяют минерализацию попутно отбираемой воды, анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки пара или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды при одновременной закачке пара и отборе продукции.