Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежей на месторождениях сверхвязкой нефти, снижение вязкости нефти, обеспечение достаточного прогрева пласта для создание паровой камеры, снижение энергетических затрат от нагрева и закачки теплоносителя, снижение себестоимости добычи углеводородного сырья, увеличение продолжительности режима добычи непосредственно сверхвязкой нефти, улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти включает бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины. После образования паровой камеры поочередно циклически используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 24-48 часов. Второй режим включает обработку продуктивного интервала верхней горизонтальной нагнетательной скважины пласта физическим воздействием - устройством для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов. Третий режим включает добычу сверхвязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,3-1,5 раза. При этом осуществляют периодическую циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине на втором и третьем режимах. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для разработки месторождений сверхвязкой нефти.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью (патент РФ №2473796, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.01.2013 г.), включающий бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, а горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно-неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно-неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, а при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.

Недостатком данного способа является сложная система проектирования скважин для разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти, а высокая температура в участках послойно-неоднородного коллектора в горизонтальной части скважины вызывает растворение глины с последующей изоляцией ею фильтра-хвостовика, что вызывает снижение дебита, кроме того этот способ отличает низкая рентабельность, высокая себестоимость и малая вероятность окупаемости данного способа разработки, а также низкий коэффициент извлечения сверхвязкой нефти из пласта.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти с термическим воздействием (патент РФ №2486335, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.06.2013 г.), включающий бурение горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, пробуренных друг под другом, причем горизонтальная нагнетательная скважина размещена выше горизонтальной добывающей скважины, а также рядов вертикальных нагнетательных скважин и добывающих скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор сверхвязкой нефти из добывающих скважин. При этом ряд вертикальных нагнетательных скважин бурят над горизонтальной нагнетательной скважиной до пересечения с ней, а добывающие скважины выполняют наклонными, располагают в двух рядах по разные стороны от горизонтальных скважин и бурят до пересечения с горизонтальной добывающей скважиной, затем производят гидравлические разрывы пласта из горизонтальной нагнетательной скважины напротив каждой вертикальной нагнетательной скважины с образованием гидродинамических связей, аналогично производят гидравлические разрывы пласта из горизонтальной добывающей скважины напротив каждой наклонной добывающей скважины с образованием гидродинамических связей, осуществляют закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину и в вертикальные нагнетательные скважины, а отбор сверхвязкой нефти осуществляют через горизонтальную добывающую скважину и наклонные добывающие скважины до обводнения горизонтальной добывающей скважины, после чего забои добывающих наклонных скважин изолируют от гидродинамической связи с горизонтальной добывающей скважиной, а горизонтальную добывающую скважину переводят в контрольную, далее закачку теплоносителя осуществляют поочередно, то в вертикальные нагнетательные скважины, то в горизонтальную нагнетательную скважину, а отбор сверхвязкой нефти осуществляют из наклонных добывающих скважин до обводнения забоев добывающих наклонных скважин из горизонтальной нагнетательной скважины, после чего закачку теплоносителя в горизонтальную нагнетательную скважину прекращают и переводят ее в технологическую, далее осуществляют закачку только в вертикальные нагнетательные скважины, а отбор продолжают из наклонных добывающих скважин, причем в технологическую скважину периодически закачивают воду для снижения температуры до допустимой на участке возможного прорыва теплоносителя в наклонные добывающие скважины.

Недостатком данного способа является низкая эффективность для месторождений сверхвязкой нефти в связи с малой вертикальной глубиной залегания данной группы залежей, применение гидравлического разрыва пласта на данной группе залежей может привести к быстрому обводнению скважинной продукции из-за близкого залегания подстилающих пластовых вод, а также высокая себестоимость добычи скважинной продукции и, в результате, низкий коэффициент извлечения сверхвязкой нефти из пласта.

Известен способ обработки продуктивного пласта и скважинное оборудование для его осуществления (патент РФ №2478778, кл. Е21В 43/25, кл. Е21В 28/00, опубл. 10.04.2013 г.), включающий циклически чередующиеся операции репрессии на пласт с закачкой в пласт технологических жидкостей и депрессии на пласт с вызовом притока, волновое воздействие упругими колебаниями на обрабатываемую среду гидродинамическим генератором, установленным в скважине напротив продуктивного интервала, регулирование величины и/или скорости создания репрессии и депрессии в циклах, проведение управляемого по амплитудно-частотным параметрам регулярного волнового воздействия и осуществление мониторинга развития в пластовой среде фильтрационных процессов, декольматации и трещинообразования, на основе которого в режиме обратной связи определяют и назначают параметры регулирования, параметры волнового воздействия в последующих циклах репрессии и депрессии и длительность данных циклов по времени, причем величины и/или скорости создания репрессии и депрессий в циклах регулируют с последовательным их возрастанием, при этом начальные их минимальные значения определяют и назначают в зависимости от фильтрационно-емкостных параметров пластовой среды и одновременно периодически создают в скважинной жидкости гидроударные импульсы давления.

Кроме того, по крайней мере, в одном из циклов репрессии, одновременно с волновым воздействием в обрабатываемую пластовую среду закачивают сжимаемые жидкости с последующим их извлечением при создании импульсных депрессий, при этом в качестве сжимаемых жидкостей используют газожидкостные смеси, водонефтяные эмульсии, пены, химические реагенты. А также, сжимаемые жидкости создают непосредственно в процессе обработки в ходе закачки технологических жидкостей в пласт, при этом в качестве вводимого в жидкости газа используют углекислый газ, углеводородные газы, азот, воздух, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания устьевой техники или их смеси или используют газ, образующийся в результате химической реакции реагентной технологической жидкости с породами коллектора пласта и т.д.

Недостатком данного способа является отсутствие технологической возможности проведения обработок продуктивного пласта в горизонтальных скважинах из-за ограниченной применимости скважинных источников на пласт только в вертикальном положении. Кроме того, обработка продуктивного пласта виброволновым воздействием в вертикальных скважинах будет характеризоваться низким эффектом даже с применением различных реагентов и газа.

Известно устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины (патент РФ на полезную модель №131503, кл. G01V 1/00, опубл. 20.08.2013 г.).

Данное устройство предназначено для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины, и состоит из наземного пульта питания, управления и контроля и корпуса скважинного прибора, в котором размещены: источник повышенного напряжения в виде последовательно соединенных трансформаторов, блок выпрямления и блок умножения напряжения, конденсаторный накопитель электрической энергии, разрядник и излучатель, состоящий из высоковольтного и низковольтного электродов, а излучатель снабжен низковольтным электродом, соединенным с вращающимся блоком корпуса, выполненным в виде цилиндра, установленного на подшипниках скольжения с вырезом для контакта со скважинным флюидом, заполненного с противоположной стороны выреза тяжелым металлом, например свинцом, так что при движении в горизонтальной скважине вырез всегда направлен вверх, также корпус скважинного прибора оснащен эластичными пакерами и разрядник выполнен в виде безнакального тиратрона.

Недостатком данного устройства является отсутствие технологии его применения для обработки продуктивного пласта в горизонтальных скважинах при разработке месторождений сверхвязкой нефти с достижением продолжительного технологического эффекта и снижения себестоимости добычи скважинной продукции.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент РФ №2531412, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.10.2014 г.), принятый за прототип.Данный способ включает бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, причем прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти.

Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м³ на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,5 раза.

Недостатком данного способа является малая продолжительность третьего режима добычи сверхвязкой нефти, быстрое обводнение скважинной продукции, высокая себестоимость добычи углеводородов, значительные затраты на использование пропиленгликоля и закачки больших объемов теплоносителя, низкие темпы отбора сверхвязкой нефти из пласта, кроме того чистый пропиленгликоль относится к горючим пожароопасным и взрывоопасным веществам (температура вспышки неразбавленного пропиленгликоля составляет 101-107°С, воспламенения 104°С) и т.д.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки залежей на месторождениях сверхвязкой нефти, снижение вязкости сверхвязкой нефти, обеспечение достаточного прогрева пласта для создания паровой камеры, снижение энергетических затрат от нагрева и закачки теплоносителя, снижение себестоимости добычи углеводородного сырья из продуктивных пластов эксплуатационных объектов данной категории запасов, увеличение продолжительности режима добычи непосредственно сверхвязкой нефти, улучшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, достижение требуемого технологического эффекта от внедренных научно-технических решений, достижение и превышение проектных показателей разработки данных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.

Поставленная техническая задача решается способом разработки месторождений сверхвязкой нефти, включающим бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины.

Новым является то, что по первому варианту после образования паровой камеры поочередно циклически используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, при этом первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 24-48 часов, второй режим включает обработку продуктивного интервала верхней горизонтальной нагнетательной скважины пласта физическим воздействием - устройством для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов, третий режим включает добычу сверхвязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,3-1,5 раза, при этом осуществляют периодическую циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине на втором и третьем режимах.

Новым является и то, что второй режим после выдержки на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов дополнительно включает закачку в горизонтальную часть добывающей скважины этиленгликоля с учетом длины горизонтального участка и выдержкой в пласте 12-18 часов.

Для эффективной разработки месторождений сверхвязкой нефти главным условием является обеспечение максимально возможной подвижности сверхвязкой нефти за счет снижения вязкости углеводородов, достаточного прогрева пласта для создания паровой камеры, улучшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта, снижения себестоимости добычи углеводородного сырья, обеспечения максимально возможной продолжительности режима добычи непосредственно сверхвязкой нефти и т.д.

Применение физического воздействия на месторождениях сверхвязкой нефти направлено, в первую очередь, на увеличение подвижности углеводородов в пласте, а также на улучшение фильтрационно-емкостных свойств пласта. В качестве источника физического воздействия рассматривается устройство, предназначенное для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины. Применение физического воздействия оказывает диспергирующее воздействие на структурообразующие элементы сверхвязкой нефти. Интенсивность, продолжительность обработки и интервалы обработки продуктивного пласта физическим воздействием определяются по исходным геолого-промысловым данным. Выдержка на технологическую паузу в течение 18-30 часов направлена на получение максимального технологического эффекта от мероприятия за счет осуществления перераспределения фильтрационных потоков в пласте и диспергирующего воздействия на структурообразующие элементы сверхвязкой нефти.

Для удаления конденсата и воды из горизонтальной части добывающей скважины предложено использование этиленгликоля. Этиленгликоль обладает очень высокой гигроскопичностью и очень хорошо поглощает воду из воздуха и других газов. Этиленгликоль относится к веществам с относительно низкой токсичностью и не представляет опасности острого отравления при кратковременном вдыхании при комнатной температуре, поскольку его пары обладают малой летучестью. Обладает более высокой температурой самовоспламенения в отличие от пропиленгликоля. Технологическая пауза после закачки этиленгликоля в течение 12-18 часов направлена на получение максимального технологического эффекта от мероприятия за счет поглощения в пласте конденсата и связанной водой данным реагентом.

Описываемый способ поясняется таблицей, в которой приведены основные результаты экспериментальных реологических исследований свойств сверхвязкой и высоковязкой нефти при физическом воздействии. Как видно из таблицы, применение физического воздействия позволяет снизить эффективную вязкость нефти до 30%, а проявление тиксотропных свойств до 48% в зависимости от обрабатываемой нефти. В результате, применение физического воздействия позволит уменьшить энергозатраты за счет снижения температуры закачиваемого энергоносителя, повысить подвижность сверхвязкой нефти, снизить себестоимость добычи углеводородов, увеличить темпы отбора нефти из продуктивного пласта.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

На залежи сверхвязкой нефти бурят пару горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные интервалы которых размещены параллельно друг над другом в вертикальной плоскости. Далее в обе скважины закачивают пар до создания паровой камеры в продуктивном пласте, разогревают межскважинную зону пласта между горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, при этом закачиваемый в пласт водяной пар из-за разности плотностей стремится к верхней части нефтенасыщенного интервала залежи и создает увеличивающуюся в размерах паровую камеру.

Закачка теплоносителя на начальном этапе приводит к разогреву пласта и снижению вязкости нефти. Происходит теплообмен на границе раздела паровой камеры и «холодных» нефтенасыщенных толщин, затем пар, конденсируясь, преобразуется в воду и вместе с разогретой нефтью движется к горизонтальному интервалу добывающей скважины. Закачка водяного пара продолжается до момента создания паровой камеры. С момента создания паровой камеры закачку водяного пара в добывающую скважину прекращают и переходят к основным поочередным циклическим режимам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Ориентировочно, при этом паронефтяное отношение должно стабилизироваться до значения в интервале 2,0-3,5 м³/т. Под паронефтяным отношением понимают отношение объема закачанного пара затраченного для добычи одной тонны сверхвязкой нефти.

На первом режиме разработки производят закачку пара в количестве 500-1000 тонн только в нагнетательную скважину для дополнительного прогрева горизонтального интервала и поддержания начального состояния паровой камеры. После закачки пара нагнетательную скважину останавливают для перераспределения температуры в пласте на период 24-48 часов. Закачанный при использовании первого режима эксплуатации пар в течение 24-48 часов отдает тепло пласту и, конденсируясь, преобразуется в воду (конденсат), которая вместе с разогретой сверхвязкой нефтью движется к горизонтальному участку добывающей скважины. Основная часть конденсата добывается вместе с сверхвязкой нефтью, но часть его остается в пласте и, накапливаясь с течением времени, приводит к повышенной водонасыщенности пласта, снижает фазовую проницаемость нефти. Также накапливающийся конденсат ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту. Далее переходят на второй режим разработки на месторождениях сверхвязкой нефти.

На втором режиме разработки в нагнетательную скважину спускают источник физического воздействия. Проводят необходимые операции по предотвращению парогазонефтеводопроявления. Поднимают на поверхность насосно-компрессорные трубы. В нагнетательную скважину спускают источник физического воздействия. В зависимости от толщины продуктивного пласта выбирается необходимое количество интервалов для обработки, что позволяет обрабатывать пласты большой толщины (минимум одна обработка физическим воздействием каждые 20-30 метров горизонтального интервала). Далее в каждом интервале воздействуют упругими импульсами в выбранном диапазоне частот при помощи источника упругих резонансных импульсов. Необходимый диапазон частот и количество импульсов воздействия подбирается специально для каждой скважины отдельно на основе лабораторных исследований устьевых проб со скважины. При невозможности проведения лабораторных исследований устьевых проб, диапазон частот и количество импульсов подбирают по аналогии с нефтью, имеющей похожие свойства. После проведения операции по физическому воздействию источник упругих резонансных импульсов поднимают, в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб, а скважину оставляют на выдержку и технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов. Периодичность проведения физического воздействия на пласт определяется по времени изменения основных показателей разработки и физических свойств сверхвязкой нефти.

Кроме того, на втором режиме разработки залежи сверхвязкой нефти дополнительно производят закачку этиленгликоля в добывающую скважину с одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. При реализации способа используют этиленгликоль, производимый по ГОСТ 19710-83, представляющий собой бесцветную прозрачную, отчасти вязкую жидкость с незначительным запахом.

Периодическую циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине осуществляют для предотвращения остывания пласта в течение всего времени использования второго режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Закачанный этиленгликоль оставляют в скважине в течение 18-30 часов. В течение этого времени этиленгликоль «вбирает в себя» содержащиеся в пласте конденсат и связанную воду. Этиленгликоль гигроскопичная жидкость, обладающая очень высокой влагоемкостью и поглощает воду в любых соотношениях. Гигроскопичность этиленгликоля объясняется наличием в их составе гидроксильных и эфирных групп, образующих водородные связи с водой. Влагоемкость закачанной оторочки из этиленгликоля растет при увеличении объема и его концентрации, поэтому их используют в концентрированном виде с содержанием основного вещества не менее 99,9%. Объем используемого этиленгликоля составляет из расчета 3-5 м³ на 100 м горизонтального интервала добывающей скважины (на основе результатов экспериментальных работ). Температура кипения этиленгликоля 197,3°С, что позволяет использовать его при разработке залежей сверхвязкой нефти с использование водяного пара. Температура пласта при разработке залежей сверхвязкой нефти после разогрева паром в большинстве случаев не превышает температуру кипения этиленгликоля.

После технологической паузы переходят к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. При переходе к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти через добывающую скважину первоначально извлекается закачанный ранее этиленгликоль, несущий в себе конденсат и связанную воду, которые ранее содержались в пласте. При этом происходит осушение (дегидратация) пласта, обеспечивающее увеличение фазовой проницаемости для нефти. Осушение пласта обеспечивает рост фазовой проницаемости для нефти и, как следствие, увеличение эффективности сбора сверхвязкой нефти.

Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины ведут до тех пор, пока величина паронефтяного отношения не возрастет в 1,3-1,5 раза. После этого переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему закачку пара в нагнетательную скважину. Далее три режима разработки сверхвязкой нефти поочередно используют до выработки извлекаемых запасов сверхвязкой нефти.

Отметим, что после создания паровой камеры и стабилизации величины паронефтяного отношения для предотвращения снижения пластовой температуры достаточна периодическая закачка пара. Постоянная закачка теплоносителя в нагнетательную скважину ведет к значительным энергетическим затратам, росту себестоимости добычи углеводородного сырья и росту обводненности скважинной продукции. Объем закачки пара определяется в зависимости от геолого-физических и емкостно-фильтрационных свойств пласта (ориентировочно на одну закачку в диапазоне 500-1000 тонн).

Данные результаты подтверждаются реологическими экспериментами, проведенными при термобарических условиях, которые показывают уменьшение эффективной вязкости и реологических характеристик сверхвязкой нефти. Исследования проводились в соответствии с ГОСТ 8.563-96 «ГСИ. Методики выполнения измерений» и согласно ГОСТ 33-2000 «Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости», ГОСТ Р 53708-2009 «Нефтепродукты. Определение кинематической и расчет динамической вязкости».

Способ иллюстрируется следующим примером.

В разработку вводится залежь сверхвязкой нефти, глубина залегания продуктивного пласта по вертикали 100-180 м, толщина продуктивного пласта 20-35 м, пластовая температура 8-12°С, ориентировочное пластовое давление 1,0 МПа, нефтенасыщенность 0,70-0,80 д.ед., пористость 25-35%, проницаемость 0,15-0,25 мкм², с битумом плотность 965-980 кг/м³ и вязкость 20000-22000 мПа⋅с, длина горизонтального участка добывающей скважины составляет 500 м.

Пробурена пара горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные интервалы которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии не менее 5,0 метров, но не более 7,0 метров. Далее нагнетают теплоноситель (водяной пар) в горизонтальные интервалы добывающей и нагнетательной скважин (температура на устье 200-210°С) до создания паровой камеры в пласте и разогрева межскважинной зоны пласта. Затем, в пласт производят закачку пара с температурой 210°С (на устье) через горизонтальный ствол нагнетательной скважины в количестве 100 т/сутки. После закачки 800 т водяного пара в пласт подачу водяного пара в нагнетательную скважину прекращают. Останавливают нагнетательную скважину на технологическую паузу в течение 24-48 часов, в среднем на 40 часов, для перераспределения тепла от закачанного пара в пласте между горизонтальными интервалами добывающей и нагнетательной скважинами.

После технологической паузы спускают в нагнетательную скважину источник физического воздействия с частотой обработки 100 импульсов каждые 25 метров. Далее, останавливают нагнетательную скважину на технологическую паузу в течение 18-30 часов, в среднем на 24 часа, для перераспределения фильтрационных потоков между горизонтальными интервалами добывающей и нагнетательной скважинами.

Затем, дополнительно на втором режиме разработки залежи сверхвязкой нефти в горизонтальный ствол добывающей скважины закачивают 500 м × 4 м³=20 м³ этиленгликоля с одновременной периодической циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Закачанный этиленгликоль оставляют в скважине на 12 часов на технологическую паузу, при этом продолжают периодическую циркуляцию водяного пара в горизонтальном стволе нагнетательной скважины по колонне насосно-компрессорных труб через затрубное пространство нагнетательной скважины.

После технологической паузы переходят к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины ведут, пока паронефтяное отношение не возрастает в 1,4 раза. При достижении паронефтяного отношения значения 1,4 раза переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти. Далее три режима разработки залежи сверхвязкой нефти повторяют поочередно. Использование предлагаемого способа позволяет снизить величину накопленного паронефтяного отношения в 1,2-1,3 раза за счет оптимизации прогрева пласта и улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи добывающей скважины.

Таким образом, обработка физическим воздействием продуктивного пласта на месторождениях сверхвязкой нефти после создания паровой камеры позволит снизить вязкость углеводородов, улучшить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта, увеличить продолжительность режима непосредственной добычи сверхвязкой нефти и т.д.

В результате, применение данного научно-технического решения позволит снизить себестоимость добычи сверхвязкой нефти за счет снижения затрат на подготовку и закачку теплоносителя, увеличения дебита сверхвязкой нефти, снижения обводненности и т.д.

Технический результат способа разработки месторождений сверхвязкой нефти заключается в повышении эффективности вытеснения сверхвязкой нефти из пласта, снижении доли попутно добываемой воды (конденсированного пара) с увеличением доли сверхвязкой нефти в скважинной продукции из добывающих скважин, интенсификации добычи сверхвязкой нефти, повышении конечного коэффициента извлечения сверхвязкой нефти.

1. Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти, включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины для прогрева продуктивного пласта, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, отличающийся тем, что после образования паровой камеры поочередно циклически используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, при этом первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 24-48 часов, второй режим включает обработку продуктивного интервала верхней горизонтальной нагнетательной скважины пласта физическим воздействием - устройством для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и выдержку на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов, третий режим включает добычу сверхвязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,3-1,5 раза, при этом осуществляют периодическую циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине на втором и третьем режимах.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что второй режим после выдержки на технологическую паузу для перераспределения фильтрационных потоков в течение 18-30 часов дополнительно включает закачку в горизонтальную часть добывающей скважины этиленгликоля с учетом длины горизонтального участка и выдержкой в пласте 12-18 часов.