Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах (варианты)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей сверхвязкой нефти (СВН) и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом (авторское свидетельство SU №1629502, МПК Е21В 43/20, опубл. в бюл. №7 от 23.02.1991), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, добычу пластового флюида через добывающие скважины и создание гидродинамической связи между разнопроницаемыми коллекторами. Гидродинамическую связь между разнопроницаемыми коллекторами создают вблизи добывающих скважин путем разрушения непроницаемого раздела соляной кислотой. Закачку вытесняющего агента осуществляют в низкопроницаемый коллектор, а отбор пластового флюида осуществляют из высокопроницаемого коллектора. Причем гидродинамическая связь устанавливается в радиусе R, определяемом по формуле:

R=0,18⋅R_скв⋅(1-К₁/К₂),

где R_скв - расстояние между скважинами, м;

K₁ и К₂ - проницаемость низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов, мкм².

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, недостаточная эффективность из-за малой зоны связи между разнопроницаемыми коллекторами, что ведет к незначительному охвату обрабатываемого пласта из-за малой вертикальной составляющей потока жидкости;

- во-вторых, низкий коэффициент нефтеизвлечения залежи нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2010), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта. Окончания колонн НКТ располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин. Прогрев обрабатываемого пласта начинают с закачки пара в обе скважины. Разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части обрабатываемого пласта с увеличением размеров паровой камеры. В процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры и с учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Недостатки данного способа:

- во-первых, способ недостаточно эффективен при разработке залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных интервалах обрабатываемого пласта из-за отсутствия термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами, а также невозможности создания паровой камеры;

- во-вторых, выполнение способа без учета приемистости горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициента глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта увеличивает расход теплоносителя, сроки и трудоемкость предварительного прогрева обрабатываемого пласта;

- в-третьих, при разработке залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных интервалах известным способом увеличивается продолжительность и трудоемкость его реализации.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности добычи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах за счет увеличения охвата обрабатываемого пласта и выравнивания проницаемости по профилю, сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа за счет создания термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами для движения флюидов и сокращения сроков и трудоемкости предварительного прогрева обрабатываемого пласта, увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи СВН.

Технические задачи решаются способом разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах, включающим использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, спуск колонн насосно-компрессорных труб – НКТ или безмуфтовых длинномерных труб - БДТ колтюбинговой комбинированной установки, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину по колонне НКТ или БДТ и контроль технологических параметров пласта.

По первому варианту в способе новым является то, что перед спуском колонны НКТ или БДТ определяют приемистость горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициенты глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта, выделяют интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м³/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед., определяют длину и объем выделенного интервала, при длине интервала, равной длине горизонтальной части нагнетательной скважины спускают колонну технологических НКТ или безмуфтовых длинномерных труб - БДТ колтюбинговой комбинированной установки выше 3-5 м от забоя горизонтальной нагнетательной скважины, через колонну технологических НКТ или БДТ закачивают кислотный состав в горизонтальную нагнетательную скважину, причем при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50, 70%-ную фтористоводородную кислоту - 0,04-0,07 и воду - остальное, при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50 и воду - остальное, объем кислотного состава определяют в зависимости от объема выделенного интервала, продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть скважины, закрывают горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование до 4-5 ч, спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и промывают горизонтальную нагнетательную скважину аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости, далее производят закачку теплоносителя и отбор продукции.

По второму варианту в способе новым является то, что перед спуском колонны НКТ или БДТ определяют приемистость горизонтальной нагнетательной скважины и коэффициенты глинистости и карбонатности в породе обрабатываемого пласта, выделяют как минимум один интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м³/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед., определяют длину и объем выделенного интервала, при длине интервала меньше длины горизонтальной части нагнетательной скважины спускают колонну технологических НКТ или безмуфтовых длинномерных труб - БДТ колтюбинговой комбинированной установки и устанавливают в середину выделенного интервала обрабатываемого пласта, через колонну технологических НКТ или БДТ закачивают кислотный состав в выделенный интервал, причем при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50, 70%-ную фтористоводородную кислоту - 0,04-0,07 и воду - остальное, при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту - 0,33-0,50 и воду - остальное, продавливают кислотный состав 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, далее перемещают колонну технологических НКТ или БДТ до середины следующего выделенного интервала и повторяют операции начиная от закачки кислотного состава через колонну технологических НКТ или БДТ до продавки кислотного состава 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, при этом закачку начинают с ближайшего к забою выделенного интервала, после закачивания кислотного состава в последний выделенный интервал обрабатываемого пласта продавливают кислотный состав 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть скважины или на расстояние не менее 300 м от интервала обработки, закрывают горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование до 4-5 ч, спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и промывают горизонтальную нагнетательную скважину аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости, далее производят закачку теплоносителя и отбор продукции.

На фигуре 1 схематично изображен способ разработки залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах по первому варианту.

На фигуре 2 схематично изображен температурный профиль скважины, реализованный по первому варианту способа.

На фигуре 3 схематично изображен способ разработки залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах по второму варианту.

На фигуре 4 схематично изображен температурный профиль скважины, реализованный по второму варианту способа.

Сущность способа заключается в следующем.

Сложность разработки залежи СВН связана с высокой вязкостью нефти и/или битума в пластовых условиях. Основными из способов добычи СВН являются тепловые методы воздействия. Одним из наиболее эффективных из них является метод парогравитационного дренирования, который включает строительство пары параллельных горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, нагнетание пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и дренирование разогретой нефти и конденсата к нижней горизонтальной добывающей скважине.

Основное условие осуществления способа парогравитационного дренирования - наличие термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами для движения теплоносителя и флюидов, которую невозможно установить в уплотненных и заглинизированных коллекторах.

По первому варианту способа.

На залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах с парой горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, производят комплекс геофизических исследований обрабатываемого пласта и определяют приемистость скважины, коэффициенты глинистости и карбонатности пород.

Выделяют интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м³/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. Такой интервал является наиболее уплотненным и заглинизированным, состоящим из непроницаемых глин и/или карбонатов, которые препятствуют потоку жидкости между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами. При значении приемистости 0,1 до 10 м³/сут на 100 м горизонтального ствола нагнетательной скважины многократно увеличивается время создания термогидродинамической связи между скважинами и формирования паровой камеры, что приводит к увеличению продолжительности и трудоемкости реализации способа добычи СВН с прогревом обрабатываемого пласта и созданием паровой камеры.

Определяют длину и объем выделенного интервала.

Объем выделенного интервала обрабатываемого пласта V_П, м³, определяют по формуле (1):

где L - длина выделенного интервала обрабатываемого пласта, м;

m - коэффициент пористости, доли ед.;

D - диаметр скважины по долоту, м;

h - расстояние между горизонтальными осями горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, м (среднее значение расстояния принято 5 м).

При длине выделенного интервала, равной длине горизонтальной части нагнетательной скважины, спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя горизонтальной нагнетательной скважины (фиг. 1).

Производят герметизацию устьев горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин с установкой трубной и затрубной задвижек. Устанавливают манометры на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для контроля за давлением.

Закачивают в горизонтальную нагнетательную скважину кислотный состав. Проводят обработку кислотным составом выделенного интервала для установления связи между горизонтальными нагнетательной и соответствующей ей добывающей скважиной (фиг. 1).

Причем при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту (НСl) - 0,33-0,50, 70%-ную фтористоводородную кислоту (HF) - 0,04-0,07 и воду - остальное (табл. 1).

Для приготовления кислотного состава используют следующие реагенты: НСl, выпускаемую по ТУ 2122-131-05807960-97, HF, выпускаемую по ГОСТ 2567-89. Готовый кислотный состав привозят на скважину с химической базы.

При использовании в предлагаемом способе 24%-ной НСl меньше 0,33 мас. доли происходит выпадение вторичных фтористых солей из-за снижения кислотности среды в обрабатываемом пласте. При использовании в предлагаемом способе 24%-ной НСl больше 0,50 мас. доли образуются каверны больших размеров в породе обрабатываемого пласта, также большие концентрации НСl приводят к увеличению скорости коррозии оборудования и труб.

При использовании в предлагаемом способе 70%-ной HF меньше 0,04 мас. доли недостаточно реагента на растворение породы. При использовании в предлагаемом способе 70%-ной HF больше 0,07 мас. доли происходит выпадение вторичных фтористых солей.

Объем кислотного состава определяют в зависимости от объема выделенного интервала обрабатываемого пласта.

Объем кислотного состава для растворения породы с коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициентом карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. определяют по формуле (2):

где V_П - объем выделенного интервала обрабатываемого пласта, м³;

К_Г - коэффициент глинистости, доли ед.;

K₁=2,5 (по результатам математической оценки для растворения 1 м³ глины необходимо 2,5 м³ кислотного состава).

При значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24% -ную НСl - 0,33-0,50 и воду - остальное (табл. 2).

При коэффициенте карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. HF исключают из кислотного состава, чтобы предотвратить выпадение вторичных фтористых солей с карбонатами и кольматацию при обработке кислотным составом выделенного интервала пласта.

При использовании в предлагаемом способе 24%-ной НСl меньше 0,33 мас. доли недостаточно реагента на растворение породы. При использовании в предлагаемом способе 24%-ной НСl больше 0,50 мас. доли образуются каверны больших размеров в породе обрабатываемого пласта.

Объем кислотного состава для растворения породы с коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициентом карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. определяют по формуле (3):

где V_П - объем выделенного интервала обрабатываемого пласта, м³,

К_Г - коэффициент глинистости, доли ед.;

К_К - коэффициент карбонатности, доли ед.;

K₁=7 (по результатам математической оценки для растворения 1 м³ породы, состоящей из глины (каолина), и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. необходимо 7 м³ кислотного состава).

Продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, не превышая допустимого давления, установленного геологической службой. В случае повышения давления до допустимого закачку производят в режиме падения давления. Для продавливания используют 5%-ный по массе водный раствор хлорида калия для предотвращения набухания глины.

Для приготовления 5%-ного по массе водного раствора хлорида калия применяют соль, выпускаемую по ГОСТ 4568-95, растворяют в пресной воде и привозят на скважину с химической базы.

Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в условно вертикальную часть горизонтальной нагнетательной скважины (далее по тексту вертикальная часть скважины) во избежание прихвата колонны технологических НКТ или БДТ или негативного воздействия кислотного состава на материал колонны технологических НКТ или БДТ.

Закрывают и оставляют горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование в течение 4-5 ч, при этом проводят мониторинг давления на устье скважины. Падение давления в горизонтальной нагнетательной скважине свидетельствует о протекании реакции между глинистой (карбонатной) составляющей обрабатываемого пласта выделенного обрабатываемого интервала и кислотным составом и установлении термогидродинамической связи между скважинами.

После чего спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и проводят промывку горизонтальной нагнетательной скважины через колонну технологических НКТ или БДТ аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения водородного показателя рН выносимой жидкости (рН от 6,5-7,5) через затрубное пространство.

Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ на устье горизонтальной нагнетательной скважины.

Дальнейшие работы ведут согласно утвержденному плану работ, представленному геологической службой. Спускают колонну НКТ для закачки теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину и отбора продукции из горизонтальной добывающей скважины, закачивают теплоноситель - пар, производят прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры для добычи СВН, производят отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта, таких как температура, минерализация, обводненность, дебит жидкости продукции скважины.

По второму варианту способа.

На залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах с парой горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта, производят комплекс геофизических исследований обрабатываемого пласта. Определяют приемистость скважины, коэффициенты глинистости и карбонатности пород.

Выделяют как минимум один интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м³/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед., например, 1¹, 1ⁿ (фиг. 3). Такие интервалы обрабатываемого пласта состоят из непроницаемых глин и/или карбонатов, которые препятствуют потоку жидкости между скважинами. При приемистости от 0,1 до 10 м³/сут на 100 м длины интервала горизонтального ствола скважины многократно увеличивается время создания термогидродинамической связи и формирования паровой камеры, что приводит к увеличению продолжительности и трудоемкости реализации способа добычи СВН с прогревом обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры.

Определяют длину и объем выделенного интервала по формуле 1.

При длине интервала меньше длины горизонтальной части нагнетательной скважины спускают в горизонтальную нагнетательную скважину колонну технологических НКТ или БДТ колтюбинговой комбинированной установки до середины ближайшего от забоя интервала 1¹ (фиг. 3).

Производят герметизацию устьев горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин с установкой трубной и затрубной задвижек. Устанавливают манометры на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для контроля за давлением.

Закачивают в горизонтальную нагнетательную скважину кислотный состав объемом, рассчитанным для выделенного интервала 1¹ по формулам 2 или 3 в зависимости от коэффициента глинистости. Причем при значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0 до 0,049 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную ингибированную соляную кислоту (НСl) - 0,33-0,50, 70%-ную фтористоводородную кислоту (HF) - 0,04-0,07 и воду - остальное.

При значении коэффициента глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. и коэффициента карбонатности от 0,05 до 0,95 доли ед. в качестве кислотного состава закачивают смесь, включающую, мас. доли: 24%-ную НСl - 0,33-0,50 и воду - остальное.

Продавливают кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ, не превышая допустимого давления, установленного геологической службой. В случае повышения давления до допустимого закачку производят в режиме падения давления.

Далее перемещают колонну технологических НКТ или БДТ до середины следующего выделенного интервала обрабатываемого пласта 1². Повторяют операции, начиная от закачивания кислотного состава через колонну технологических НКТ или БДТ, и продавливают кислотный состав 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ.

По завершении закачивания кислотного состава в последний выделенный интервал 1ⁿ обрабатываемого пласта (фиг. 3) продавливают кислотный состав 5%-ным по массе раствором хлорида калия в объеме колонны технологических НКТ или БДТ.

Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ в вертикальную часть горизонтальной нагнетательной скважины или на расстояние не менее 300 м от интервала обработки (верхняя граница ограничена параметрами скважины) во избежание прихвата колонны технологических НКТ или БДТ или негативного воздействия кислотного состава на материал колонны технологических НКТ или БДТ.

Закрывают и оставляют горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование на 4-5 ч, при этом проводится мониторинг давления на устье скважины.

Падение давления в горизонтальной нагнетательной скважине свидетельствует о протекании реакции между глинистой (карбонатной) составляющей обрабатываемого пласта выделенного обрабатываемого интервала и кислотным составом, а также об установлении термогидродинамической связи между скважинами.

После чего спускают колонну технологических НКТ или БДТ выше 3-5 м от забоя и проводят промывку горизонтальной нагнетательной скважины через колонну НКТ или БДТ аэрированной жидкостью в объеме не менее закачанного кислотного состава до нейтрального значения выносимой жидкости (рН 6,5-7,5) через затрубное пространство.

Поднимают колонну технологических НКТ или БДТ на устье горизонтальной нагнетательной скважины.

Дальнейшие работы ведут согласно утвержденному плану работ, представленному геологической службой: спускают колонну НКТ для закачки теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину и отбора продукции из горизонтальной добывающей скважины, закачивают теплоноситель - пар, производят прогрев обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры для добычи СВН, производят отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта, таких как температура, минерализация, обводненность, дебит жидкости продукции скважины.

Пример конкретного выполнения на опытном участке Больше-Каменского поднятия Ашальчинского месторождения СВН по первому варианту способа.

Разрабатываемая залежь СВН имеет следующие характеристики: средняя глубина - 152 м, начальная пластовая температура - 8°С, длина горизонтальной нагнетательной скважины составляет 1079 м, длина горизонтальной части скважины - 600 м, нефтенасыщенная толщина пласта - 12 м, коэффициент пористости - 0,223 доли ед., проницаемость - 1329 мД, нефтенасыщенность - 56%, вязкость нефти - 12206 мПа⋅с, плотность нефти - 956 кг/м³, диаметр скважины по долоту - 215,9 мм.

Залежь разбурена парой горизонтальных скважин, которая состоит из нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости обрабатываемого пласта и оснащены колонной НКТ. Расстояние между горизонтальными скважинами составляет 5 м. Вдоль фильтра горизонтальной добывающей скважины отсутствуют прослои глин и алевролитов и присутствуют плотные известковистые породы, вдоль горизонтальной нагнетательной присутствуют прослои глин и алевролитов. По результатам предварительного прогрева горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин было установлено отсутствие термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами.

Определили приемистость горизонтальной нагнетательной скважины 30 м³/сут на 600 м (т.е. 5 м³/сут на 100 м) интервала горизонтального ствола скважины, коэффициенты глинистости - 0,05 доли ед. и карбонатности - 0,01 доли ед. в породе обрабатываемого пласта (определили на основании данных геофизических исследований).

Выделили интервал с приемистостью от 0,1 до 10 м³/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед.

Определили длину и объем выделенного интервала, которые составили 600 м и 503 м³ соответственно.

Так как длина выделенного интервала равна длине горизонтальной части нагнетательной скважины (600 м), то спустили колонну технологических НКТ с условным диаметром 89 мм в горизонтальную нагнетательную скважину на глубину 1076 м на 3 м выше забоя.

Произвели герметизацию устьев горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин с установкой трубной и затрубной задвижек. Установили манометры на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для контроля за давлением.

Коэффициент глинистости равен 0,05 доли ед. и коэффициент карбонатности - 0,01 доли ед., поэтому закачали кислотный состав, рассчитанный по формуле 2 и включающий, мас. доли: 24%-ную НСl - 0,33, 70%-ную HF - 0,04 и воду - 0,63, по колонне технологических НКТ в объеме 63 м³.

Продавили кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме 4,9 м³.

Подняли колонну технологических НКТ в вертикальную часть скважины (на отметку 400 м). Закрыли и оставили горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование на 4 ч. Вели мониторинг давления на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. После падения давления в горизонтальной нагнетательной скважине произвели спуск колонны технологических НКТ выше 3 м от забоя и промывку горизонтальной нагнетательной скважины аэрированной жидкостью в объеме 63 м³ до рН=7.

Подняли колонну технологических НКТ и перевели скважину в режим предварительного прогрева: спустили колонны НКТ в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины, закачали теплоноситель - пар, прогрели обрабатываемый пласт с созданием паровой камеры для добычи СВН, произвели отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта.

Свидетельством установления термогидродинамической связи являлось изменение температурного профиля (фиг. 2) по стволу горизонтальной добывающей скважины до и после проведения предлагаемого способа. Контроль температуры осуществляли по оптоволоконному кабелю, спущенному по всему стволу горизонтальной добывающей скважины до забоя.

Из температурного профиля скважины следует, что после проведения предлагаемого способа разработки залежи СВН в уплотненных и заглинизированных коллекторах температура по стволу скважины повысилась с 25 до 85°С.

Остальные примеры осуществления способа разработки залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-6).

Пример конкретного выполнения на залежи СВН Южно-Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения СВН по второму варианту способа.

Разрабатываемая залежь СВН имеет следующие характеристики: средняя глубина составляет 80 м, начальная пластовая температура - 8°С, длина скважины - 1278 м, длина горизонтальной части скважины - 720 м, нефтенасыщенная толщина пласта - 14 м, коэффициент пористости - 0,196 доли ед., проницаемость - 796 мД, нефтенасыщенность - 54,8%, вязкость нефти - 18500 мПа⋅с, плотность нефти - 957 кг/м³, диаметр скважины по долоту - 215,9 мм.

Залежь разбурена парой горизонтальных скважин, которая состоит из нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной НКТ. Расстояние между горизонтальными скважинами составляет 5 м. Вдоль фильтра горизонтальной добывающей скважины отсутствуют прослои глин и алевролитов и присутствуют плотные известковистые породы, вдоль нагнетательной присутствуют прослои глин и алевролитов. По результатам предварительного прогрева горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин было установлено отсутствие термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами. Для создания термогидродинамической связи произвели подъем подземного оборудования.

Определили приемистость горизонтальной нагнетательной скважины 54 м³/сут на 720 м интервала горизонтального ствола скважины и коэффициент глинистости 0,13 доли ед. и карбонатности 0,01 доли ед.

Выделили два интервала с приемистостью от 0,1 до 10 м³/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины и коэффициентом глинистости от 0,05 до 0,95 доли ед. обрабатываемого пласта.

Для первого интервала 1¹ приемистость составила 7,5 м³/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины, коэффициент глинистости - 0,11 доли ед. в породе обрабатываемого пласта (фиг. 3).

Для второго интервала 1² приемистость составила 7,5 м³/сут на 100 м длины горизонтального ствола нагнетательной скважины, коэффициент глинистости - 0,14 доли ед. в породе обрабатываемого пласта (фиг. 3).

Определили длину выделенных интервалов. Первый интервал 1¹ находился от 1050 до 1170 м в горизонтальной нагнетательной скважине, длина составила 120 м. Второй интервал 1² находился от 850 до 960 м в горизонтальной нагнетательной скважине, длина составила 110 м.

Определили объем выделенных интервалов по формуле 1, который составил для первого интервала 1¹ 104 м³, для второго интервала 1² 95 м³.

Так как длина интервалов составила меньше длины горизонтальной части нагнетательной скважины (длина первого интервала 1¹ 120 м меньше, чем 720 м, и длина второго интервала 1² 110 м также меньше, чем 720 м) спустили в горизонтальную нагнетательную скважину колонну БДТ с условным диаметром 38,1 мм и длиной 2400 м в середину выделенного интервала 1¹ (фиг. 3) обрабатываемого пласта на глубину 1110 м.

Произвели герметизацию устьев горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин с установкой трубной и затрубной задвижек. Установили манометры на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин для контроля за давлением.

Коэффициент глинистости равен 0,11 доли ед. и коэффициент карбонатности - 0,01 доли ед., поэтому закачали кислотный состав, включающий, мас. доли: 24%-ную НСl - 0,50, 70%-ную HF - 0,06 и воду - 0,44 по колонне технологических НКТ в объеме 29 м³. Продавили кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме 2,2 м³.

Далее переместили колонну БДТ до середины следующего выделенного интервала 1² (фиг. 3) обрабатываемого пласта горизонтальной нагнетательной скважины на глубину 905 м.

Коэффициент глинистости равен 0,14 доли ед. и коэффициент карбонатности - 0,01 доли ед., также закачали кислотный состав, рассчитанный по формуле 1 и включающий, мас. доли: 24%-ную НСl - 0,50, 70%-ную HF - 0,06 и воду - 0,44 по колонне БДТ в объеме 33 м³.

Продавили кислотный состав 5%-ным по массе водным раствором хлорида калия в объеме 2,2 м³.

Подняли колонну БДТ в вертикальную часть скважины (на отметку 500 м). Закрыли и оставили горизонтальную нагнетательную скважину на реагирование на 4 ч.

Вели мониторинг давления на устье горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. После падения давления в горизонтальной нагнетательной скважине произвели спуск колонны технологических БДТ выше 3 м от забоя (1275 м) и промывку горизонтальной нагнетательной скважины аэрированной жидкостью в объеме 62 м³ до рН=7 выносимой жидкости.

Подняли БДТ и перевели скважину в режим предварительного прогрева: спустили колонны НКТ в горизонтальные нагнетательную и добывающую скважины, закачали теплоноситель - пар, прогрели обрабатываемый пласт с созданием паровой камеры для добычи СВН, произвели отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину по колонне НКТ и контроль технологических параметров пласта.

Свидетельством установления термогидродинамической связи являлось изменение температурного профиля (фиг. 4) по стволу горизонтальной добывающей скважины до и после проведения предлагаемого способа. Контроль температуры осуществляли по оптоволоконному кабелю, спущенному по всему стволу горизонтальной добывающей скважины до забоя.

Из температурного профиля скважины следует, что после проведения предлагаемого способа разработки залежи СВН в уплотненных и заглинизированных коллекторах температура по стволу скважины увеличилась с 25 до 65°С.

Остальные примеры осуществления способа разработки залежи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 7-12).

Предлагаемый способ повышает эффективность добычи СВН и/или битума в уплотненных и заглинизированных коллекторах за счет увеличения охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием (закачкой пара), сокращения сроков прогрева обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры за счет увеличения приемистости нагнетательной горизонтальной скважины и создания термогидродинамической связи между горизонтальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважинами, что позволяет снизить энергетические затраты на реализацию способа и увеличить коэффициент нефтеизвлечения залежи сверхвязкой нефти. Реализация способа в предложенной последовательности дает синергетический эффект, существенно превышающий сумму эффектов.

Примечание: примеры №1, 4, 5, 7, 8, 11, 12 проведены на залежи СВН, примеры №2, 3, 10 - на залежи битума, примеры №6, 9 - на залежи СВН и битума.