Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ И ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с использованием внутрипластового горения.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем внутрипластового горения (патент РФ №2087690, МПК E21B 43/243, опубл. 20.08.1997, бюл. №23), включающий создание в пласте канала сообщения между нагнетательной и добывающей скважинами, заполнение его проницаемым огнеупорным материалом, представляющим собой смесь керамзитовой крошки и нефти в соотношении: керамзитовая крошка - от 15 до 25 объемных единиц, нефть - остальное, и закачиваемым в канал связи после установления стационарной зоны горения.

Недостатком данного способа является сложность определения границы влияния зоны горения. Проведение контроля температуры на забое добывающей скважины и анализа состава добываемой продукции с целью определения в последнем газов горения показывает лишь факт достижения границы области добывающей скважины. В этом случае изменить распространение фронта горения откачкой газов горения через добывающую скважину невозможно. Кроме того, при горизонтальном перемещении фронта горения часть разогретой нефти за счет гравитационных сил перемещается к подошве пласта, сгорает и не доходит до добывающей скважины.

Известен способ термической добычи нефти (патент РФ №2054531, МПК E21B 43/24, опубл. 20.02.1996, бюл. №5), включающий бурение вертикальных и вертикально-горизонтальных скважин, соединение их путем гидравлического разрыва с последующим нагнетанием в скважины окислителя, розжиг пласта в вертикальной скважине, создание движущегося очага горения и извлечение из скважин нефти пониженной вязкости с постепенным переводом нагнетания окислителя в вертикально-горизонтальную скважину с контролем гидравлического сопротивления горизонтального бурового канала при противоточном перемещении по нему очага горения.

Недостатком данного способа является то, что при гидроразрыве пространственное распространение трещин может привести к прорыву подошвенных вод в продуктивную часть пласта и затуханию очага горения либо опережающему прорыву фронта горения по трещине в добывающую скважину.

Известен также способ разработки нефтяной залежи с использованием термического воздействия на пласт (патент РФ №2399755, МПК E21B 43/243, опубл. 20.09.2010, бюл. №26), включающий бурение и обустройство вертикальной и горизонтальной скважин таким образом, чтобы забой вертикальной скважины располагался над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м. Создают область прогрева и обеспечивают продвижение ее по пласту параллельно стволу горизонтальной скважины за счет закачки вытесняющего агента в вертикальную скважину. Организуют отбор жидкости посредством горизонтальной скважины. Согласно изобретению в качестве агента применяют горюче-окислительную смесь - ГОС, например смесь мочевины, азотной кислоты, уксусной кислоты, воды и аммиачной селитры, горящую под действием температуры или инициатора горения - ИГ, например, состава, содержащего алюминий и оксид хрома, причем до начала добычи подают ГОС и ИГ со смешением перед закачкой в пласт по вертикальной и горизонтальной скважинам для розжига и прогрева межскважинной зоны до температуры 100-200°C в зависимости от типа ГОС и ИГ и установления гидродинамической связи между скважинами, после чего горизонтальную скважину переводят под добычу жидкости, а в вертикальную скважину продолжают подачу ГОС и ИГ для поддержания горения и разогрева залежи до температуры самостоятельного горения ГОС - до 250-300°C, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания продвижения горения параллельно стволу горизонтальной скважины.

Недостатком данного способа является смешение в составе продукции, добываемой с помощью горизонтальной скважины, нефти нефтяной залежи и газов горения, образующихся за фронтом горения, не являющихся ценными продуктами. Это приводит к тому, что снижается коэффициент полезного действия от работы добывающей скважины, а также увеличиваются энергетические затраты на организацию работы добывающей скважины.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (патент РФ №2494242, МПК E21B 43/243, опубл. 27.09.2013, бюл. №27), включающий строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины. По заявляемому способу забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья, до закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°C, после чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины начального пластового давления более чем в 1,5 раза из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи, при снижении уровня жидкости в скважине до 90% от уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения, цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.

Недостатком данного способа также является смешение в составе продукции, добываемой с помощью горизонтальной скважины, нефти нефтяной залежи и газов горения, образующихся за фронтом горения, не являющихся ценными продуктами. Это приводит к тому, что снижается коэффициент полезного действия от работы добывающей скважины, а также увеличиваются энергетические затраты на организацию работы добывающей скважины.

Техническими задачами данного изобретения являются:

- оптимизация состава добываемой продукции за счет снижения в составе добываемой продукции доли газов горения;

- достижение более высоких показателей накопленной добычи нефти;

- увеличение выработанности запасов залежи.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи горизонтальной и вертикальной скважинами с использованием внутрипластового горения, включающим строительство скважины с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи (горизонтальной скважины), и вертикальной скважины таким образом, чтобы забой вертикальной скважины размещался над забоем горизонтальной скважины на расстоянии, исключающем прорыв окислителя в горизонтальную скважину, но обеспечивающем установление гидродинамической связи между скважинами, инициируют процесс внутрипластового горения по одному из известных способов (применение электронагревателей, закачка ГОС и т.д.).

Новым является то, что горизонтальную скважину при строительстве оборудуют фильтром, обеспечивающим возможность открытия интервала перфорации горизонтального участка скважины вдоль всего горизонтального участка и по отдельным зонам, на которые разделен горизонтальный участок, перед спуском насоса в горизонтальную скважину спускают хвостовик, оснащенный внутри термопарами для контроля температуры внутри скважины напротив зон фильтра и выполненный с возможностью в исходном положении открытия всего горизонтального участка, затем при повороте последовательного закрытия интервалов перфорации горизонтальной скважины в зонах отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью, после инициирования горения по одному из известных способов при наблюдении с помощью термопар по мере продвижения фронта горения превышения температуры в первой зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от температуры на движущемся фронте горения отбор продукции прекращают, хвостовик с устья поворачивают на заданный угол, обеспечивающий закрытие этой зоны отбора, затем возобновляют отбор продукции и контроль температуры внутри скважины напротив открытых зон фильтра, при превышении температуры во второй зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от температуры на движущемся фронте горения отбор продукции прекращают, поворотом хвостовика обеспечивают закрытие и этой зоны, и так аналогично последовательно закрывают другие зоны фильтра по направлению от забоя к устью.

На фиг. 1 схематично изображены горизонтальная и вертикальная скважины в их конструктивном исполнении для реализации способа в разрезе разрабатываемой залежи.

На фиг. 2 изображен график зависимости минимальной скорости перемещения фронта горения от толщины пласта залежи.

На фиг. 3 изображено сечение А-А горизонтальной скважины (см. фиг. 1).

На фиг. 4 изображено сечение Б-Б горизонтальной скважины (см. фиг. 1).

На фиг. 5 изображено сечение В-В горизонтальной скважины (см. фиг. 1).

На фиг. 6 изображено сечение Г-Г горизонтальной скважины (см. фиг. 1).

На фиг. 7 изображено сечение Д-Д горизонтальной скважины (см. фиг. 1).

На фиг. 8 изображен график изменения температуры внутри горизонтальной скважины по зонам (см. фиг. 1) для моментов времени t₁<t₂<t₃<t₄.

На фиг. 9 изображен график изменения годовой добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу и по заявляемому способу.

На фиг. 10 изображен график изменения накопленной добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу и по заявляемому способу.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

В зависимости от геолого-физических условий, физико-химических свойств нефти, способа инициирования внутрипластового горения в залежи 1 (фиг. 1) путем расчетов технологических показателей разработки, например, на цифровой модели, при различных значениях длины горизонтального участка скважины 2 и длины зон 3, 4, 5, 6 и т.д. в направлении от устья к забою горизонтального участка скважины 2 определяют оптимальную длину горизонтального участка скважины 2 и оптимальные длины зон, на которые разделяется горизонтальный участок скважины 2, а на основании этого - количество таких зон. Также по результатам расчетов технологических показателей разработки, например, на цифровой модели определяют оптимальное расстояние по вертикали от забоя горизонтального участка скважины 2 до забоя вертикальной скважины, при котором исключался бы прорыв окислителя в горизонтальную скважину, но обеспечивалось бы установление гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами.

Оптимальные длины зон горизонтального участка скважины 2 имеют прямую зависимость от скорости перемещения фронта инициированного в залежи 1 процесса внутрипластового горения. При этом скорость перемещения фронта инициированного в залежи 1 процесса внутрипластового горения имеет обратную зависимость от толщины пласта залежи 1 и обратную зависимость от концентрации топлива в залежи 1. Пример подобной зависимости показан на графике, приведенном на фиг. 2, на котором изображены кривые изменения минимальной скорости перемещения фронта горения в зависимости от толщины пласта залежи 1, полученные в результате лабораторных исследований при максимальной температуре на фронте горения 260°C при значениях концентрации топлива (кг/м³) в залежи 1: I - 32; II - 24; III - 20; IV - 19,2; V - 18,4 (Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1977. С. 168). С ростом нефтенасыщенности залежи 1 (фиг. 1) с минимальных значений до определенных пределов, которые зависят от других параметров залежи 1 (соотношения насыщенностей нефти, газа, воды, пористости, проницаемости), концентрации топлива в залежи 1, оптимальные длины зон горизонтального участка скважины 2 возрастают, после достижения этого предела с дальнейшим ростом нефтенасыщенности залежи 1 оптимальные длины этих зон имеют тенденцию к уменьшению (Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. - М.: Недра, 1969. С. 100-102). Результаты лабораторных исследований по определению влияния на скорость продвижения фронта горения пористости, начальной нефтенасыщенности и начальной водонасыщенности залежи 1 приведены в таблице 1 (Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / под общей редакцией В.Ю. Филановского, Э.Э. Шпильрейна. - М.: Недра, 1988. С. 270).

Рассмотрим для примера случай разделения горизонтального участка скважины 2 на четыре зоны 3, 4, 5 и 6 по направлению от устья к забою.

В подошвенной части залежи 1 бурят и обустраивают скважину 2 с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи 1 (горизонтальную скважину). Горизонтальный участок скважины 2 разделяют на зоны 3, 4, 5 и 6 по направлению от устья к забою с помощью отверстий, расположенных в продольных рядах 7, 8, 9, 10 (фиг. 3), несовпадающих друг с другом, на фильтре 11, причем отверстия продольного ряда 7 (фиг. 3-6) расположены в зонах 3, 4, 5, 6 (фиг. 1), отверстия продольного ряда 8 (фиг. 3-5) расположены в зонах 3, 4, 5 (фиг. 1), отверстия продольного ряда 9 (фиг. 3, 4) расположены в зонах 3, 4 (фиг. 1), отверстия продольного ряда 10 (фиг. 3) расположены лишь в зоне 3 (фиг. 1). Внутри фильтра 11 (фиг. 1, 3-6) устанавливают хвостовик 12 с продольным рядом отверстий 13, отверстия которого расположены во всех зонах 3-6 (фиг. 1) горизонтального участка скважины 2, который спускают в скважину 2 на конце технологической колонны труб 14, причем хвостовик 12 жестко соединен с технологической колонной труб 14 на концах последней с помощью ребер жесткости 15 (фиг. 1, 7) и снабжен термопарами 16 (фиг. 1), с помощью которых осуществляется мониторинг температуры внутри зон 3, 4, 5 и 6. Продольный ряд отверстий 13 (фиг. 3) хвостовика 12 при повороте технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 (фиг. 1) может быть совмещен только с одним из продольных рядов 7, 8, 9, 10 (фиг. 3) фильтра 11.

Также в нефтяной залежи 1 (фиг. 1) бурят вертикальную скважину 17 таким образом, чтобы ее забой располагался над забоем горизонтального участка скважины 2 на расчетном расстоянии, исключающем прорыв окислителя в скважину 2, но обеспечивающем установление гидродинамической связи между скважинами 2 и 17, величина которого определяется по результатам расчетов на цифровой модели.

В залежи 1 инициируют процесс внутрипластового горения, например, путем закачки окислителя через вертикальную скважину 17, предварительно организуя разогрев околоскважинного пространства горизонтальной скважины 2 и вертикальной скважины 17 с помощью электронагревателей мощностью 75 кВт, установленных в скважинах 2 и 17 (на фиг. не показаны). После разогрева околоскважинного пространства скважин 2 и 17 до температуры 100-200°C начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи 1 в призабойной зоне расположения скважин 2 и 17. При этом хвостовик 12, установленный в скважине 2, с устья скважины 2 поворотом технологической колонны труб 14 устанавливают в положение, при котором продольный ряд отверстий 13 (фиг. 3) хвостовика 12 совмещен с продольным рядом отверстий 7 фильтра 11 - при таком положении хвостовика 12 открыты все зоны 3, 4, 5, 6 (фиг. 1) фильтра 11 (фиг. 3-6) горизонтального участка скважины 2 (фиг. 1). После инициирования внутрипластового горения в залежи 1 электронагреватели, установленные в скважинах 2 и 17, отключаются и из этих скважин извлекаются, а инициированный процесс внутрипластового горения поддерживается путем нагнетания окислителя в залежь 1 через вертикальную скважину 17.

По результатам измерения пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины 2 с помощью термопар 16 строят графики (фиг. 8) распределения пластовой температуры вдоль ствола горизонтальной скважины 2 (фиг. 1). Пример такого графика для моментов времени t₁<t₂<t₃<t₄ показан на фиг. 8, где Т₀ - начальная температура залежи; Т_гор - максимальная температура, достигаемая в процессе горения в залежи 1 (в условиях Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан максимальная температура горения достигает 400-600°C).

По результатам измерения температуры залежи 1 (фиг. 1) в окрестности горизонтальной скважины 2 в зоне 6 с помощью термопар 16 при превышении температуры в зоне 6 под действием движущегося фронта горения 30% от уровня температуры на фронте горения, при которой в объеме добываемой продукции газовая фаза превысит 15-25%, что увеличивает риск прорыва газов горения и закачиваемого воздуха, останавливают горизонтальную скважину 2, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 обеспечивают совмещение продольного ряда отверстий 13 (фиг. 3) хвостовика 12 с продольным рядом отверстий 8 фильтра 11 и таким образом скважина 2 закрывается для отбора продукции в зоне 6 залежи 1 (фиг. 1), но при этом скважина 2 остается открытой для отбора продукции из зон 3, 4, 5 залежи 1. После чего скважину 2 запускают для отбора продукции.

Аналогично в процессе работы скважины 2, осуществляющей отбор продукции из зон 3, 4, 5, с помощью термопар 16 производят мониторинг температуры в залежи 1 в зонах 3, 4, 5. При превышении температуры в зоне 5 под действием движущегося фронта горения 30% от уровня температуры на фронте горения останавливают горизонтальную скважину 2, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 обеспечивают совмещение продольного ряда отверстий 13 хвостовика 12 (фиг. 3) с продольным рядом отверстий 9 фильтра 11, при таком положении хвостовика 12 скважина 2 закрыта для отбора продукции в зонах 5, 6 залежи 1 (фиг. 1) и открыта для отбора продукции в зонах 3, 4 залежи 1. Далее скважиной 2 продолжается отбор продукции.

В процессе дальнейшей работы скважины 2 в случае наблюдения с помощью термопар 16 превышения температуры в зоне 4 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения скважину 2 закрывают для отбора продукции и из зоны 4.

Характер продвижения фронта горения вдоль горизонтального участка скважины 2 показан на фиг. 1. При разработке залежи 1 с использованием внутрипластового горения, инициируемого с помощью вертикальной скважины 17, и использованием скважины 2 с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи (горизонтальной скважины) в качестве добывающей, образуется фронт горения 18, который перемещается вдоль горизонтального участка скважины 2 по направлению от устья к забою, причем температура на фронте горения 18 может достигать значений не ниже 400°C. При такой температуре на фронте горения 18 жидкие фракции углеводородов полностью испаряются. Тяжелые фракции нефти отлагаются на поверхности зерен в виде коксового остатка. Эта часть нефти в дальнейшем служит топливом для продолжения процесса инициированного горения. Впереди фронта горения 18 образуется область пара 19, в пределах которой под действием движущегося фронта горения наблюдается рост температуры в околоскважинном пространстве залежи 1 с величины начальной пластовой температуры до 90-204°C, что составляет примерно 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения. В этой области в условиях роста температуры в залежи наблюдается снижение вязкости нефти, что ведет к повышению ее текучести. Нефть с такими характеристиками становится легкоизвлекаемой за счет своей повышенной текучести, и ее добыча осуществляется скважиной 2 с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи 1. Впереди области пара 19 происходит конденсация нефти и пара и образуется оторочка горячей воды и легких углеводородов в области 20. В области 21 образуется вал нефти с температурой, равной начальной пластовой. Впереди вала нефти области 21 находится область невыработанной нефти 22. После прохождения фронта горения 18 позади него остается выжженная область 23, в которой практически отсутствуют углеводороды, но находятся газы горения, не представляющие собой промышленной ценности (Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. С. 147). Добыча газов горения совместно с углеводородами ведет к снижению общей суммарной добычи последних и в конечном счете снижает коэффициент нефтеизвлечения залежи 1. Для исключения добычи газов горения посредством горизонтальной скважины 2 по предлагаемому способу предусматривается закрытие зон 6, 5, 4 горизонтального участка скважины 2, остающихся позади фронта горения 18.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

1. С учетом геолого-физических условий залежи 1 и физико-химических свойств нефти в залежи 1 путем расчетов технологических показателей разработки на цифровой фильтрационной модели определяют оптимальную длину горизонтального участка скважины 2 и оптимальную длину зон, на которые целесообразно разделить горизонтальный участок скважины 2, а также оптимальное расстояние по вертикали между забоями скважин 2 и 17, при котором исключается прорыв окислителя в скважину 2, но обеспечивается установление гидродинамической связи между скважинами 2 и 17. С учетом соотношения оптимальной длины горизонтального участка скважины 2 и оптимальной длины зон горизонтального участка скважины 2 определяют количество зон, на которые целесообразно разделить горизонтальный участок скважины 2.

2. В подошвенной части залежи 1 бурят и обустраивают скважину 2 с горизонтальным участком, расположенным в залежи 1, причем ее горизонтальный участок делится на зоны перфорации 3, 4, 5, 6 по направлению от устья к забою с помощью несовпадающих между собой продольных рядов отверстий 7, 8, 9 и 10 фильтра 11, причем отверстия продольного ряда 7 расположены в зонах 3, 4, 5, 6, отверстия продольного ряда 8 расположены в зонах 4, 5, 6, отверстия продольного ряда 9 расположены в зонах 5, 6, отверстия продольного ряда 10 расположены в зоне 6. Внутри фильтра 11 напротив зон отбора продукции 3-6 устанавливают хвостовик 12 с продольным рядом отверстий 13, отверстия которого расположены во всех зонах 3, 4, 5 и 6, который спускают в скважину 2 на конце технологической колонны труб 14, соединенной с хвостовиком 12 с помощью ребер жесткости 15. Хвостовик 12 снабжен термопарами 16, с помощью которых производится мониторинг изменения температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2.

3. Также в залежи 1 бурят вертикальную скважину 17 таким образом, чтобы ее забой располагался над забоем горизонтального участка скважины 2 на расчетном расстоянии, определенном по результатам расчетов на цифровой модели, при котором исключается прорыв окислителя в скважину 2, но обеспечивается установление гидродинамической связи между скважинами 2 и 17.

4. Поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 устанавливают такое положение хвостовика 12, при котором отверстия продольного ряда 13 хвостовика 12 были бы совмещены с отверстиями продольного ряда 7 фильтра 11 - в этом положении хвостовика 12 открыты зоны 3, 4, 5, 6 горизонтального участка скважины 2.

5. В залежи 1 инициируют процесс внутрипластового горения, например, путем закачки окислителя через вертикальную скважину 17, предварительно организуя разогрев околоскважинного пространства горизонтального участка скважины 2 и вертикальной скважины 17 с помощью электронагревателей расчетной мощности, установленных в горизонтальной 2 и вертикальной 17 скважинах. После разогрева околоскважинного пространства горизонтальной 2 и вертикальной 17 скважин до температуры 100-200°C начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи 1 в призабойной зоне расположения скважин 2 и 17. После инициирования внутрипластового горения в залежи 1 электронагреватели, установленные в скважинах 2 и 17, отключаются и из этих скважин извлекаются, а инициированный процесс внутрипластового горения поддерживается путем нагнетания окислителя в залежь 1 через вертикальную скважину 17.

6. В ходе инициированного в залежи 1 процесса внутрипластового горения контроль за изменением температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 осуществляется с помощью термопар 16. На основании результатов проведенных измерений делается вывод о распределении температуры в залежи 1 вдоль горизонтального участка скважины 2. При превышении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в зоне 6 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения скважину 2 останавливают, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 обеспечивают совмещение отверстий продольного ряда 13 хвостовика 12 с отверстиями продольного ряда 8 фильтра 11 - при этом положении хвостовика 12 открыты зоны 3, 4, 5 горизонтального участка скважины 2, но при этом закрыта зона 6 горизонтального участка скважины 2.

7. С помощью термопар 16 продолжают измерение температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в зонах 3, 4, 5. При превышении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в зоне 5 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения скважину 2 останавливают, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 обеспечивают совмещение отверстий продольного ряда 13 хвостовика 12 с отверстиями продольного ряда 9 фильтра 11 - при этом положении хвостовика 12 открыты зоны 3, 4 и закрыты зоны 5, 6 горизонтального участка скважины 2.

8. Аналогичным образом при превышении температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в зоне 4 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения скважину 2 останавливают, поворотом технологической колонны труб 14 с устья скважины 2 совмещают отверстия продольного ряда 13 хвостовика 12 с отверстиями продольного ряда 10 фильтра 11 - при таком положении хвостовика 12 открыта зона 3 и закрыты зоны 4, 5, 6 горизонтального участка скважины 2.

9. При наличии большего количества зон горизонтального участка скважины 2, в процессе эксплуатации скважины 2 при одновременном проведении мониторинга температуры в залежи 1 в окрестности горизонтального участка скважины 2 в оставшихся открытых зонах горизонтального участка скважины 2 при превышении температуры в этих зонах 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения также последовательно осуществляют закрытие и этих зон.

Пример конкретного выполнения.

Для осуществления разработки нефтяной залежи (на примере Мордово-Кармальского месторождения Республики Татарстан) по заявляемому способу выбрали участок залежи 1 с изученными геолого-физическими характеристиками, которые приведены в таблице 2.

На основании изученных геолого-физических характеристик в программном комплексе геологического моделирования Irap RMS была построена стационарная геологическая модель залежи 1. Для проведения расчетов технологических показателей разработки ее экспортировали в термогидродинамический симулятор STARS программного комплекса CMG. [URL: http://www.petec.ru/we-suggest/software/cmg.html (дата обращения 15.04.2014)].

Основные геолого-физические характеристики залежи 1 заложены в цифровой фильтрационной модели, построенной в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG.

В залежи 1 пробурили скважину 2 с горизонтальным участком, расположенным в залежи 1, и вертикальную скважину 17, причем горизонтальный участок скважины 2 длиной 120 м расположен в подошвенной части залежи 1, а забой вертикальной скважины 17 расположен над забоем горизонтального участка скважины 2 на расстоянии 8 м. При этом расстоянии исключается прорыв окислителя в скважину 2, но обеспечивается установление устойчивой гидродинамической связи между скважинами 2 и 17.

Инициировали процесс внутрипластового горения в залежи 1 по способу, предусматривающему нагнетание в залежь 1 окислителя с применением для разогрева прискважинной зоны залежи электронагревателей мощностью 75 кВт, установленных в скважинах 2 и 17. Установили следующие режимы работы скважин: скважина 2 работала на отборе при забойном давлении 0,14 МПа с максимальным ограничением по суммарному отбору жидкости (нефть совместно с попутно добываемой водой) в 200 м³/сут, скважины 17 и 2 в режиме нагнетания воздуха, содержащего в своем составе кислород, являющийся окислителем, работали при забойном давлении 0,624 МПа и скоростью закачки окислителя 2000 м³/сут.

Провели расчеты технологических показателей разработки залежи 1 скважинами 2 и 17 в случае разработки залежи 1 по прототипу и по заявляемому способу. Путем проведения расчетов технологических показателей разработки по заявляемому способу определили, что оптимальная длина зон, на которые целесообразно разделить горизонтальный участок скважины 2, равна 30 м. Соответственно, при длине горизонтального участка скважины 2, равной 120 м, он с помощью фильтра разделяется на четыре зоны отбора продукции. Проведенные расчеты показали, что оптимально производить закрытие интервалов перфорации горизонтальной скважины в зонах отбора 6, 5, 4 по направлению от забоя скважины 2 к ее устью в сроки после начала разработки залежи 1, указанные в таблице 3.

Сопоставление значений годовой и накопленной добычи нефти по графикам, приведенным на фиг. 9, 10 соответственно, показывает, что при разработке залежи 1 (фиг. 1) по заявляемому способу обеспечиваются более высокие показатели максимальной годовой добычи нефти на начальном этапе разработки, что в конечном счете ведет к более высоким значениям накопленной добычи нефти. Как видно из графиков, приведенных на фиг. 9, 10, в случае разработки залежи 1 (фиг. 1) по заявляемому способу максимальная годовая добыча нефти превышает максимальную годовую добычу нефти, достигаемую при разработке по прототипу, на 95,76%, а накопленная добыча нефти по истечении 16 лет после начала разработки превышает величину накопленной добычи нефти в случае разработки залежи по прототипу на 31,94%.

Предлагаемый способ разработки позволяет оптимизировать состав добываемой продукции за счет снижения в нем доли газов горения, обеспечить прирост максимальной годовой добычи нефти на начальном этапе примерно в 2 раза и увеличить выработанность запасов залежи 1 за весь период эксплуатации на 20-25% по сравнению с аналогичными способами разработки.