Диссертация (Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов Сеноманского горизонта), страница 4

Пласт сложен рыхлыми, слабосцементированными песчаниками,чередующимися глинистыми пропластками до 1 м. Наблюдается большой выноспеска при добыче нефти. Пористость песчаника до 0,36, проницаемость –2,5 мкм2и выше, порода коллектора имеет сложную слоистую структуру (рисунок 1.8) счередованием миллиметровых и сантиметровых слоев песка и глин. Изучениепоказало, что нефть является породосвязующим материалом. С конца 2003 г приосвоении 13 скважин опытного участка месторождения в 6 скважинах полученыпритоки нефти с дебитами (по жидкости) от 3-4 до 7-17 м3/сут, иногда присодержании воды до 90 %. Все скважины осваивали по нескольку раз спроведением РИР (разведочно-исследовательские работы). В 8 из 13 скважинобнаруженызаколонныеперетоки,т.е.имеломестонекачественноецементирование. Даже краткие простои приводили к прекращению закачки изаклиниванию насосов.20Рисунок 1.8 - Породы призабойной зоны скважины №938 по ГИС и керну [11]Опыт эксплуатации показал, что пласт ПК1 Северо-Комсомольскогоместорождения является исключительно сложным объектом и проблемы добычинефти из него не могут быть решены при применении традиционных илиупрощенных подходов [11].

Отмечается большой вред, который нанеслоглушение скважин водными растворами KCl (скважины поглощали большиеобъемы жидкости). В работе [12] проанализированы численные эксперименты помоделированиювариантовразработкинапримерескв.899Северо-Комсомольского месторождения. При рассмотрении 61 варианта авторами былисделали следующие выводы:1. Горизонтальные скважины не позволяют достигнуть рентабельных дебитовпо нефти при допустимых газовых факторах и степени обводненностинефти;2. Изоляционные экраны в области ГНК и ВНК позволяют значительноулучшить показатели работы скважины;3. Размеры изолирующего экрана определяют длительность эксплуатациискважины до прорыва газа или воды;4. Максимальное удаление экрана от ВНК или ГНК необходима длядостижения максимального эффекта;215.

Толщина изоляционного экрана в области ГНК оказывает небольшоевлияние на эффективность работы скважины.Еще одним объектом является пласт ПК14 Ваньеганского месторождения[10], для пилотной разработки запасов которого было последовательно пробуреныв равновесном режиме с применением биополимерного бурового раствора 3горизонтальные скважины. Горизонтальная часть ствола скважин имела длину302 м. После длительного освоения скважину эксплуатировали винтовымнасосом, при этом наблюдали быстрое снижение добычи нефти во времени.Лабораторное исследование также выявило снижение проницаемости керна понефти при ее фильтрации. В работе [10] отмечается, что более выгодноэкономически бурить на данном объекте не горизонтальные скважины, а боковыестволы.Согласно [13] в настоящее время не существует методов эффективнойразработки запасов нефти сеноманского горизонта Русского месторождения.

Наданном месторождении предполагается провести испытание паротеплового итермощелочного технологий на участках месторождения без газовой шапки, т.е. внаименее сложных участках месторождения.Нефтяныеоторочкисеноманскогогоризонтаобычноподстилаютсяактивной водой, поэтому представляет интерес разработка водоплавающихзапасоввязкойнефти.Вработед.т.н.И.В.Владимирова(НПО«Нефтегазтехнология», г.Уфа [14] показано, что наличие активной пластовойводы приводит к быстрому росту обводненности нефти (вплоть до 100 %) приразработке запасов вязкой и высоковязкой нефти, т.к. в ПЗП (призабойная зонапласта) возникает небольшая (около 10 м диаметром) область повышеннойводонасыщенности, изолирующей нефть от забоя.

В высокопроницаемых пластахс большим различием вязкостей нефти и воды обводнение продукции скважиныпроисходит быстрее. При значительном различии между вязкостями воды инефти, нефть на некотором расстоянии от забоя является практическинеподвижной и компенсация отбора жидкости происходит в основном за счет22воды. Поэтому рекомендуется регулярно проводить обработки коллектора в ПЗПгидрофобизаторами.Другим способом решить проблему быстрого прорыва воды получен вчисленныхэкспериментахпооптимизациисхемперфорациипластавдобывающих и нагнетательных скважинах [15,16] . Максимальный КИН и темпыотбора нефти достигаются, если в добывающих скважинах перфорируютнефтенасыщенный интервал, а в нагнетательных – водонасыщенный интервал[15].Наилучшимвариантомявляетсягоризонтальноерасположениенагнетательной скважины в водоносной части водонефтяной зоны[16].Возможно при разработке водонефтяных зон применить создание обратногонефтяного конуса [9, 17, 18].

Первоначально перфорируется пласт ниже ВНК иведется форсированный отбор воды до появления нефти (создается обратныйконус), а потом перфорируется нефтенасыщенный интервал пласта и ведутдобычу нефти ведут при минимальной депрессии.В [19] рекомендуется равномерно перфорировать интервалы в добывающихи нагнетательных скважинах, и добыча нефти ведется без образования водногоконуса. В работе [20] для разработки водонефтяных зон без образования конусаводы и отсечения дренированной части подвижных запасов предлагается,вскрывать водонефтяную зону в прикровельной части и в подошвенномводонасыщенном интервале.

При этом перфорируют водонасыщенный интервал сменьшейплотностьювыравниваетсяотверстий,продуктивностьчемнефтенасыщенныйпропластковпродуктивногоинтервал,горизонтат.есразличным характером насыщения. Соотношение плотностей перфорацииинтерваловопределяютприматематическоммоделированиизалежи.Аналогичный подход может быть использован и для создания обратногонефтяного конуса [21].Снизить газовые факторы можно, закачивая нефть выше интервала отборанефти [22]. Механизм проявляется в снижении фазовой проницаемости по газу[9].231.5 Технологии добычи высоковязкой нефтиВ Западной Сибири имеются Тазовское, Мессояхские, Новопортовское,Русское,Северо-Комсомольское,Ван-Еганскоеит.п.месторождения,приуроченных к терригенным пластам верхнего мела с глубиной залегания 8001500 м.

Плотность нефти в пластовых условиях составляет до 960 кг/м3, авязкость 30-400 мПа*с.Технологии и способы разработки залежей вязкой нефти (в том числе,нефти сеноманских пластов), можно разделить на три группы: 1 -«холодные» илипервичные способы добычи; 2 –термические методы добычи; 3 –нетермическиеспособы разработки.К «холодным» методам добычи вязкой нефти относятся: разработка за счетистощения пластвой энергии и метод «Cold Heavy Oil Production with Sand»(CHOPS) [23,24], направленные на добычу вспененной асфальтосмолистой нефтивместе с песком слабосцементированного коллектора и создания условий ихсовместного течения и добычи.Метод «CHOPS» имеет небольшие эксплуатационные расходы, однако КИНне превышает 10 %.

Метод не годится для месторождений, имеющихподошвенную воду и газовую шапку. Его применение при добыче нефти изпластов ПК не возможно.Близок к первичным «холодным» методам добычи нефти и к нижеописанным пароциклическим методам метод «huff & puff» [25-30] (циклическоезакачивание газового растворителя), т.к. в первой стадии данного метода служитстадия истощения пластового давления. Далее циклы «huff & puff» включаютзакачку газовогорастворителя(углекислоты, попутного нефтяного газа,углеводородных газов и т.

п.), остановку на впитывание и добычу вспененнойнефти. Метод «huff & puff» требует для осуществления одной скважины, сиспользованием которой проводят закачивание газа и добычу нефти. Циклыобычно повторяются, но их эффективность постепенно уменьшается. Методприменим для добычи нефти с вязкостью до 2000 спз и повышения нефтеотдачи24пластов. Для осуществления метода необходима единственная скважина,закачивание газового растворителя и добыча нефти происходит с ее помощью.1.6 Тепловые (термические) методыЭти методы являются наиболее известными в нашей стране методамидобычи вязкой нефти, они наиболее часто рассматриваются специалистами внезависимости от геологии месторождений.Наиболеепризабойныхапробированызонскважинциклические(ПТОС),паротепловыекоторыенашлиобработкиприменениенаместорождении Зыбза Глубокий Яр в Краснодарском крае (залежи тяжелой нефти- миоцен с толщиной от 0 до 250 м, глубина залегания пластов 500-1000 м.),которыевданномлитобзорерассматриваютсякактипичные.Нефтьместорождения высоковязкая (до 1000 мПа·с при 25 оС), с плотностью вповерхностных условиях от 943 до 984 кг/м3 и содержанием смол 45-50 %.Средняя пластовая температура 40 оС.Для достижения максимальной эффективности ПТОС температура впризабойной зоне скважины должна быть увеличена до 120-130 оС, при этомпроисходит снижение вязкости нефти, изменяются ее упругие свойства и т.п.Технология ПТОС включает следующие операции: 15-45 сут в скважинунагнетали пар; на 2-3 сут скважину закрывали для пропитки, после чего скважинупускали в эксплуатацию для добычи нефти.Дебиты нефти после ПТОС возросли с 0,1-0,5 т/сут до 5-15 т/сут,длительность эффекта составляла от 60 до 500 сут, на одну эффективнообработанную скважину в среднем было добыто дополнительно 845 т нефти.