Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть. Техническим результатом является повышение эффективности разработки высоковязкой нефти, за счет создания качественной термогидродинамической связи между парными горизонтальными скважинами, размещенными в разных геолого-физических и литологических условиях в продуктивном пласте, вовлечения в разработку ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта и повышения конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин. Заявленный способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, заключается в том, что при этом до строительства горизонтальных скважин продуктивный пласт разбуривают квадратной сеткой вертикальных оценочных скважин с расстоянием между скважинами 200 м в плане. Проводят отбор керна и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, затем выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта залежи. Далее получают данные по распределению коэффициентов проницаемости, песчанистости, глинистости, толщин продуктивного пласта. При отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устьевом массомере и дебит по нефти периодическим отбором проб из горизонтальной добывающей скважины. При температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев и при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, и одновременном падении дебита по нефти выстраивают детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта с размещенными горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами для получения распределения коэффициентов проницаемости, песчанистости, глинистости пласта вдоль горизонтальных стволов. При этом размер ячеек детализированной геологической модели выбирают в 10 раз меньше по сравнению с единой геологической моделью, далее поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в начале и в конце горизонтального ствола добывающей скважины в зоне или зонах с наибольшим значением коэффициентов проницаемости и песчанистости и наименьшим значением коэффициента глинистости. Далее возобновляют закачку пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме, превышающем предыдущий объем закачиваемого пара на 25%. 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 которых 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 устьевом массомере и дебит по нефти периодическим отбором проб из горизонтальной добывающей скважины, при температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев и при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, и одновременном падении дебита по нефти поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в начале и в конце горизонтального ствола добывающей скважины, не изменяя зону расположения. Далее операции по закачке в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины объема пара, превышающего предыдущий закачиваемый объем на 25%, и определению температуры добываемой продукции и дебита по нефти повторяют, освоение продолжают до достижения объема закачиваемого пара, превышающего первоначальный закачиваемый объем на 200%. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть.

Известен способ освоения и разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (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, при этом 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 необходимость варьирования закачиваемого теплоносителя со сменой устьевой обвязки от разных трубопроводов, что увеличивает материальные затраты на строительство. Также 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.

Также известен способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (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 насосно-компрессорных труб – НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра – в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ, 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, не достижение 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 парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть (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 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, при этом в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, при этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %, а для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, в обе скважины закачивают объем пара, рассчитываемый 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, а 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. При длине фильтровой части добывающей скважины менее 700 м в нее спускают одну колонну НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,3 т/м и для добывающей скважины 6,6 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 100 т/сут, а в добывающую скважину - 80 т/сут. При длине фильтровой части добывающей скважины более 700 м в нее спускают две колонны НКТ, причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 8,6 т/м и для добывающей скважин 6,4 т/м, а суточная закачка пара в нагнетательную скважину составляет 160 т/сут, а в добывающую скважину - 120 т/сут.

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, не достижение 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 парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, за счет создания качественной 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 влияния на продуктивный пласт, а также получение дополнительной добычи нефти за счет вовлечения в разработку ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта и повышение конечного коэффициента извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.

Технические задачи решаются способом разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающим строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, 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 с выявлением 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 продуктивный пласт разбуривают квадратной сеткой вертикальных оценочных скважин с расстоянием между скважинами 200 м в плане, проводят отбор керна и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, затем выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта залежи, далее получают данные по распределению коэффициентов проницаемости, песчанистости, глинистости, толщин продуктивного пласта, при отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устьевом массомере и дебит по нефти периодическим отбором проб из горизонтальной добывающей скважины, при температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев и при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, и одновременном падении дебита по нефти выстраивают детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта с размещенными горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами для получения распределения коэффициентов проницаемости, песчанистости, глинистости пласта вдоль горизонтальных стволов, при этом размер ячеек детализированной геологической модели выбирают в 10 раз меньше по сравнению с единой геологической моделью, далее поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в начале и в конце горизонтального ствола добывающей скважины в зоне или зонах с наибольшим значением коэффициентов проницаемости и песчанистости и наименьшим значением коэффициента глинистости, далее возобновляют закачку пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме, превышающем предыдущий объем закачиваемого пара на 25%, 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 устьевом массомере и дебит по нефти периодическим отбором проб из горизонтальной добывающей скважины, при температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев и при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, и одновременном падении дебита по нефти поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в начале и в конце горизонтального ствола добывающей скважины, не изменяя зону расположения, далее операции по закачке в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины объема пара, превышающего предыдущий закачиваемый объем на 25%, и определению температуры добываемой продукции и дебита по нефти повторяют, освоение продолжают до достижения объема закачиваемого пара, превышающего первоначальный закачиваемый объем на 200 %.

На фиг. 1 и 2 изображена схема разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть.

Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, осуществляют следующим образом.

До строительства горизонтальных добывающей 1 (фиг. 1) и нагнетательной 2 скважин участок залежи высоковязкой или битумной нефти (на фиг. 1, 2 не показано) разбуривают квадратной сеткой вертикальных оценочных скважин с расстоянием между скважинами 200 м в плане (на фиг. 1, 2 не показано). Бурение вертикальных оценочных скважин осуществляют для оконтуривания залежи высоковязкой или битумной нефти и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Проводят отбор керна и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин.

По результатам оцифровки и анализа результатов оценочного бурения выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта 3 залежи (фиг. 1) в программном комплексе RMS. Далее получают данные по распределению коэффициентов проницаемости, песчанистости, глинистости и толщинах 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 или двух колонн НКТ 6 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 скважине 1 на спускаемом НКТ 7 (фиг. 2) насосного оборудования 8 (далее - насос), например, электроцентробежный насос марки ЭЦН5А-160-300, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконный кабель (на фиг. 1, 2 не показано) по всей длине горизонтального ствола скважины 1 (фиг. 1). Информация с датчиков по кабелю передается на устье скважины 2. Возобновляют закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину 2 (фиг. 2).

Осуществляют отбор продукции насосом 8 со съемом термограммы вдоль ствола горизонтальной добывающей скважины 1 и замером температуры на приеме насоса 8. При отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устьевом массомере и дебит по нефти периодическим отбором проб из горизонтальной добывающей скважины 1.

При температуре добываемой жидкости менее 30°С в течение трех месяцев и при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, и одновременном падении дебита по нефти выстраивают детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта с размещенными горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами для получения распределения коэффициентов проницаемости, песчанистости, глинистости 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 выбирают в 10 раз 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 геологического строения 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 (фиг. 1) или две колонны НКТ  с концом или концами в первой и второй половинах горизонтального ствола добывающей скважины 1 в зону или зоны с наибольшим значением коэффициентов проницаемости и песчанистости, и наименьшим значением коэффициента глинистости 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, превышающем предыдущий объем закачиваемого пара на 25%. Увеличение объема закачиваемого пара по сравнению с предыдущим освоением (закачкой пара) предусмотрено для повышения результативности освоения и создания качественной термодинамической связи между парными горизонтальными скважинами 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 (фиг. 2) насос 8, оснащенный на приеме датчиками температуры и давления, и оптоволоконный кабель по всей длине горизонтального ствола скважины (на фиг. 1, 2 не показано). Размещение насоса 8 (фиг. 2) 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 и 2 не показан) для контролирования процесса равномерного прогрева горизонтальной добывающей скважины 1 (фиг. 2). При отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устьевом массомере и дебит по нефти периодическим отбором проб из горизонтальной добывающей скважины 1. При температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев и снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, и одновременном падении дебита по нефти. Поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в начале и в конце горизонтального ствола добывающей скважины 1, не изменяя зону расположения.

Далее операции, начиная с закачки пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины 1, 2 соответственно в объеме, превышающем предыдущий закачиваемый объем на 25%, при условии падения температуры добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев и снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, и одновременном падении дебита по нефти повторяют. Освоение продолжают до достижения объема закачиваемого пара, превышающего первоначальный закачиваемый объем на 200% (это достигается после 4-х повторений).

После этого горизонтальную добывающую скважину 1 переводят в бездействующий или наблюдательный фонд, так как горизонтальная добывающая скважина 1 становится нерентабельной. А горизонтальную нагнетательную скважину 2 переводят в циклический фонд с попеременной эксплуатацией - закачкой пара и отбором продукции.

Пример конкретного выполнения.

До строительства горизонтальных добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин участок Сарабикуловского месторождения высоковязкой нефти (на фиг. 1, 2 не показано) разбурили квадратной сеткой вертикальных оценочных скважин (на фиг. 1, 2 не показано). Провели отбор керна и геофизические исследования вертикальных оценочных скважин. После этого оценочные скважины ликвидировали.

Построили единую геологическую модель продуктивного пласта 3 (фиг. 1). Получили данные по распределению коэффициентов проницаемости, песчанистости, глинистости и толщины продуктивного пласта 3.

Получили продуктивный пласт 3, находящийся на глубине 156 м, шешминского горизонта уфимского яруса, представленный песчаником с переслаиванием глинистыми пропластками общей толщиной около 26,1 м, пластовой температурой 9°С, начальным пластовым давлением 0,47 МПа, нефтенасыщенностью 0,73 д. ед., пористостью 31 %, проницаемостью 3,18 мкм², плотностью нефти в пластовых условиях 941 кг/м³, вязкостью 13472 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 385 м, конец второй колонны НКТ 5 диаметром 89 мм спускают во вторую половину горизонтального ствола в зону с нефтенасыщенностью 76% на глубину 776 м. В горизонтальной добывающей скважине разместили одну колонну НКТ 6 диаметром 89 мм на глубине 716 м, причем концы колонн 6 и 5 разнесены по горизонтали на 60 м.

Закачали пар объемом: в горизонтальную нагнетательную скважину 2 –7920 т с суточным расходом 135 т/сут, в горизонтальную добывающую скважину 1 – 5940 т с суточным расходом 108 т/сут, при максимально допустимом давлении закачки для сохранения целостности покрышки продуктивного пласта 3, равного 2,1 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 колонну НКТ 6. 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, в которой, на глубине 456 м разместили спускаемый на колонне НКТ 7 электроцентробежный насос 8 марки ЭЦН5А-160-300.

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 - 155°С. Температура на приеме электроцентробежного насоса - 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 26°С, с падением устьевой температуры - в первый месяц на 18°С, во второй - на 33°С, в третий - на 23°С. При этом дебит по нефти постепенно упал с 8 т/сут до 2 т/сут на 4-ый месяц эксплуатации.

Построили детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта 3 с размещенными горизонтальными добывающей 1 и нагнетательной 2 скважинами с меньшим размером ячеек модели, а именно в 10 раз меньше по сравнению с общей моделью пласта 3.

Определили зону с наибольшим значением коэффициента по проницаемости и песчанистости, и наименьшим значением коэффициента глинистости пласта 3 вдоль горизонтального ствола добывающей скважины 1 на глубине 596 м.

Подняли насосное оборудование в горизонтальной добывающей скважине 1 и спустили колонну НКТ 6 с окончанием на глубине 596 м.

Далее возобновили закачку пара в объеме, превышающем на 25% предыдущий объем закачиваемого пара: в горизонтальную добывающую скважину 1– 7430 т с суточным расходом 112 т/сут, а в горизонтальную нагнетательную скважину 2 в объеме – 9900 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 колонны НКТ 6 провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 1 выявили зону с максимальной температурой на глубине 297 м. Разместили спускаемый на колонне НКТ 7 насос 8 на глубине 297 м.

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 124°С, на устьевом массомере 112°С. В последующие три месяца эксплуатации температура на устьевом массомере снизилась до 25°С, с падением устьевой температуры - в первый месяц на 34°С, во второй - на 31°С, в третий - на 22°С, при этом дебит по нефти при 6 т/сут в начальный период снизился до 0,5 т/сут.

Провели подъем насосного оборудования в горизонтальной добывающей скважине 1 и спуск колонны НКТ 6 с окончанием на глубине 596 м, как и в предыдущем этапе закачки пара в горизонтальной добывающей скважине 1.

Далее возобновили закачку пара в объеме, превышающем предыдущий объем на 25%: в горизонтальную добывающую скважину 1– 9280 т с суточным расходом 105 т/сут, а в горизонтальную нагнетательную скважину 2 в объеме – 12380 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 колонны НКТ 6 провели термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 1 выявили зону с максимальной температурой на глубине 226 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 89°С, на устьевом массомере – 86°С. В последующие 6 месяцев эксплуатации температура на устьевом массомере снизилась в первые 2 месяца эксплуатации до 73°С и далее стабилизировалась в пределах 75-80°С, при этом дебит по нефти при 5 т/сут в начальный период эксплуатации постепенно вырос до 28 т/сут к концу третьего месяца и сохранялся следующие три месяца на этом уровне. Продолжили эксплуатацию парных скважин в данном режиме: добывающую скважину 1 в режиме отбора продукции, нагнетательную 2 в режиме закачки пара.

Предлагаемый способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет повысить эффективность разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, за счет создания качественной 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 вовлечения в разработку ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта и повысить конечный коэффициент извлечения нефти в зоне отбора пары скважин.

Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включающий строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, 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 с выявлением 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, отличающийся тем, что до строительства горизонтальных скважин продуктивный пласт разбуривают квадратной сеткой вертикальных оценочных скважин с расстоянием между скважинами 200 м в плане, проводят отбор керна и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин, затем выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта залежи, далее получают данные по распределению коэффициентов проницаемости, песчанистости, глинистости, толщин продуктивного пласта, при отборе продукции контролируют температуру добываемой продукции на устьевом массомере и дебит по нефти периодическим отбором проб из горизонтальной добывающей скважины, при температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев и при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, и одновременном падении дебита по нефти выстраивают детализированную геологическую модель участка продуктивного пласта с размещенными горизонтальными добывающей и нагнетательной скважинами для получения распределения коэффициентов проницаемости, песчанистости, глинистости пласта вдоль горизонтальных стволов, при этом размер ячеек детализированной геологической модели выбирают в 10 раз меньше по сравнению с единой геологической моделью, далее поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в начале и в конце горизонтального ствола добывающей скважины в зоне или зонах с наибольшим значением коэффициентов проницаемости и песчанистости и наименьшим значением коэффициента глинистости, далее возобновляют закачку пара в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины в объеме, превышающем предыдущий объем закачиваемого пара на 25%, 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 устьевом массомере и дебит по нефти периодическим отбором проб из горизонтальной добывающей скважины, при температуре добываемой продукции менее 30°С в течение трех месяцев и при снижении температуры добываемой продукции на 10°С и более в месяц в течение трех месяцев подряд, и одновременном падении дебита по нефти поднимают насосное оборудование и спускают одну или две колонны НКТ с концом или концами в начале и в конце горизонтального ствола добывающей скважины, не изменяя зону расположения, далее операции по закачке в горизонтальные добывающую и нагнетательную скважины объема пара, превышающего предыдущий закачиваемый объем на 25%, и определению температуры добываемой продукции и дебита по нефти повторяют, освоение продолжают до достижения объема закачиваемого пара, превышающего первоначальный закачиваемый объем на 200%.