Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор литературы по разработке месторождений сверхвязкой нефти тепловыми методами 11
1.1 Обзор нефтегазовой литературы по разработке месторождений сверхвязкой нефти тепловыми методами 11
1.2 Эффективность разработки термическими методами Мордово-Кармальского месторождения сверхвязкой нефти 17
1.2.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия на пласт 17
1.2.2 Результативность применения паровоздушного воздействия 18
1.2.3 Эффективность опытно-промышленных работ по применению внутрипластового горения на Мордово-Кармальском месторождении 19
1.3 Эффективность разработки Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти термическими методами 21
1.3.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия на пласт 21
1.3.2 Эффективность технологии парогравитационного дренирования продуктивного пласта 21
1.3.3 Эффективность технологии пароциклического воздействия на продуктивный пласт 25
Выводы по главе 1 27
Глава 2. Состав и геологическое строение верхнепермских отложений месторождений сверхвязкой нефти Республики Татарстан 28
2.1 Особенности геологического строения и гидрогеологии Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти 28
2.2 Газонасыщенность сверхвязкой нефти 36
Выводы по главе 2 44
Глава 3. Совершенствование разработки мелкозалегающих месторождений сверхвязкой нефти с наличием газонасыщенных интервалов 46
3.1 Проблемы разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти с наличием газонасыщенных интервалов 46
3.2 Разработка оптимального способа добычи залежи сверхвязкой нефти с газонасыщенными интервалами 47
3.3 Исследование влияния положения парных горизонтальных скважин относительно газонасыщенного интервала в продуктивном пласте на разработку залежей сверхвязкой нефти с помощью метода парогравитационного дренирования 51
3.4 Определение оптимального расстояния между скважинами в пласте 54
3.5 Влияние толщины газонасыщенных интервалов в продуктивном пласте на технологические показатели скважин 59
3.6 Влияние давления нагнетания на динамику добычи сверхвязкой нефти 63
3.7 Определение оптимального компенсационного отбора при эксплуатации парных горизонтальных скважин 65
3.8 Исследование влияния расстояния между парами горизонтальных скважин в продуктивном пласте на технологические показатели эксплуатации скважин 67
3.9 Исследование влияния коэффициента газосодержания в газонасыщенных интервалах на технологические показатели горизонтальных скважин 71
3.10 Использование многозабойных скважин при разработке залежей сверхвязкой нефти с наличием газонасыщенного интервала с помощью закачки пара в пласт 80
3.11 Эффективность метода парогравитационного дренирования в зависимости от газонасыщения и толщины газонасыщенного интервала 84
3.12 Оценка применения разработанного способа на Нижне - Кармальском поднятии сверхвязкой нефти с использованием термогидродинамических расчетов 87
Выводы по главе 3 89
Глава 4. Исследование метода внутрипластового горения применительно к разработке месторождений сверхвязкой нефти в терригенных коллекторах 92
4.1 Метод внутрипластового горения для разработки залежей сверхвязкой нефти 92
4.2 Краткий анализ предыдущих работ по внутрипластовому горению на Мордово-Кармальском месторождении. 93
4.3 Изучение эффективности систем разработки залежей сверхвязкой нефти с помощью метода внутрипластового горения при различных системах расстановки скважин 97
4.4 Обоснование значений температуры закачиваемого воздуха в продуктивный пласт при реализации метода внутрипластового горения на залежах сверхвязкой нефти 102
4.5 Использование многозабойных скважин при разработке месторождений сверхвязкой нефти с помощью метода внутрипластового горения 104
Выводы по главе 4 107
Заключение 110
Список сокращений и условных обозначений 112
Список литературы 113
- Эффективность технологии парогравитационного дренирования продуктивного пласта
- Разработка оптимального способа добычи залежи сверхвязкой нефти с газонасыщенными интервалами
- Исследование влияния коэффициента газосодержания в газонасыщенных интервалах на технологические показатели горизонтальных скважин
- Изучение эффективности систем разработки залежей сверхвязкой нефти с помощью метода внутрипластового горения при различных системах расстановки скважин
Введение к работе
Актуальность темы. Рост уровня добычи нефти обеспечивается увеличением извлекаемых запасов за счет применения новых технологических решений, позволяющих достичь увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) на месторождении, и вовлечением в разработку новых залежей и месторождений.
В настоящее время в условиях истощения запасов нефти на большинстве месторождений каменноугольных и девонских отложений Республики Татарстан все более актуальным становится освоение трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, добыча которых традиционными способами нерентабельна.
Неблагоприятные геолого-физические условия (особенности
геологического строения пласта, низкое пластовое давление, высокая вязкость
нефти) предопределили довольно низкую эффективность ввода в разработку
месторождений сверхвязкой нефти (СВН) с вязкостью более 10000 мПас с
использованием вертикальных скважин. Разработка таких залежей
термическими методами осложнена опасностью прорыва рабочего агента, пластового газа и газов горения, а также неравномерным распространением поверхности водонефтяного контакта (ВНК).
Для эффективной разработки месторождений СВН требуется применение новейших технологий воздействия на продуктивный пласт. Теория и мировая практика разработки данных месторождений, а также добыча СВН на территории Республики Татарстан доказали, что наиболее перспективными являются термические методы.
Освоение месторождений СВН в Республике Татарстан с применением тепловых (термических) методов разработки требует значительных инвестиций в обустройство промыслов и организацию добычи нефти.
Одним из современных путей решения проблемы поиска и создания
оптимальных методов эксплуатации залежей СВН является предварительная
оценка технико-экономических показателей разработки с использованием
термогидродинамических моделей, в основу которых заложены
дифференциальные уравнения в частных производных, описывающие процесс фильтрации флюидов в пласте.
В связи с этим исследование тепловых методов разработки месторождений СВН, создание новых технических и технологических решений являются актуальными научными и практическими задачами.
Степень разработанности темы
Высокопроизводительные вычислительные средства, позволяющие
расширять технологические возможности для создания и оценки
эффективности методов управления при разработке залежей СВН путем
моделирования геолого-гидродинамических процессов, связанных с разведкой
и эксплуатацией месторождений, получили существенное развитие.
Значительный вклад в развитие теоретических основ разработки
месторождений СВН внесли такие ученые и специалисты, как
Р.Г. Абдулмазитов, М.И. Амерханов, Д.Г. Антониади, Н.К. Байбаков, А.А. Боксерман, И.М. Бакиров, Г.Г. Вахитов, Р.Н. Дияшев, Ю.П. Желтов, А.Т. Зарипов, Р.Р. Ибатуллин, Р.Д. Каневская, В.И. Кудинов, А.А. Липаев, М.М. Мусин, Р.Х. Муслимов, А.В. Насыбуллин, А.И. Никифоров, К.А. Оганов, А.В. Петухов, А.М. Рузин, М.Л. Сургучев, А.Х.Фаткуллин, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, Т.В. Хисметов, З.А. Янгуразова, T.C. Boberg, R.M. Butler, S.A. Mehta, R.G. Moore, S.D. Joshi, J.C. Schaffer и другие.
В условиях истощения запасов легкой нефти на большинстве месторождений каменноугольных и девонских отложений Республики Татарстан проблема рентабельной добычи СВН становится все более актуальной. В работе рассмотрены основные эффективные направления разработки залежей СВН с применением тепловых методов в условиях влияния газа. Проведение опытно-промышленных работ (ОПР) на залежах СВН Республики Татарстан и применение опыта повышения технологических показателей разработки позволят увеличить уровень ее добычи.
Целью диссертационной работы является разработка эффективных
технологических решений для добычи СВН с применением тепловых методов в
условиях влияния газа, основанных на использовании
термогидродинамического моделирования.
Задачи исследований:
-
Анализ и оценка эффективности существующих технологий разработки месторождений СВН на основе литературных и промысловых данных.
-
Оценка технологической эффективности применения метода парогравитационного дренирования и его совершенствование на залежах СВН с наличием газонасыщенного интервала.
-
Оценка эффективности применения различных вариантов расстановки скважин при реализации метода внутрипластового горения, способствующих снижению прорыва закачиваемого воздуха и газов горения.
4. Создание новых технологических решений для увеличения охвата
пласта с использованием метода внутрипластового горения.
Методы решения поставленных задач и достоверность результатов
Поставленные задачи решались на основе научного анализа ОПР и эксплуатации залежей СВН Татарстана.
Достоверность полученных результатов подтверждена промысловыми
данными разработки залежей СВН, воспроизводимыми на основе
сертифицированных лицензионных программ для термогидродинамического моделирования, а также сходимости результатов моделирования с реальными промысловыми данными разработки залежей СВН.
Научная новизна
Для залежей СВН шешминского горизонта с наличием газонасыщенного интервала, расположенного ниже кровли пласта:
1. Определена зависимость КИН от расстояния между параллельными горизонтальными стволами нагнетательной и добывающей скважин для
элемента одной пары разработки месторождения при парогравитационном дренировании.
-
Установлена зависимость изменения конечного показателя паронефтяного отношения от коэффициента газонасыщения и толщины газонасыщенного пласта при парогравитационном дренировании.
-
Получена зависимость КИН от расположения пары горизонтальных скважин по вертикали относительно газонасыщенного интервала при парогравитационном дренировании.
Защищаемые научные положения:
-
Оценка эффективности технологических показателей разработки в зависимости от расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами для условий шешминского горизонта с газонасыщенными интервалами.
-
Оценка влияния изменения паронефтяного отношения от коэффициента газонасыщения и толщины газонасыщенного пласта при реализации процесса парогравитационного дренирования.
-
Оценка влияния КИН от расположения пары горизонтальных скважин по вертикали относительно газонасыщенного интервала при парогравитационном дренировании.
-
Технологические решения для повышения нефтеотдачи терригенных коллекторов, насыщенных СВН, и снижения негативного влияния газа за счет усовершенствования метода внутрипластового горения.
Практическая ценность результатов работы:
-
Автором исследованы особенности процесса разработки залежей СВН с наличием газонасыщенного интервала и предложены технологии разработки, позволяющие увеличить добычу нефти и подобрать оптимальные параметры закачки теплоносителя с использованием горизонтальных скважин.
-
Результаты исследований влияния газонасыщенного интервала на технологические показатели разработки использованы на этапе выполнения темы ПАО «Татнефть» «Анализ геологического строения, оптимизация и сопровождение разработки залежей СВН посредством 3D моделирования» (отчетный документ ТатНИПИнефть, Бугульма, 2017, 286 с.).
-
В ходе выполнения работы предложен ряд новых технических и технологических решений (патенты на изобретения РФ №№ 2578141, 2597041, 2578140, 2597040, 2581071, 2615554, 2626500, 2603795, 2604073, 2627795, 2630330), которые могут использоваться для повышения нефтеизвлечения на месторождениях СВН в терригенных коллекторах.
Апробация результатов работы
Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных
исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на
внутривузовских, республиканских, всероссийских и международных форумах, семинарах, выставках и конференциях: Татарстанском нефтегазохимическом форуме (Казань, 2016); Международной научно-практической конференции молодых ученых «Энергия молодежи для нефтегазовой индустрии»,
приуроченной к 60-летию высшего нефтегазового образования в Республике Татарстан (Альметьевск, 2016); II Республиканской молодежной геологической конференции, посвященной 25-летнему юбилею Академии наук Республики Татарстан и 15-летнему юбилею «Хартии Земли» (Казань, 12-14 октября 2016 г.); Всероссийской конференции «Проблемы геологии, разработки и эксплуатации месторождений высоковязкой нефти и битумов» (Ухта, ноябрь 2016 г.), Международной научно-практической конференции молодых ученых
Публикации. По теме диссертации опубликовано 27 научных работ, в том числе 6 статей в ведущих рецензируемых научных изданиях, 13 патентов на изобретения РФ на способы разработки месторождений СВН и 8 статей в научно-технических журналах, сборниках научных трудов и конференций.
Структура и объем диссертационной работы
Эффективность технологии парогравитационного дренирования продуктивного пласта
Основное преимущество применения горизонтальных скважин на залежах СВН по сравнению с вертикальными заключается в том, что они вовлекают в разработку большую часть продуктивного коллектора, сокращают конусное обводнение скважин, а также увеличивают дебиты нефти и производительность скважин. При разработке залежей СВН с применением горизонтальных скважин уменьшается перепад давления в продуктивном пласте, что препятствует образованию конуса обводнения вдоль горизонтального ствола скважины и ослабляет приток песка к забою. Кроме того, повышается эффективность закачки теплоносителя – увеличивается объем пара, закачиваемого в пласт, что ведет к созданию максимально возможной площади прогрева продуктивного пласта и, соответственно, к расширению паровой камеры в продуктивном пласте.
Дебиты СВН горизонтальных скважин до 10 раз выше дебитов вертикальных. Средний суточный дебит нефти по горизонтальным скважинам на 2015 г. составил 22,9 т. За счет увеличения количества пробуренных горизонтальных скважин годовая добыча 2015 г. составила более 376,4 тыс. т нефти.
С 2006 г. на Ашальчинском месторождении в процессе бурения трех пар двухустьевых горизонтальных скважин были пройдены водонасыщенные прослои, расположенные в продуктивной части разрабатываемого шешминского горизонта, которые негативно повлияли на показатели эксплуатации добывающих скважин.
За все время эксплуатации трех двухустьевых пар горизонтальных скважин среднее паронефтяное соотношение составляет 2,6, накопленная добыча – более 222 тыс. т СВН. На рисунке 1.3.2.1 отмечается снижение суточных дебитов по нефти при длительной эксплуатации скважин. Это связано с активной выработкой геологических запасов продуктивного пласта, приводящее к увеличению обводненности отбираемой продукции.
Долговременное использование метода парогравитационного дренирования приводит к ухудшению коллекторских свойств пласта и, соответственно, снижению дебитов нефти горизонтальных добывающих скважин. Неравномерность ВНК на залежи приводит к преждевременному прорыву подошвенных вод к забою добывающих горизонтальных скважин и, как следствие, высокому обводнению добываемой продукции.
После проведения ОПР по проводке двухустьевых горизонтальных скважин началось активное разбуривание Ашальчинского поднятия парными одноустье-выми горизонтальными скважинами.
Эффективность подбора участка для проводки пары горизонтальных скважин в продуктивном пласте зависит от толщины разрабатываемого пласта.
Минимальное расстояние между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами должно составлять 5 м, поэтому пары горизонтальных скважин располагают в центре разрабатываемой залежи, а одиночные горизонтальные скважины – на периферии залежи СВН. Такое расположение позволяет повысить эффективность процесса вытеснения СВН с применением парогравитационного дренирования по всей залежи созданием общей паровой камеры.
На начальном этапе разработки залежи проводится освоение горизонтальных скважин закачкой теплоносителя (пара) в целях прогрева около- и межскважинной зоны продуктивного пласта. После предварительного прогрева скважин закачка пара в скважины останавливается на время термокапиллярной пропитки, в процессе которой тепло передается породе продуктивного пласта и насыщающим пластовым флюидам. Эксплуатация горизонтальных скважин ведется с одновременной закачкой пара в верхнюю горизонтальную скважину и отбором из нижней горизонтальной скважины.
За время эксплуатации горизонтальными скважинами на Ашальчинском поднятии продуктивный пласт начал активно вырабатываться. Накопленная добыча СВН по каждой паре одноустьевых горизонтальных скважин составила более 19 тыс. т (рисунок 1.3.2.2). Среднее значение паронефтяного отношения при разработке залежи по всем одноустьевым горизонтальным скважинам по технологии па-рогравитационного воздействия, вышедшим на режим эксплуатации, составляет 3,1 т/т.
Выработка шешминского горизонта центральной части Ашальчинского поднятия парогравитационным дренированием с начала разработки происходила равномерно (рис. 1.3.2.3).
Среднесуточная добыча СВН по горизонтальным скважинам не снижается. По трем парам горизонтальных скважин суточная добыча нефти превысила 60 т. Работа горизонтальных скважин характеризуется высокой обводненностью и низким дебитом нефти в начале процесса. По мере эксплуатации горизонтальной пары скважин в призабойной зоне добывающей скважины отмечается значительное повышение температуры, что свидетельствует о подтягивании паровой камеры к скважине. После достижения температуры в призабойной зоне добывающей скважины 90–110 градусов снижается обводненность продукции, и добыча СВН возрастает. Отличия выхода горизонтальных скважин на промышленную добычу СВН связаны как с особенностью их конструкции и проводки по пласту, так и с геологическими особенностями шешминского горизонта [43].
Разработка оптимального способа добычи залежи сверхвязкой нефти с газонасыщенными интервалами
С целью исследования влияния расположения горизонтальных скважин относительно газонасыщенного интервала на технологические показатели извлечения сверхвязкой нефти проводились гидродинамические расчеты.
Для термогидродинамических расчетов использовалась однородная гидродинамическая модель [74–78]. Трехмерный вид распределения нефтенасыщенности
Была построена цифровая термогидродинамическая модель, содержащая в себе 414130 ячеек. Размеры ячеек составляли 2,52,51 м. Общие размеры модели пласта 10010030 м. Пористость – 30 %.
На рисунке 3.2.1 представлен профиль горизонтальных скважин. Горизонтальные участки расположены в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта. Выше нефтенасыщенного интервала расположен газонасыщенный интервал толщиной 15 м. Толщина нефтенасыщенного пласта составляет 10 м. Ниже нефтена-сыщенного интервала расположен слой с подстилающей водой толщиной 5 м. Расстояние между горизонтальными стволами нагнетательной и добывающей скважин составляет 5 м [79, 80].
Термогидродинамическая модель представляет собой участок залежи шеш-минского горизонта в виде трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется параметрами геологической модели и включает динамические характеристики пластовых процессов. Для термогидродинамического расчета модели применялся неявный метод решения дифференциальных уравнений. Каждой ячейке фильтрационной модели присвоено значение параметра разрабатываемого продуктивного пласта: эффективной пористости, проницаемости, абсолютной глубины, общей и эффективной толщины, насыщенности газом, нефтью и водой.
Основные исходные данные гидродинамической модели для проведения термогидродинамических расчетов приведены в таблице 3.2.1. Таблица 3.2.1 – Исходные данные для расчетов
Исследуемые варианты расположения горизонтальных стволов относительно газонасыщенного интервала представлены в таблице 3.2.2.
Толщина газонасыщенного интервала в термогидродинамической модели составляет 15 м. Разрабатываемый нефтенасыщенный пласт – 10 м. Толщина подошвенного водонасыщенного горизонта – 5 м. Расстояние между горизонтальными стволами нагнетательной и добывающей скважин – 5 м.
Разработка оптимального способа добычи СВН позволит вовлечь в разработку более 10 поднятий СВН Татарстана.
Расчеты по четырем вариантам выполнялись на гидродинамической модели с 15-метровой толщиной газонасыщенного интервала с коэффициентом газонасыщения 0,77 (Таблица 3.2.2). Таблица 3.2.2 – Варианты разработки залежи СВН с газонасыщенными
Результаты термогидродинамических расчетов и сравнение результатов технологических показателей разработки приведены на рисунках 3.2.2 – 3.2.4.
В ходе анализа результатов полученных термогидродинамических расчетов было выявлено, что при применении указанных технологий на месторождениях с высоким коэффициентом газонасыщения 0,77 и толщиной газонасыщенного интервала 15 м при толщине нефтенасыщенного интервала 10 м возможна активная выработка запасов. Оптимальные показатели по накопленной добыче нефти отмечаются по второму варианту разработки с отбором газа вертикальной скважиной. Отобранный газ метан можно использовать для поддержания давления в других продуктивных пластах или для производства пара, что позволит снизить затраты на применение технологии парогравитационного дренирования. Использование третьего варианта с закачкой метана при его наличии в больших объемах, позволит повысить внутрипластовое давление и снизить закачку пара, что приведет к снижению паронефтяного отношения по сравнению с другими вариантами разработки. В результате технико-экономического обоснования было выявлено, что наиболее эффективным является метод парогравитационного дренирования. Поэтому для эффективной разработки залежи СВН необходимо проведение исследований влияния газонасыщенного интервала на технологические показатели работы скважин при парогравитационном дренировании [81, 82].
Исследование влияния коэффициента газосодержания в газонасыщенных интервалах на технологические показатели горизонтальных скважин
При разработке залежи СВН с наличием газонасыщенных интервалов происходит дополнительное воздействие газа в процессе эксплуатации на технологические показатели скважин, что было установлено на гидродинамической модели, описанной в третьей главе, с различной толщиной газонасыщенного интервала и газосодержания (таблица 3.9).
Результаты оценки влияния коэффициента газосодержания в газонасыщенных интервалах на технологические показатели горизонтальных скважин и сравнение результатов расчетов технологических показателей разработки приведены на рисунках 3.9.1–3.9.3.
При разработке залежи с наличием двухметрового газонасыщенного интервала с различным газосодержанием (таблица 3.9) по 4 варианту возможно увеличение геологических запасов нефти на 19,32 % по сравнению с первым вариантом разработки. При снижении коэффициента газосодержания с 1 до 0,10 происходит увеличение накопленной добычи на конец разработки на 3422 т нефти, что на 52,8 % больше по сравнению с первым вариантом разработки. При сравнении показателей паронефтяного отношения в четвертом и первом вариантах разработки очевидно его снижение на 47,95 %. При одинаковых режимах эксплуатации горизонтальных скважин увеличение коэффициента газосодержания в газонасыщенном интервале продуктивного пласта приводит к снижению технологических показателей отбора добывающих скважин. Наиболее эффективны показатели второго и четвертого вариантов разработки. В процессе разработки возможен рост паронефтя-ного отношения после 2030 г. Наиболее перспективной является разработка с двухметровой толщиной газонасыщенного интервала и коэффициентом газосодержания не более 0,5.
Результаты оценки влияния коэффициента газосодержания в газонасыщенных интервалах на технологические показатели горизонтальных скважин и сравнение результатов расчетов технологических показателей разработки приведено на рисунках 3.9.4–3.9.6.
При разработке залежи с наличием пятиметрового газонасыщенного интервала с различным газосодержанием (таблица 3.9) по четвертому варианту возможно увеличение геологических запасов нефти на 48,32 % по сравнению с первым вариантом разработки. При снижении коэффициента газосодержания с 1 до 0,10 происходит увеличение накопленной добычи на конец разработки на 8756,42 м3 нефти, что на 144,95 % больше по сравнению с первым вариантом. При сравнении показателей паронефтяного отношения в четвертом и первом вариантах очевидно его снижение на 46,19 %. При одинаковых режимах эксплуатации горизонтальных скважин увеличение коэффициента газосодержания в газонасыщенном интервале продуктивного пласта приводит к снижению технологических показателей отбора добывающих скважин. Наиболее эффективны показатели второго и четвертого вариантов. В процессе разработки возможен рост паронефтяного отношения после 2032 г. Наиболее перспективной является разработка с пятиметровой толщиной газонасыщенного интервала и коэффициентом газосодержания не более 0,5. Разработка при коэффициенте газосодержания 1 приводит к значительному увеличению паронефтяного отношения и удорожанию эксплуатации горизонтальных скважин. Результаты оценки влияния коэффициента газосодержания в газонасыщенных интервалах на технологические показатели горизонтальных скважин и сравнение результатов расчетов технологических показателей разработки приведены на рисунках 3.9.7 – 3.9.9.
При разработке залежи с наличием десятиметрового газонасыщенного интервала с различным газосодержанием (таблица 3.9) по четвертому варианту разработки происходит увеличение геологических запасов нефти на 50,85 % по сравнению с первым вариантом. При снижении коэффициента газосодержания с 1 до 0,10 происходит увеличение накопленной добычи на конец разработки на 16200,47 м3 нефти по сравнению с первым вариантом разработки. При одинаковых режимах эксплуатации горизонтальных скважин увеличение коэффициента газосодержания в газонасыщенном интервале продуктивного пласта приводит к снижению технологических показателей отбора добывающих скважин. Наиболее эффективные показатели во 2–4 вариантах на начальных этапах разработки. В процессе разработки происходит рост паронефтяного отношения, после 2022 г. значительно увеличивается паронефтяное отношение в первом варианте с газонасыщением 1 д.ед.. Залежь с газонасыщением 0,10 и 0,25 на всем этапе рассчитанных показателей эксплуатации горизонтальных скважин является рентабельной. Во втором варианте разработки паронефтяное отношение на 2037 г. составляет 7,47 м3/м3. Разработка при коэффициенте газосодержания 1 д.ед. и более приводит к значительному увеличению паронефтяного отношения и удорожанию эксплуатации горизонтальных скважин.
Результаты оценки влияния коэффициента газосодержания в газонасыщенных интервалах на технологические показатели горизонтальных скважин и сравнение результатов расчетов технологических показателей разработки приведены на рисунках 3.9.10–3.9.12.
При разработке залежи с наличием 15-метрового газонасыщенного интервала с различным газосодержащием (таблица 3.9) по четвертому варианту разработки изменяются геологические запасы нефти на 35454,3 м3 по сравнению с первым вариантом.
При снижении коэффициента газосодержания с 1 до 0,10 происходит увеличение накопленной добычи на конец разработки на 24009,04 м3 нефти по сравнению с первым вариантом разработки. Паронефтяное отношение во 2, 3 и 4 вариантах на конец 2037 г. составляет менее 6 м3/м3, что является рентабельным для залежей СВН Республики Татарстан. При одинаковых режимах эксплуатации горизонтальных скважин увеличение коэффициента газосодержания в газонасыщенном интервале продуктивного пласта приводит к снижению технологических показателей отбора добывающих скважин. Наиболее эффективные показатели во 2–4 вариантах разработки продуктивного пласта с коэффициентом газонасыщения до 0,5. В процессе разработки происходит рост паронефтяного отношения, после 2019 г. значительно увеличивается паронефтяное отношение в первом варианте. Залежь с коэффициентами газонасыщения 0,1; 0,25 и 0,50 на всем этапе рассчитанных показателей эксплуатации горизонтальными скважинами является рентабельной. Разработка при 77 % и более приводит к значительному увеличению паронефтяного отношения и удорожанию эксплуатации горизонтальных скважин. Паронефтяное отношение в первом варианте на конец разработки составляет более 18 м3/м3.
На основе анализа результатов расчетов установлено, что:
– при двухметровой толщине газонасыщенного интервала наиболее эффективными являются 2–4 варианты разработки с коэффициентом газосодержания в пласте не более 0,5, рост паронефтяного отношения выше 5 м3/м3 достигается после 2022 г.;
– при пятиметровой толщине газонасыщенного интервала наиболее эффективными являются 2–4 варианты разработки с коэффициентом газосодержания не более 0,5, рост паронефтяного отношения выше 5 м3/м3 достигается после 2025 г.;
– при десятиметровой толщине газонасыщенного интервала наиболее эффективными являются 2–4 варианты разработки с коэффициентом газосодержания не более 0,5, рост паронефтяного отношения во втором варианте разработки выше 5 м3/м3 достигается после 2027 г. 3–4 варианты на всем этапе разработки оказались рентабельными для месторождений СВН Республики Татарстан; – при пятнадцатиметровой толщине газонасыщенного интервала наиболее эффективными являются 2–4 варианты разработки с коэффициентом газосодержания в пласте не более 0,5. При этом 2–4 варианты на всем этапе разработки оказались рентабельными для месторождений СВН Республики Татарстан.
Изучение эффективности систем разработки залежей сверхвязкой нефти с помощью метода внутрипластового горения при различных системах расстановки скважин
Применение метода ВГ на залежах СВН с использованием горизонтальных технологий позволит повысить охват пласта воздействием и достичь высоких де-битов нефти раньше, чем при использовании классической технологии ВГ, что приведет к существенному повышению экономической целесообразности процесса разработки. Данный раздел посвящен эффективности применения различных систем расстановки вертикальных и горизонтальных скважин при разработке залежей СВН с помощью метода ВГ и обоснованию эффективности метода ВГ.
Оценка эффективности метода ВГ с различными расстановками скважин проводилась с помощью термогидродинамического моделирования в ПК СMG STARS.
Рассматривалась термогидродинамическая модель, которая характеризуется входящими компонентами: СВН, легкая нефть, пластовая вода, углекислый газ кокс, кислород и азот.
При термогидродинамическом моделировании процесса разработки месторождений СВН с помощью метода ВГ во входной файл термогидродинамической модели вводились следующие параметры:
1. Компонентный состав пластовых флюидов, включающих в себя плотность, критическую температуру и давление.
2. Уравнения химических реакций, протекающих при инициировании в продуктивном пласте процесса ВГ. 3. Кинетические параметры уравнений химических реакций, протекаю щих с процессом ВГ в продуктивном пласте.
По результатам проведенных лабораторных исследований в термогидродинамическую в модель были заложены следующие параметры:
1. Компоненты, участвующие в процессе ВГ:
сверхвязкая нефть (HEAVY OIL) – находится в продуктивном пласте в начальном состоянии в качестве компонента, входящего в состав пластовой нефти;
легкая нефть (LIGHT OIL) – находится в пласте в начальном состоянии в качестве компонента наряду со сверхвязкой нефтью (HEAVY OIL), входящего в состав пластовой нефти;
вода пластовая (RESERVOIR WATER) – находится в пласте в начальном состоянии (изначально присутствующая в нефтеносной залежи вода);
углеводородный газ (СО2) – образуется в результате разложения (крекинга) сверхвязкой нефти;
кокс (COKE) – образуется в результате разложения (крекинга) сверхвязкой нефти;
кислород (O2) – входит в состав закачиваемого воздуха и расходуется в процессе горения;
азот (N2) – входит в состав закачиваемого воздуха, но в процессе горения не участвует.
Во входной файл термогидродинамической модели записаны уравнения химических реакций, сопровождающих в продуктивном пласте процесс ВГ (таблица 4.3).
Реакция 1: Пиролиз тяжелой фракции:
HEAVY OIL 2,154 LITE OIL + 25,96 COKE.
Реакция 2: Горение легкой нефтяной фракции: LIGHT OIL + 14,06O2 6,58 H2O + 11,96CO2.
Реакция 3: Горение тяжелой нефтяной фракции:
HEAVY OIL + 60,55 O2 28,34 H2O + 51,53 CO2.
Реакция 4: Горение кокса: 1,18 O2 + COKE 0,55 H2O + CO2, где HEAVY – фракция тяжелой нефти, LIGHT – фракция легкой нефти, COKE – кокс [99, 106, 109]. Для анализа эффективности применения метода ВГ на залежах СВН Республики Татарстана рассматривалось несколько вариантов расстановки скважин в продуктивном пласте c применением горизонтальных и вертикальных скважин.
1. Применение вертикальных скважин с закачкой газа в одну вертикальную скважину и отбором разжиженной СВН на некотором расстоянии из другой вертикальной скважины (рисунок 4.3.1, а).
2. Применение инициирования ВГ в пласте по технологии THAI с учетом вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин, располагающихся на некотором расстоянии друг от друга. В вертикальную нагнетательную скважину закачивают газ, а из добывающей горизонтальной скважины производят отбор разжиженного пластового флюида (рисунок 4.3.1, б).
3. Применение способа разработки залежи углеводородных флюидов [110] с использованием двухустьевых парных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом. В верхнюю нагнетательную скважину закачивают газ, а из нижней скважины производят отбор пластового флюида и газов (рисунок 4.3.1, в).
4. Применение способа разработки залежи углеводородных флюидов [111] с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, расположенных на одном уровне по горизонтали. В центральную горизонтальную скважину нагнетают газ, а из соседних производят отбор пластового флюида (рисунок 4.3.1, г).
5. Применение способа разработки залежи природных сверхвязких углеводородных флюидов [112] с использованием двухустьевой горизонтальной скважины и вертикальных скважин. В вертикальные нагнетательные скважины нагнетают газ и производят отбор из горизонтальной добывающей скважины. Из вертикальных скважин, находящихся на периферии участка, производят отбор газа (рисунок 4.3.1 д.).
Рассматриваемые варианты предполагают создание внутрипластового очага горения методом возгорания с помощью электронагревателя, расположенного в нагнетательной скважине.
Температура закачиваемого воздуха составляла 8 о С. Объем нагнетаемого воздуха – 4000 м3/сут. В добывающей скважине установлено ограничение по температуре отбираемой жидкости. По результатам термодинамических расчетов наиболее выгодным признан вариант 2 (таблица 4.3), который позволяет достичь наибольшей накопленной добычи за весь период разработки скважин
При четвертом варианте разработки при нагнетании в первые годы происходит прорыв воздуха в добывающую скважину.
Наименьший показатель накопленной добычи газа отмечен по третьему варианту разработки (рисунок 4.3.3).
Основная выработка продуктивного пласта происходит до 2023 г. Наименьший показатель накопленной добычи характерен для первого варианта разработки с применением вертикальных скважин. Перспективы применения метода ВГ на залежах СВН шешминского горизонта Республики Татарстан с использованием горизонтальных скважин довольно высоки.
Применение горизонтальных скважин в условиях разработки месторождений СВН с помощью метода внутрипластового горения позволяет увеличить накопленную добычу СВН более чем в два раза и снизить объема попутно отбираемого газа на 24 % по сравнению с использованием вертикальных скважин.