Способ разработки залежи сверхвязкой нефти Российский патент 2023 года по МПК E21B43/24 E21B7/06 E21B47/04 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м при тепловом воздействии горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки месторождений высоковязкой нефти (патент RU № 2363839, МПК Е21В 43/24, 7/04, 43/10, опубл. 10.08.2009, бюл. № 22), плотность которой ниже плотности теплоносителя, включающий бурение основного ствола скважины, из которой производят бурение бокового горизонтального ствола, спуск в него перфорированной колонны, спуск насосно-компрессорных труб в основной ствол скважины, установку ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, который герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой и основной скважиной, закачку теплоносителя по одному стволу и отбор высоковязкой нефти или битума из другого ствола скважины, причем перед установкой пакера в нижнюю необсаженную часть основного ствола скважины спускают на колонне труб отклонитель, который ориентируют выходным отверстием в направлении бокового горизонтального ствола и ниже его в пределах этого же продуктивного пласта, после чего при помощи гибкой трубы с гидромониторной насадкой формируют горизонтальный участок, размещенный под боковым горизонтальным стволом, после чего гибкую трубу и колонну труб с отклонителем извлекают из скважины, после установки пакера, но перед спуском насосно-компрессорных труб, их оснащают трубчатым фильтром и расположенными выше ниппелем с отклонителем, оснащенным окном, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб выше ниппеля, и обводным каналом, вход которого сообщен с надклиновым пространством колонны насосно-компрессорных труб, а выход - с подниппельным пространством колонны насосно-компрессорных труб, после чего колонну насосно-компрессорных труб спускают в основной ствол скважины до герметичного взаимодействия ниппеля с пакером с размещением трубчатого фильтра напротив горизонтального участка и расположением окна напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола пакера, затем перфорированную колонну на технологической колонне труб с дополнительным пакером спускают через колонну насосно-компрессорных труб, отклонитель и окно в боковой горизонтальный ствол до размещения перфорированной колонны труб в ее горизонтальном участке, после чего дополнительный пакер устанавливают между насосно-компрессорными трубами и технологической колонной труб выше окна, но ниже входа обводного канала, закачку теплоносителя в основной ствол скважины осуществляют по межтрубному пространству насосно-компрессорных труб и колонны технологических труб, обводному каналу, подниппельному пространству колонны насосно-компрессорных труб и фильтру, а отбор - из бокового горизонтального ствола через перфорированную колонну по технологической колонне труб.

Недостатками данного способа являются:

- недостаточная эффективность при применении парогравитационного метода добычи сверхвязкой нефти, так как закачка теплоносителя производится в подошвенную часть пласта, а добыча продукции - из верхней части;

- низкая эффективность охвата разработкой участка залежи за счет бурения только одного бокового ствола.

Наиболее близким является способ разработки высоковязких нефтей или битума (патент RU № 2289685, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.06.1996, бюл. № 36), включающий бурение вертикальной скважины, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, ее перфорирование, спуск насосно-компрессорных труб, закачку теплоносителя и отбор высоковязкой нефти или битума, после бурения вертикальной скважины производят исследование коллекторских и тепловых свойств вскрытых бурением пластов, выделяют битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, после чего из вертикальной скважины производят бурение бокового горизонтального ствола так, чтобы он вскрыл промежуточный водоносный пропласток в разрезе битумного пласта - на половину распространения локального водоносного пропластка, боковой ствол цементируют до верхнего битуминозного пропластка, затем в боковой ствол спускают перфорированную обсадную колонну, причем перфорирование проводят так, что число перфорационных отверстий увеличивают по мере удаления от вертикального ствола скважины, а вертикальный ствол скважины перфорируют в зонах, вскрытых бурением битуминозных пропластков, насосно-компрессорные трубы спускают в вертикальную скважину с пакером, который устанавливают ниже интервала зарезки бокового ствола, закачку теплоносителя производят в боковой горизонтальный ствол, а отбор высоковязкой нефти или битума - по вертикальному стволу, при этом после выработки продуктивной зоны между вертикальным и боковым горизонтальным стволом в боковой горизонтальный ствол последовательно закачивают оторочку полиакриламида в объеме 0,1 от объема прогретой продуктивной зоны и воды, причем воду закачивают до появления полиакриламида в вертикальном стволе скважины, после чего возобновляют закачку теплоносителя в боковой горизонтальный ствол, производят добычу высоковязкой нефти или битума, затем переходят к закачке теплоносителя через вертикальный ствол скважины и боковой горизонтальный ствол для обеспечения добычи высоковязкой нефти или битума в соседних добывающих скважинах.

Недостатками данного способа являются:

- большие тепловые потери при закачке теплоносителя, обусловленные большим сечением кольцевого пространства, по которому закачивается теплоноситель, и непосредственным контактом теплоносителя со стенками скважины, за которыми находится цементное кольцо, что ведет к нагреванию последнего и, как следствие, поглощению тепла, кроме того, при нагревании цементного кольца за обсадной колонной ухудшается качество сцепления цементного кольца с обсадной колонной, что может впоследствии привести к заколонным перетокам;

- не учтено условие по повышению перепада давления (депрессии) между забойным (в стволе скважины) и пластовым (в прилегающей к скважине “призабойной” части месторождения), что снижает гравитационный сток и соответственно дебит добываемой продукции скважин.

Технической задачей является повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти на участках залежи сверхвязкой нефти с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, а также повышение эффективности добычи продукции за счет увеличения охвата разработкой залежи.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим бурение вертикальной скважины, исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, бурение из вертикальной скважины боковых горизонтальных стволов.

Новым является то, что после выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, после этого в вертикальную скважину спускают колонну труб до глубины на 10 м ниже ВНК и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя, далее производят установку нижнего клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 нижних боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м, причем таким образом, чтобы нижние точки нижних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии как минимум 2 м от ВНК, а забои нижних боковых горизонтальных стволов находились на 2 м выше нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, затем на 5-7 м выше нижнего клина-отклонителя производят установку верхнего клина-отклонителя в направлении бурения верхних боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 верхних боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м параллельно ВНК и таким образом, чтобы нижние точки верхних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 5-7 м от нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, а забои верхних боковых горизонтальных стволов и нижних боковых горизонтальных стволов находились на расстоянии 3-5 м друг от друга, предварительно на нижний конец колонны труб устанавливают узел герметизации, далее фильтровую колонну длиной 3 м и пакер, в вертикальную скважину до искусственного забоя спускают колонну труб с возможностью расположения фильтровой колонны напротив интервала зарезки нижних боковых горизонтальных стволов, а пакера – между интервалами зарезки нижних боковых горизонтальных стволов и верхних боковых горизонтальных стволов, после этого в вертикальную скважину осуществляют закачку пара интенсивностью до 30 т/сут в течение 50 дней, останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней, затем в колонну труб в составе с фильтровой колонной спускают насос на глубину на 3 м выше искусственного забоя и начинают отбор жидкости, продолжают закачку пара.

На фиг. представлена схема осуществления предлагаемого способа.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти осуществляют следующим образом.

На участке залежи сверхвязкой нефти 1 с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м бурят вертикальную скважину 2, производят исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, производят выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, определяют нефтенасыщенность.

После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК 3 (выделяют ВНК) залежи сверхвязкой нефти 1 (см. фиг.). После этого производят спуск колонны труб 4, например, диаметром 245 мм до глубины на 10 м ниже ВНК 3 и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя. Далее производят установку нижнего клина-отклонителя (на фиг. не показано) в направлении бурения боковых стволов 5 и 5'. Вырезают окна, производят бурение (например, при помощи гидромониторного способа бурения) от 2 до 4 нижних боковых горизонтальных стволов 5 и 5' длиной 50-100 м (определяется технической возможностью бурового оборудования). Бурение производят таким образом, чтобы нижние точки нижних боковых горизонтальных стволов 5 и 5' располагались на расстоянии как минимум 2 м от ВНК 3, а забои нижних боковых горизонтальных стволов 5 и 5' находились на 2 м выше нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов 5 и 5'.

Затем на 5-7 м выше установленного нижнего клина-отклонителя производят установку верхнего клина-отклонителя (на фиг. не показан) в направлении бурения верхних боковых стволов 6 и 6'. Вырезают окна, производят бурение (например, при помощи гидромониторного способа бурения) от 2 до 4 верхних боковых горизонтальных стволов 6 и 6' длиной 50-100 м параллельно ВНК 3 и таким образом, чтобы нижние точки верхних боковых горизонтальных стволов 6 и 6' располагались на расстоянии 5-7 м от нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов 5 и 5', а забои верхних боковых горизонтальных стволов 6 и 6' и нижних боковых горизонтальных стволов 5 и 5' находились на расстоянии 3-5 м друг от друга.

Далее выбирают колонну труб 7, например, диаметром 168 мм. Предварительно на нижний конец колонны труб 7 устанавливают узел герметизации 8, далее в составе колонны труб 7 - фильтровую колонну 9 длиной 3 м, затем – пакер 10. В вертикальную скважину 2 до искусственного забоя спускают колонну труб 7 (с установленной компоновкой снизу-вверх: узел герметизации 8, фильтровая колонна 9, пакер 10) с возможностью расположения фильтровой колонны 9 напротив интервала зарезки нижних боковых горизонтальных стволов 5, 5', а пакера – между интервалами зарезки нижних боковых горизонтальных стволов 5 и 5' и верхних боковых горизонтальных стволов 6 и 6'. Узел герметизации 8 на нижнем конце колонны труб 7 устанавливают для исключения пескопроявления (располагается на 1-2 метра выше искусственного забоя), пакер устанавливают для исключения прорыва пара по стволу скважины 2 вниз.

После этого в вертикальную скважину 2 между колоннами труб 4 и труб 7 осуществляют закачку пара интенсивностью до 30 т/сут (определяется приемистостью скважины, с увеличением приемистости интенсивность закачки пара увеличивается) в течение 50 дней. Далее останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Затем в колонну труб 7 в составе с фильтровой колонной 9 спускают насос 10 на глубину на 3 м выше искусственного забоя вертикальной скважины 2 и начинают отбор жидкости, в интервал между колоннами труб 4 и 7 продолжают закачку пара.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти на участках залежи сверхвязкой нефти с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, а также повысить добычу продукции за счет увеличения охвата разработкой залежи и увеличения дебита.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1

На Архангельской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 205 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 1,34 мкм², плотностью нефти в поверхностных условиях 944 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях 11820 мПа*с, определили участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Пробурили вертикальную скважину, произвели исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов. На основании полученных данных выделили битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, определили нефтенасыщенность.

После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определили уровень водонефтяного контакта - ВНК залежи (210 м). После этого в вертикальную скважину произвели спуск колонны труб диаметром 245 мм до глубины на 10 м (220 м) ниже ВНК залежи и зацементировали, таким образом образовали искусственный забой.

Далее произвели установку нижнего клина-отклонителя (на фиг. не показано) в направлении бурения боковых стволов. Вырезали окна, произвели бурение двух нижних боковых горизонтальных стволов длиной 50 м и 55 м. Нижние точки нижних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 2 м и 2,5 м от ВНК, а забои нижних боковых горизонтальных стволов находились на 2 м выше нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов.

Затем на 5 м выше установленного нижнего клина-отклонителя произвели установку верхнего клина-отклонителя, вырезали окна и пробурили два верхних боковых ствола длиной 50 м и 55 м параллельно ВНК и таким образом, чтобы нижние точки верхних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 5 м от нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, а забои верхних боковых горизонтальных стволов и нижних боковых горизонтальных стволов находились на расстоянии 3 м друг от друга.

Далее на колонну труб диаметром 168 мм, предварительно установили снизу-вверх узел герметизации, фильтровую колонну длиной 3 м и пакер, далее до искусственного забоя спустили колонну труб с размещением фильтровой колонны напротив интервала зарезки нижних боковых горизонтальных стволов, а пакера – между интервалами зарезки нижних боковых горизонтальных стволов и верхних боковых горизонтальных стволов.

После этого в вертикальную скважину между колоннами труб диаметром 168 мм и 245 мм осуществили закачку пара интенсивностью до 28 т/сут в течение 50 дней. Далее остановили закачку на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Затем в колонну труб диаметром 168 мм в составе с фильтровой колонной спустили насос на глубину на 3 м выше искусственного забоя вертикальной скважины и начали отбор жидкости, а в интервал между колоннами труб диаметрами 168 мм и 245 мм продолжали закачку пара.

Применение данной технологии позволило получить гидродинамическую связь между нижними и верхними боковыми стволами вертикальной скважины и позволило увеличить дебит на 7 т/сут.

Пример 2

На Архангельской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 205 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 1,34 мкм², плотностью нефти в поверхностных условиях 944 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях 11820 мПа*с, определили участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Пробурили вертикальную скважину, произвели исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов. На основании полученных данных выделили битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, определили нефтенасыщенность.

После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определили уровень водонефтяного контакта - ВНК залежи (214 м). После этого в вертикальную скважину произвели спуск колонны труб диаметром 245 мм до глубины на 10 м (224 м) ниже ВНК залежи и зацементировали, таким образом образовали искусственный забой.

Далее произвели установку нижнего клина-отклонителя (на фиг. не показано) в направлении бурения боковых стволов. Вырезали окна, произвели бурение двух нижних боковых горизонтальных стволов длиной 78 м и 81 м. Нижние точки нижних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 2,1 м и 2,4 м от ВНК, а забои нижних боковых горизонтальных стволов находились на 2 м выше нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов.

Затем на 6 м выше установленного нижнего клина-отклонителя произвели установку верхнего клина-отклонителя, вырезали окна и пробурили два верхних боковых ствола длиной 80 м и 82 м параллельно ВНК и таким образом, чтобы нижние точки верхних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 6 м от нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, а забои верхних боковых горизонтальных стволов и нижних боковых горизонтальных стволов находились на расстоянии 4 м друг от друга.

Далее на колонну труб диаметром 168 мм, предварительно установили снизу-вверх узел герметизации, фильтровую колонну длиной 3 м и пакер, далее до искусственного забоя спустили колонну труб с размещением фильтровой колонны напротив интервала зарезки нижних боковых горизонтальных стволов, а пакера – между интервалами зарезки нижних боковых горизонтальных стволов и верхних боковых горизонтальных стволов.

После этого в вертикальную скважину между колоннами труб диаметром 168 мм и 245 мм осуществили закачку пара интенсивностью до 19 т/сут в течение 50 дней. Далее остановили закачку на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Затем в колонну труб диаметром 168 мм в составе с фильтровой колонной спустили насос на глубину на 3 м выше искусственного забоя вертикальной скважины и начали отбор жидкости, а в интервал между колоннами труб диаметрами 168 мм и 245 мм продолжали закачку пара.

Применение данной технологии позволило получить гидродинамическую связь между нижними и верхними боковыми стволами вертикальной скважины и позволило увеличить дебит на 6 т/сут.

Пример 3

На Архангельской залежи сверхвязкой нефти, находящейся на глубине 205 м, пластовой температурой 8°С, давлением 0,4 МПа, нефтенасыщенностью 0,65 д. ед., пористостью 29%, проницаемостью 1,34 мкм², плотностью нефти в поверхностных условиях 944 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях 11820 мПа*с, определили участок залежи с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Пробурили вертикальную скважину, произвели исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов. На основании полученных данных выделили битумонасыщенные и водонасыщенные пропластки, определили нефтенасыщенность.

После выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определили уровень водонефтяного контакта - ВНК залежи (216 м). После этого в вертикальную скважину произвели спуск колонны труб диаметром 245 мм до глубины на 10 м (226 м) ниже ВНК залежи и зацементировали, таким образом образовали искусственный забой.

Далее произвели установку нижнего клина-отклонителя (на фиг. не показано) в направлении бурения боковых стволов. Вырезали окна, произвели бурение четырех нижних боковых горизонтальных стволов длиной 94 м, 97 м, 99 м и 100 м. Нижние точки нижних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 2 м, 2,1 м, 2,3 м и 2,5 м соответственно от ВНК, а забои нижних боковых горизонтальных стволов находились на 2 м выше нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов.

Затем на 7 м выше установленного нижнего клина-отклонителя произвели установку верхнего клина-отклонителя, вырезали окна и пробурили четыре верхних боковых горизонтальных ствола длиной 94 м, 97 м, 99 м и 100 м параллельно ВНК и таким образом, чтобы нижние точки верхних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 7 м от нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, а забои верхних боковых горизонтальных стволов и нижних боковых горизонтальных стволов находились на расстоянии 5 м друг от друга.

Далее на колонну труб диаметром 168 мм, предварительно установили снизу-вверх узел герметизации, фильтровую колонну длиной 3 м и пакер, после этого до искусственного забоя спустили колонну труб с размещением фильтровой колонны напротив интервала зарезки нижних боковых горизонтальных стволов, а пакера – между интервалами зарезки нижних боковых горизонтальных стволов и верхних боковых горизонтальных стволов.

После этого в вертикальную скважину между колоннами труб диаметром 168 мм и 245 мм осуществили закачку пара интенсивностью до 29 т/сут в течение 50 дней. Далее остановили закачку на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Затем в колонну труб диаметром 168 мм в составе с фильтровой колонной спустили насос на глубину на 3 м выше искусственного забоя вертикальной скважины и начали отбор жидкости, а в интервал между колоннами труб диаметрами 168 мм и 245 мм продолжали закачку пара.

Применение данной технологии позволило получить гидродинамическую связь между нижними и верхними боковыми стволами вертикальной скважины и позволило увеличить дебит на 9 т/сут.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м. Технический результат - увеличение охвата разработкой залежи, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. В способе разработки залежи сверхвязкой нефти 1, включающем бурение вертикальной скважины 2, исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, после выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта ВНК 3. После этого в вертикальную скважину 2 спускают колонну труб 4 до глубины на 10 м ниже ВНК 3 и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя. Далее производят установку нижнего клина-отклонителя в направлении бурения нижних боковых стволов 5, 5', вырезают окно. Производят бурение от 2 до 4 нижних боковых горизонтальных стволов 5, 5' длиной 50-100 м, причем таким образом, чтобы нижние точки нижних боковых горизонтальных стволов 5, 5' располагались на расстоянии как минимум 2 м от ВНК 3, а забои нижних боковых горизонтальных стволов 5, 5' находились на 2 м выше нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов 5, 5'. Затем на 5-7 м выше нижнего клина-отклонителя производят установку верхнего клина-отклонителя в направлении бурения верхних боковых стволов 6, 6', вырезают окно. Производят бурение от 2 до 4 верхних боковых горизонтальных стволов 6, 6' длиной 50-100 м параллельно ВНК 3 и таким образом, чтобы нижние точки верхних боковых горизонтальных стволов 6, 6' располагались на расстоянии 5-7 м от нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов 5, 5', а забои верхних боковых горизонтальных стволов 6, 6' и нижних боковых горизонтальных стволов 5, 5' находились на расстоянии 3-5 м друг от друга. На нижний конец колонны труб 7 устанавливают узел герметизации 8, далее фильтровую колонну 9 длиной 3 м и пакер 10. В вертикальную скважину 2 до искусственного забоя спускают колонну труб 7 с расположением фильтровой колонны 9 напротив интервала зарезки нижних боковых горизонтальных стволов 5, 5', а пакера 10 - между интервалами зарезки нижних боковых горизонтальных стволов 5, 5' и верхних боковых горизонтальных стволов 6, 6'. После этого в вертикальную скважину 2 между колоннами труб 4 и труб 7 осуществляют закачку пара интенсивностью до 30 т/сут в течение 50 дней, останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней. Затем в колонну труб 7 в составе с фильтровой колонной 8 спускают насос 10 на глубину на 3 м выше искусственного забоя и начинают отбор жидкости, закачку пара продолжают. 1 ил., 3 пр.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение вертикальной скважины, исследование фильтрационно-емкостных свойств вскрытых бурением пластов, выделение битумонасыщенных и водонасыщенных пропластков, бурение из вертикальной скважины боковых горизонтальных стволов, отличающийся тем, что после выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных пропластков определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, после этого в вертикальную скважину спускают колонну труб до глубины на 10 м ниже ВНК и производят ее цементирование с образованием искусственного забоя, далее производят установку нижнего клина-отклонителя в направлении бурения боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 нижних боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м, причем таким образом, чтобы нижние точки нижних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии как минимум 2 м от ВНК, а забои нижних боковых горизонтальных стволов находились на 2 м выше нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, затем на 5-7 м выше нижнего клина-отклонителя производят установку верхнего клина-отклонителя в направлении бурения верхних боковых стволов, вырезают окно, производят бурение от 2 до 4 верхних боковых горизонтальных стволов длиной 50-100 м параллельно ВНК и таким образом, чтобы нижние точки верхних боковых горизонтальных стволов располагались на расстоянии 5-7 м от нижних точек нижних боковых горизонтальных стволов, а забои верхних боковых горизонтальных стволов и нижних боковых горизонтальных стволов находились на расстоянии 3-5 м друг от друга, предварительно на нижний конец колонны труб устанавливают узел герметизации, далее фильтровую колонну длиной 3 м и пакер, в вертикальную скважину до искусственного забоя спускают колонну труб с возможностью расположения фильтровой колонны напротив интервала зарезки нижних боковых горизонтальных стволов, а пакера – между интервалами зарезки нижних боковых горизонтальных стволов и верхних боковых горизонтальных стволов, после этого в вертикальную скважину осуществляют закачку пара интенсивностью до 30 т/сут в течение 50 дней, останавливают закачку пара на термокапиллярную пропитку продолжительностью 20 дней, затем в колонну труб в составе с фильтровой колонной спускают насос на глубину на 3 м выше искусственного забоя и начинают отбор жидкости, продолжают закачку пара.