Месторождения ПБ характеризуются сложным геологическим строением, выражающимся в неоднородном строении продуктивного пласта, в значительных колебаниях его мощности, в крайне неравномерном распределении битумонасыщенности по пласту, в наличии обводненных пропластков, в неровной поверхности водобитумного контакта. Глубина залегания продуктивных пластов изменяется от 60 до 250 м. Отложения характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами слагающих их коллекторов: пористость в среднем изменяется от 18 до 36 %, битумонасыщенность к весу породы составляет от 5 до 18 %. Плотность их в пластовых условиях колеблется от 932 до 999 кг/м3, динамическая вязкость от 1500 до 45000 мПа·с.
В зоне деятельности ОАО «Татнефть» выявлено 149 залежей высоковязких нефтей, освоение которых сдерживается ввиду отсутствия высокоэффективных технологий разработки. Полигоном для отработки различных технологий являются Ашальчинское и Мордово-Кармальское месторождения. На Ашальчинском месторождении испытывались следующие технологии:
- паротепловое воздействие на обращенном семиточечном элементе с расстоянием между скважинами 100 м с 1989 по 1993 гг. и в 2001, 2002 гг.;
- парогазовое воздействие на обращенном девятиточечном элементе 533 с расстоянием между скважинами 100 м в 1991 г.
Реализация технологий закачки теплоносителя в вертикальные скважины связана с проблемами: пласт не принимает закачиваемые флюиды вследствие исходной низкой приемистости пласта, языкообразования из-за малой подвижности тяжелой нефти, выноса песка. Кроме того, при разработке с использованием вертикальных скважин требуется применение плотных сеток скважин и больших объёмов капиталовложений. При этом для обеспечения прогрева пласта в приствольной зоне и создания гидродинамической связи с соседними скважинами затрачивается весьма значительное время и большое количество теплоносителя с учетом его потерь в период организации циклических обработок. С увеличением числа проведенных циклов эффективность пароциклического воздействия снижается.
В связи с этим, в настоящее время весьма актуальным и рациональным направлением улучшения использования трудноизвлекаемых запасов тяжелых нефтей является переход на системы разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины в настоящее время широко используются в процессах добычи тяжелых нефтей и природных битумов в США, Канаде и Венесуэле.
Основное преимущество ГС по сравнению с традиционными вертикальными скважинами заключается в том, что они позволяют вовлечь в разработку большую часть коллектора, увеличить производительность, ускорить добычу и сократить конусное обводнение. Несмотря на имеющиеся трудности и сложности с практической реализацией, использование горизонтальных технологий для разработки месторождений тяжелой нефти является высокоэффективным мероприятием.
При разработке залежей с тяжелой нефтью или залежей, имеющих низкую подвижность, горизонтальные дренирующие скважины уменьшают величину перепада давления, что препятствует образованию конуса обводнения и ослабляет приток песка. Использование данной технологии повышает эффективность закачки пара - увеличивается объем пара, закачиваемого в пласт, что ведет к созданию максимально возможной площади прогрева продуктивного пласта и, соответственно, к увеличению площади дренирования скважины.
С 2006 года ОАО «Татнефть» начало опытно-промышленные работы на Ашальчинском месторождении высоковязких нефтей с использованием горизонтальных скважин. В эксплуатации находятся три пары ГС с выходом на поверхность (рис. 1). Опробованная конструкция двухустьевых скважин
Рис. 1. Расположение скважин с выходом на поверхность при парогравитационном дренаже 
позволяет регулировать в широких пределах формирование паровой камеры и продвижение фронта прогрева к добывающей скважине, что дает возможность эффективно разрабатывать месторождения высоковязких нефтей со сложными геолого-физическими условиями. Разработана методика контроля режимов работы скважин на основании мониторинга температуры по стволу добывающей скважины с помощью оптоволоконного кабеля и минерализации добываемой жидкости. Суммарный дебит по сверхвязкой нефти достиг 50 тонн/сутки при паронефтяном отношении около 4 м3/тонну. За 2008 год способом парогравитационного дренирования добыто 12 тыс. тонн сверхвязкой нефти, а с начала опытно-промышленной разработки опытного участка - более 24 тыс. тонн. В 2009 году на Ашальчинском месторождении начато бурение четвертой пары без выхода на поверхность с использованием буровой установки с наклонной мачтой.
Механизм добычи Ашальчинской высоковязкой нефти с помощью парогравитационного дренирования представлен на рис. 2 и заключается в расширении паровой зоны вверх и вбок из-за низкой плотности пара.
Рис. 2. Механизм процесса парогравитационного дренирования 
На границе паровой камеры пар конденсируется при передаче тепла нефти, а прогретый битум вытесняется под действием веса и сконденсировавшимся паром по направлению сверху вниз, то есть на производительность горизонтальной скважины действуют два фактора – гравитационный дренаж и вытеснение под давлением. Нефть и горячий конденсат отбираются нижней горизонтальной добывающей скважиной. При протекании процесса дренирования обратный поток в порах приводит к образованию стабильной 3-фазной системы. Приток нефти интенсифицируется эффектом поверхностного натяжения на «тонкопленочной» поверхности, который эффективно способствует фильтрации. Для поддержания гравитационного потока необходимо обеспечить полную связь фаз и поддерживать высокое давление (рис. 3).
Рис. 3. Процессы в порах при парогравитационном дренаже
Проведенные исследования на модели залежи Ашальчинского поднятия с помощью термогидродинамического симулятора STARS компании CMG (Канада) показали на снижение технологических показателей эксплуатации парных горизонтальных скважин с уменьшением нефтенасыщенной толщины в связи с ростом тепловых потерь в кровлю продуктивного пласта. Границей размещения парных скважин рекомендована эффективная нефтенасыщенная толщина песчаника 15 м. Также с помощью стимулятора STARS обосновано расстояние между горизонтальными стволами скважин равное 5 м. При расстоянии 5 м обеспечиваются наименьший расход пара на добычу одной тонны нефти и большая степень нефтеизвлечения. Результаты опытно-промышленных работ подтвердили правильность выбранного расстояния между скважинами.
При классической схеме парного расположения горизонтальных скважин в нижней части пласта остаются участки, не вовлеченные в разработку, так как прогревается, в основном, кровельная часть пласта. Рекомендуется менять попеременно расположение нагнетательных и добывающих горизонтальных стволов, вследствие чего увеличивается охват и равномерно происходит прогрев пласта.
Для проектирования, до строительства парных ГС, бурятся вертикальные оценочные скважины, которые позволяют уточнить фильтрационно-ёмкостные свойства пород и представление о разрезе продуктивной песчаной пачки. На начальном этапе оценочные скважины используются как наблюдательные, а в дальнейшем переводятся в добывающие скважины.
Вертикальные скважины, расположенные рядом с горизонтальными, можно использовать для извлечения тех запасов нефти, которые не вовлекаются в разработку классическими горизонтальными скважинами. Например – для закачки пара в верхнюю часть продуктивного пласта или пароциклического воздействия на нижнюю часть продуктивного пласта, тем самым способствуя повышению дебита в соседних горизонтальных скважинах.
При условиях, ограничивающих применение технологии парогравитационного дренажа парой горизонтальных скважин, можно применить систему вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин (рис. 4).
Рис. 4. Распределение температуры по пласту при закачке пара в вертикальные скважины
Таким образом, месторождения высоковязких нефтей и природных битумов могут стать дополнительной базой укрепления нефтяной отрасли Татарстана. Однако для реализации проектов их разработки необходимы развитие и внедрение новейших технологий, а также введение налоговых льгот со стороны государства. В зависимости от геолого-физических особенностей, для разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов возможно использование различных комбинаций горизонтальных и вертикальных скважин.
Список литературы
1. Первые результаты опытно-промыленных работ по паротепловому воздействию на Ашальчинском месторождении/Р.С. Хисамов [и др.]//Нефтяное хозяйство. 2008. №7. С. 47-49.
2. Методы управления парогравитационным воздействием с помощью двухустьевых скважин/М.И. Амерханов [и др.]// Нефтяное хозяйство. 2008. №7. С. 64-65.
3. А.Р. Гарушев Анализ современного состояния методов добычи высоковязких нефтей и битумов в мире//Нефтепромысловое дело. 2008. №10. С. 4-7.
4. Improving the Performance of Classic SAGD with Offsetting Vertical Producers/K.A. Miller, Y. Xiao//JCPT. 2008. №2. С. 22-27.
