Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Опыт разработки залежей высоковязких нефтей с использованием теплоносителей 10
1.1. Залежи высоковязких нефтей с терригенными коллекторами 10
1.2. Опыт применения традиционных методов термического воздействия с использованием теплоносителей
1.2.1. Паротепловая обработка скважин (ПТОС) 21
1.2.2. Нагнетание горячей воды 22
1.2.3. Применение тепловых оторочек 27
1.2.4. Паротепловое воздействие в сочетании с заводнением и ПТОС 32
1.2.5. Парогравитационный дренаж 37
1.3. Обзор инновационных технологий в области разработки залежей высоковязких нефтей 44
1.3.1. Технологии закачки теплоносителя 44
1.3.2. Термошахтный способ добычи 52
1.3.3. Технологии, не предусматривающие использование теплоносителя 53
Выводы к главе 55
ГЛАВА 2. Проблемы разработки залежей высоковязких нефтей с газовой шапкой и подошвенной водой и обоснование перспективных технологий 56
2.1. Особенности геологического строения пласта и его свойства 56
2.2. Осложняющие факторы при разработке залежи высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой
2.3. Обоснование перспективных технологий 62
2.3.1. Технологии для залежей с газовой шапкой 63
2.3.2. Технологии для залежей с подошвенной водой 67
Выводы к главе 70
ГЛАВА 3. Исследование эффективности различных технологий дренирования запасов высоковязких нефтей в подгазовых зонах с использованием компьютерных моделей 72
3.1. Особенности применения компьютерного моделирования для оценки эффективности технологий дренирования запасов нефти 72
3.1.1. Особенности моделирования тепловых методов 73
3.1.2. Моделирование горизонтальных скважин и скважин сложного профиля 74
3.1.3. Задание сетки при построении фильтрационных моделей 78
3.2. Исследование эффективности теплового барьерного заводнения с помощью неоднородной упрощенной сеточной модели 80
3.2.1. Параметры упрощенной модели 80
3.2.2. Обоснование расчетных вариантов и результаты моделирования 81
3.3. Исследование эффективности применения теплового барьерного заводнения в различных геологических условиях 84
3.3.1. Характеристика фильтрационных численных моделей участков залежи высоковязкой нефти 84
3.3.2. Выбор расчетных вариантов 88
3.3.3. Результаты исследования различных систем воздействия на залежь нефти 97
3.3.4. Факторы, вляющие на прорывы подошвенной воды и газа из газовой шапки в горизонтальные скважины 108
3.4. Обоснование системы разработки Ван-Еганского месторождения.. 109
3.4.1. Процедура , преобразования геологической модели в фильтрационную 109
3.4.2. Обоснование типа используемой гидродинамической модели, свойства пластов и насыщающих их флюидов 111
3.4.3. Адаптация модели по данным истории разработки 118
3.4.4. Описание начальных и граничных условий 119
3.4.5. Описание расчетных вариантов и результаты моделирования 119
Выводы по главе 120
ГЛАВА 4. Анализ эффективности и обоснование применения технологий термического воздействия на залежах высоковязких нефтей малой нефтенасыщенной толщины с газовой шапкой и подошвенной водой 122
4.1. Обоснование технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт 122
4.2. Анализ расчетных технологических показателей вариантов разработки 125
4.3. Проблемы применения горизонтальных скважин для разработки залежей в высоко расчлененных коллекторах 127
4.4. Адаптивная система разработки залежи высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой 132
Выводы к главе 134
Выводы по диссертации 135
Список использованных источников
- Опыт применения традиционных методов термического воздействия с использованием теплоносителей
- Осложняющие факторы при разработке залежи высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой
- Моделирование горизонтальных скважин и скважин сложного профиля
- Проблемы применения горизонтальных скважин для разработки залежей в высоко расчлененных коллекторах
Введение к работе
Актуальность работы. Современный этап развития нефтегазовой промышленности связан с ростом доли трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к сложнопостроенным коллекторам. На ряде месторождений Западной Сибири разведаны залежи высоковязкой нефти, приуроченные к нефтяным оторочкам небольшой толщины. Они характеризуются сложными условиями залегания: малая нефтенасыщенная толщина, значительная для высоковязких нефтей глубина залегания, наличие газовой шапки и активной подошвенной воды, неоднородность коллектора и его высокая расчлененность, слабая сцементированность нефтенасыщенных пород и др. Перспективы рентабельного дренирования таких запасов связаны сегодня с использованием горизонтальных скважин.
Традиционно для разработки залежей, содержащих нефть высокой вязкости, применяют тепловые методы воздействия. В России давно применяются технологии теплового воздействия на пласт. Однако, как показывает практика, применение традиционных подходов для выработки запасов залежей высоковязких нефтей с малыми нефтенасыщенными толщинами малоэффективно. При разработке тонких оторочек высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой нефтяники столкнулись с рядом проблем. К ним относятся: быстрое обводнение скважин, прорывы газа из газовой шапки, вынос большого количества песка и ряд других.
В настоящее время регламентирующие документы требуют при проектировании системы разработки месторождений проводить обоснование эффективности предлагаемых технологий. Для этого рекомендуется применять сертифицированные компьютерные симуляторы, которые позволяют моделировать различные виды воздействия на пласт. Самыми известными являются пакеты программ Schlumberger Eclipse, CMG STARS, Landmark VIP, Roxar Tempest и RFD tNavigator.
Основная цель диссертационной работы заключается в том, чтобы на основе численного моделирования исследовать особенности применения теплового воздействия на пласт и барьерного заводнения применительно к залежам с газовой шапкой и подошвенной водой и обосновать наиболее рациональные технологии дренирования запасов при подобных геолого-промысловых условиях.
Задачи исследования
В работе поставлены и решены следующие задачи:
Создание компьютерных моделей для изучения основных особенностей дренирования запасов высоковязкой нефти в условиях неоднородного расчлененного коллектора;
Изучение влияния неоднородности коллектора по проницаемости и его расчлененности на эффективность теплового воздействия и барьерного заводнения;
Исследование особенностей применения горизонтальных скважин для организации закачки теплоносителя и извлечения высоковязкой нефти из оторочки с газовой шапкой и подошвенной водой;
Исследование влияния системы расположения скважин на эффективность теплового воздействия на пласт и барьерного заводнения;
Оценка и обоснование технологической эффективности применения теплового воздействия и барьерного заводнения на пилотных участках реального месторождения на основе вычислительных экспериментов.
Методы решения поставленных задач
Методами исследования являются:
- анализ и обобщение опыта применения термических и газовых методов воздействия на пласт;
- численные исследования основных особенностей реализации теплового
воздействия и барьерного заводнения с применением компьютерного
моделирования.
Научная новизна
Обоснованы способы гидродинамического моделирования дренирования запасов высоковязкой нефти из оторочек в подгазовых зонах;
Исследованы основные особенности извлечения высоковязких нефтей из залежей с газовой шапкой и подошвенной водой;
Предложены инновационные способы реализации термического воздействия на пласт, которые являются перспективными для эффективной разработки оторочек высоковязких нефтей.
Практическая ценность работы
Полученные в результате исследований результаты использованы при обосновании вариантов опытно-промышленных работ на залежи высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой. Обоснован вариант достижения максимального коэффициента извлечения нефти с использованием новой системы разработки оторочек высоковязких нефтей.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на:
конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» 2007 г. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;
семинаре кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;
П-м международном научном симпозиуме и выставке «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи» 2009 г., ОАО «ВНИИнефть».
Публикации. По результатам выполненных научных исследований опубликовано 6 печатных работ, в том числе 2 - в материалах научных конференций, получено 2 патента.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и заключения. Общий объем работы составляет 150 страниц печатного текста, в том числе 13 таблиц, 42 рисунка. Список литературы включает 106 источников.
Опыт применения традиционных методов термического воздействия с использованием теплоносителей
Запасы высоковязких нефтей в Западной Сибири связаны в основном с Тюменской областью [32,48,49]. Здесь располагается Русское месторождение с балансовыми запасами порядка 1464 миллионов тонн. Оно приурочено к терригенным породам верхней части сеноманских отложений, которые залегают на глубине около 925 м. Продуктивный горизонт сеномана имеет общую толщину около 200 м. и сильно расчленен. В разрезах насчитывается до 35 пластов и прослоев песчаников и алевролитов, разделенных глинами. Породы-коллекторы составляют около 30% продуктивного разреза. Продуктивные пласты характеризуются высокой проницаемостью (в среднем до 0,8 мкм2) и слабой сцементированностью пород. Особенностью нефтяных залежей является наличие широких газо- и водонефтяных зон. Свойства пластовой нефти: плотность 940 кг/м3, вязкость - 226 мПа с, газосодержание - около 12 м3/м3.
Другое крупное месторождение высоковязкой нефти в Западной Сибири - Северо-Комсомольское. Балансовые запасы этого месторождения составляют 649 миллионов тонн. Залежь приурочена к верхней части терригенных отложений покурской свиты сеноманского яруса. Нефтенасыщенная часть пласта представляет собой относительно тонкий протяженный по площади слой толщиной до 20 м. Нефтяная оторочка повсеместно подстилается подошвенной водой и сверху перекрыта газовой шапкой толщиной до 40 м. Продуктивный пласт имеет сильно развитую слоистую микронеоднородность, которая выражена в частом чередовании тонких прослоев песка и глины. Пористость в нефтенасыщенных коллекторах изменяется от 27,7 до 45,4 % (среднее 30,7), проницаемость варьируется в пределах от 0,1 до 1,0 и более мкм . Нефти имеют плотность от 822 до 917 кг/м3, вязкость от 46 до 107 мПа с, газонасыщенность - 23-33 м3/м3. Ван-Еганское месторождение, с балансовыми запасами 400 миллионов тонн также расположено на территории Западной Сибири. Пласты группы ПКі.2 данного месторождения содержат вязкую нефть (377 мПа»с в пластовых условиях) и полностью находятся под большой газовой шапкой. Подошва большинства нефтяных пластов ПК контактирует с большой водонасыщенной зоной. Газ пласта ПКі на 98% представлен метаном и не имеет жидкой составляющей. К крупным месторождениям высоковязкой нефти на территории Западной Сибири также относят Заиадно-Мессояхское и Восточно-Мессояхское месторождения.
Нефтяное месторождение Оха является самым крупным по величине запасов высоковязкой нефти на Сахалине. Вскрытый разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями окобыкайской (верхний миоцен) и дачинской (средний миоцен) свит. Высоты залежей изменяются в широких пределах от 10 до 129 м. Толщины непроницаемых разделов между продуктивными пластами — от 4 до 84 м. Коллекторы характеризуются высокими фильтрационными свойствами. Пористость коллекторов изменяется от 23 до 32%, проницаемость — от 0,1 до 1,2 мкм2. Нефти месторождения — тяжелые, вязкие, малосернистые, малопарафинистые, высокосмолистые Продуктивные пласты можно условно разделить на два этажа нефтеносности (верхний - 3—8 пласты и нижний - 9—14 пласты. Верхний этаж характеризуется глубиной залегания до 300 м, плотностью нефти от 919 до 951 кг/м и вязкостью от 100 до 550 мПа с. Нижний этаж нефтеносности характеризуется глубиной залегания от 300 до 700 м, плотностью нефти от 874 до 920 кг/м3 и вязкостью от 20 до 90 мПа с.
На месторождении Павлова Гора Краснодарского края Майкопский горизонт представлен четырьмя пачками песчаников, переслаивающихся с прослоями глин. Максимальная эффективная толщина продуктивной пачки — 10 м, длина залежи по простиранию — около 1 км, средняя ее ширина — 600 м при этаже нефтеносности 134 м. Глубина залегания 2-й пачки изменяется от 91 до 271 м. По своему типу залежь является пластовой, литологически экранированной. Тип коллектора — гранулярный (слабоуплотненные песчаники и алевролиты). Средняя толщина нефтенасыщенного пласта составляет 4,4 м, пористость 28%, проницаемость изменяется от 0,3 до 2,35 мкм2. Характеристики пластового флюида следующие: плотность нефти 945 кг/м3, вязкость 170 мПа с, содержание смол 36%.
На многопластовом месторождении Краснодарского Края Зыбза-Глубокий Яр представляют интерес залежи тяжелой нефти, приуроченные к отложениям миоцена: чокрак, караган и сармат. Толщина этих продуктивных горизонтов различна и колеблется от 0 до 250 м. В тектоническом отношении продуктивные горизонты тяжелой нефти характеризуются моноклинальным залеганием пород. Нефтяные залежи подпираются контурными водами. Геолого-физические характеристики основных участков данного месторождения представлены в таблице 1.1
Вязкость нефти, мПа«с До 1000 До 4000 До 8900 Северо-Крымское месторождение высоковязкой нефти, приуроченное к миоценовым отложениям, расположено в районе р. Кудако Краснодарского края. По геолого-физическим характеристикам и структуре коллектора, эта залежь является аналогом месторождения Зыбза. Отличительная особенность ее заключается в большой глубине залегания (800—1200 м). Толщина пласта 25 м. К нефтенасыщенным горизонтам относятся караган, чокрак и сармат. Продуктивные горизонты, характеризующиеся высокой песчаннистостью и значительной расчленностью, представлены макро- и микропористыми коллекторами. Вязкость нефти достигает 10 000 мПа с, а в сарматских отложениях 50 000 мПа с. В нефти растворен газ до 10 м3/м3. Нефтенасыщснные пласты прослеживаются в пределах залежи неравномерно как по площади, так и по разрезу, расчленены глинистыми породами и выклиниваются. Например, в зоне выбранного объекта скважины южного ряда вскрывают маломощные пропластки в районе выклинивания.
Архангельская область известна двумя крупными месторождениями высоковязкой нефти: Наульским и Торавейским, с балансовыми запасами порядка 181 и 124 миллионов тонн соответсвенно.
Ярегское нефтяное месторождение находится в Ухтинском районе Республики Коми и представлено терригенными породами девонской системы. Продуктивным является песчаный пласт III живетского и низы франского ярусов, залегающих на метаморфических сланцах фундамента. В верхней части пласт перекрыт надпластовыми аргиллитами и туффитами пашийского горизонта.
Продуктивный пласт III залегает на глубине 180—200 м и состоит в основном из мелкозернистых кварцевых песчаников, переслаивающихся аргиллитами и алевролитами. Нижняя часть пласта на большей части месторождения содержит подошвенную воду. В пределах контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная толща изменяется от 10 до 50 м.
Осложняющие факторы при разработке залежи высоковязкой нефти с газовой шапкой и подошвенной водой
Залежи высоковязких нефтей зачастую приурочены к продуктивным пластам, залегающим на относительно больших глубинах, что в свою очередь приводит к тому, что величина пластового давления составляет значительную величину. Нагнетание теплоносителя на достаточно большие для залежей вязких углеводородов глубины (например, около 1000 м.) приводит к значительным теплопотерям в вышележащие породы [21,37,38,47,77]. Дополнительную сложность, например, на ряде месторождений Западной Сибири, представляет присутствие в разрезе вечномерзлых пород, растепление которых при закачке теплоносителя приводит к разгерметизации заколонного пространства, риску образования заколонных перетоков, и как следствие - ухудшению качества цементирования интервалов скважины [20]. Поэтому для нагнетательных и добывающих скважин применяют теплоизолирующие конструкции ствола.
С другой стороны, с ростом глубины увеличивается длина ствола скважины, и поэтому растут гидравлические потери на трение [18] и необходимая температура пара на устье при использовании наземных парогенераторов. На рисунке 2.2 представлена кривая фазового состояния воды (по данным NIST - National Institute of Standarts and Technology, США), которая иллюстрирует, что при закачке водяного пара в пласт с давлением около 10 МПа температура теплоносителя составляет более 300 С. Конструкция ствола скважины должна предусматривать работу при таких температурах. На давно разрабатывающихся многопластовых месторождениях это может требовать переоборудования большой части фонда скважин. Причем всегда следует принимать во внимание наличие транзитных скважин, пробуренных на другие объекты, конструкция которых может быть не приспособлена к высокотемпературным воздействиям. Рисунок 2.2 - Кривая фазового состояния воды
Широко известно, что для выработки тонких нефтяных оторочек применение горизонтальных скважин [84] не только эффективно, но зачастую является единственно приемлемым. Это объясняется тем, что применяя вертикальные и наклонно-направленные скважины невозможно добиться значительного охвата пласта и требуются большие затраты на строительство скважин. Применение горизонтальных скважин позволяет в разы увеличить площадь притока, снизить градиенты давления в пласте и увеличить дебит нефти. Но даже в случае применения горизонтальных скважин, нельзя говорить об отсутствии таких проблем, как прорывы газа и воды. Прорывы газа из газовой шапки и подошвенной воды являются одними из основных осложняющих факторов при выработке тонких водоплавающих залежей нефти с газовой шапкой. Если подошвенная водонапорная система активна и имеет хорошую гидродинамическую связь с нефтенасыщенной зоной, то проблема образования прорывов воды стоит достаточно остро.
В некоторых случаях прорывов, как газа, так и воды удается избежать при работе добывающих скважин на минимальной депрессии. Считается, что наличие непроницаемых пропластков и неоднородностей продуктивного пласта приводит к более позднему образованию прорывов воды и, особенно, газа в добывающую скважину. Для решения этой проблемы при разработке залежей традиционных нефтей предлагаются к применению технологии барьерной закачки различных агентов (воды, газа, водяного пара, гелеобразующих составов и растворов химических реагентов, и т.д.) для блокирования движения пластовой воды и газа из газовой шапки.
При разработке коллекторов, содержащих высоковязкие нефти, наиболее широко применяют термические методы как, например, нагнетание горячей воды и водяного пара. Как показывает практика, нагревая пласт можно снизить вязкость нефти, а соответственно и ее мобильность до 10 раз и более, что позволяет повысить эффективность вытеснения и увеличить нефтеотдачу продуктивных пластов. Сложность добычи с применением тепловых методов в том, чтобы обеспечить максимально эффективный прогрев при минимуме затрат.
Опыт разработки месторождений высоковязких нефтей, залегающих в терригенных коллекторах, показывает, что если пласт сложен слабосцементированными нефтенасыщенными породами, то обычно наблюдают значительный вынос песка в добывающих скважинах. Это усложняет и без того сложный подъем продукции на поверхность, поскольку продукция добывающих скважин часто представляет собой вязкую нефть или водонефтяную эмульсию. Применение специального оборудования для борьбы с пескопроявлениями требует дополнителных материальных затрат и проведения работ, что снижает рентабельность.
Эффективность термических методов зависит от охвата залежи воздействием. Неоднородность продуктивного пласта неоспоримо влияет как на процесс добычи на естественном режиме, так и на реализацию любых методов воздействия на пласт.
В геологии и разработке одними из основных критериев, позволяющих количественно оценить степень неоднородности коллектора, являются коэффициенты песчанистости и расчлененности. Расчлененность и песчанистость пластов характеризуются следующим образом. Песчанистость всегда меньше единицы. Значения коэффициента песчанистости менее 0,5 говорят о низкой песчанистости, поскольку из общей толщины пласта менее половины является проницаемой. Если коэффициент песчанистости выше 0,5, то ее характеризуют как высокую. Расчлененность пласта меняется в очень широких пределах: от 1 до 30 и более. К пластам с высокой расчлененностью относят пласты со значением коэффициента расчлененности больше 3. К пластам с низкой расчлененностью относят пласты со значением коэффициента расчлененности менее 3.
При проектировании технологий теплового воздействия с использованием теплоносителей необходимо принимать во внимание влияние неоднородности на: - профиль нагнетания теплоносителя; - темп прорыва теплоносителя к добывающей скважине; - охват пласта тепловым воздействием; - темп прорыва газа из газовой шапки; - темп прорыва воды из водонапорной области. Каким образом неоднородность и расчлененность коллектора влияют на эффективность выработки запасов залежей высоковязких нефтей с малой нсфтенасыщенной толщиной следует оценивать с помощью численного моделирования.
Моделирование горизонтальных скважин и скважин сложного профиля
На первом участке было выделено 16 расчетных вариантов (варианты 12-27), на втором - 4 (варианты 28-31), на третьем - 7 вариантов (варианты 32-38). Кроме того, проведены расчеты по вариантам 7-11, которые описывают работу только двух горизонтальных скважин на третьем участке, по аналогии с вариантами предварительной оценки 1-6, а также варианты 39-46, в которых исследуется эффективность применения теплового воздейстия в периферийных зонах газонефтяной залежи.
В вариантах 7-11 соотношение проницаемости пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях Kz/Kx задано равным 1. Моделируется работа двух скважин для реализации технологии добычи, аналогичной той, которая использована в предварительных расчетах. Расстояние между скважинами составляет 500 метров. В вариантах 7, 8 и 9 предусматривается бурение горизонтальных скважин с длиной ствола 500 м, а в вариантах 10 и 11 - 1000 м. Темп закачки горячей воды задан равным 1 м3/сут на метр длины горизонтального участка ствола скважины. В вариантах 8 и 11 моделируется работа пласта на режиме истощения без нагнетания теплоносителя (нагнетательная скважина остановлена). В варианте 9 разработка ведется аналогично варианту 7, отличие состоит в том, что через 3 года после начала разработки нагнетательная скважина останавливается. Ограничения давления на пятке добывающей и нагнетательной скважин равны 8 МПа и 14 МПа соответственно. Температура теплоносителя (горячая вода) на входе в горизонтальный участок составляет 150 С.
Первый участок. Базовым вариантом разработки на первом участке является истощение (расчетные варианты 12, 13, и 14). Первый участок характеризуется тем, что объем газонасыщенной части пласта в 2,4 раза превышает объем нефти в пластовых условиях, поэтому отбор из пласта даже 50% нефти не может значительно отразится на пластовом давлении. Если в области ВНК нефть будет иметь очень высокую вязкость и залежь углеводородов окажется запечатанной, то нет опасности большой деформации пород при дренировании залежи на режиме истощения. Большинство вариантов (кроме вариантов истощения) предусматривают бурение скважин с достаточно плотной сеткой скважин (расстояние между забоями 100 м). С целью выбора рациональной системы разработки в расчетных вариантах предполагается одновременный ввод в эксплуатацию всех скважин. В варианте 24 предусматривается поэтапный ввод скважин. Сначала планируется ввести в эксплуатацию три добывающие скважины. Затем через год планируется пробурить две нагнетательные скважины для организации барьерного заводнения. Затем добуриваются еще три добывающие и три нагнетательные скважины.
Если закачиваемую в пласт воду не подогревать, то на забой нагнетательной скважины будет приходить вытесняющий агент с температурой заметно ниже начальной пластовой. Температура закачиваемой в пласт воды зависит от времени года, темпа нагнетания, распределения температуры по разрезу. В расчетных вариантах 15, 19, 22, 23, 24 при нагнетании ненагретой воды температура на забое принималась равной 10 С.
Обычно нет смысла проектировать непрерывную закачку теплоносителя в пласт, поэтому в нескольких расчетных вариантах 22, 23 и 24 рассматриваются классические технологии создания тепловых оторочек с последующим переходом на закачку холодной воды. Поскольку добывающие скважины, которые расположены в зоне малых нефтенасыщенных толщин, характеризуются низкими показателями по добыче нефти, то в последних вариантах рассматривалось только бурение высокорентабельных скважин (варианты 25, 26, 27).
Второй участок. Вариант 28 является базовым для второго участка. В нем рассчитаны показатели разработки элемента системы расстановки скважин, состоящего из двух добывающих скважин с горизонтальными участками длиною 1000 м. Расстояние между горизонтальными скважинами составляет 400 м. Между ними в середине бурятся две нагнетательные наклонно-направленные скважины. Расстояние между нагнетательными скважинами - 500 м. В нагнетательные скважины закачивается подогретая вода с температурой на забое 33 С.
Вариант 29 отличается от варианта 28 тем, что в середине элемента системы расстановки скважин бурятся не две, а три наклонно-направленные нагнетательные скважины. В этом варианте расстояние между нагнетательными скважинами — 300 м. Ведется закачка подогретой воды с температурой на забое 33 С. Рисунок 3.7 - Схема размещения скважин на втором участке (варианты 29-31)
Вариант 30 отличается от варианта 29 только тем, что температура закачиваемой воды на забое составляет 150 С.
Вариант 31 отличается от варианта 30 тем, что закачиваемая горячая вода с температурой 150 С поступает не только в нефтенасыщенную часть пласта, но и в область ГНК для реализации барьерного заводнения.
Третий участок. Вариант 32 является базовым для третьего участка. В варианте 32 на режиме истощения эксплуатируется при малой депрессии пять добывающих горизонтальных скважин длиной 1000 м. Расстояние между скважинами 150 м. Рисунок 3.8 - Схема размещения скважин на третьем участке (вариант 32)
В варианте 33 бурятся 3 горизонтальные добывающие скважины длиной 1000 м и две горизонтальные нагнетательные скважины длиной 800 м в области ГНК для реализации барьерного заводнения путем закачки подогретой воды с температурой 33 С. Три горизонтальные (длиной 1000 м) добывающие скважины расположены над непроницаемым прослоем около ВНК. Вариант 34 отличается от варианта 33 только температурой воды -150 С. Вариант 35 отличается от варианта 34 только расположением скважин по толщине оторочки. Добывающие скважины расположены на 1,5-2 м выше нагнетательных. В нагнетательные скважины закачивается подогретая вода с температурой 33 С. Вариант 36 отличается от варианта 35 только высокой температурой закачиваемой воды - 150 С. Вариант 37 отличается от варианта 35 тем, что в нагнетательные скважины осуществляется закачка водяного пара. В этом варианте рассматривается поэтапный ввод скважин. Сначала бурятся и вводятся в эксплуатацию три добывающие скважины длиной 1000 м. Через 1 год бурятся и вводятся в эксплуатацию как добывающие две горизонтальные длиной 800 м нагнетательные скважины, которые располагаются на 1,5-2,0 м ниже добывающих. На находящихся в отработке нагнетательных скважинах реализуется ПТОС с целью извлечения части ближайших запасов нефти и освоения их под закачку пара. С начала второго года разработки в нагнетательные скважины осуществляется закачка пара. После прорыва горячей воды в добывающие скважины вместо пара в пласт нагнетают холодную воду.
Проблемы применения горизонтальных скважин для разработки залежей в высоко расчлененных коллекторах
Моделирование процесса вытеснения нефти при варианте системы расстановки скважин, которая представлена на рисунке 4.1, показало, что вследствие высокой неоднородности продуктивных отложений по проницаемости происходит быстрый прорыв теплоносителя по высокопродуктивным пропласткам.
В качестве теплоносителя рассматривались вода различной температуры и водяной пар. Основные варианты предусматривали закачку горячей воды с температурой 35, 90 и 150 С, поскольку эффективность применения водяного пара по результатам расчетов была соизмеримой с эффективностью нагнетания горячей воды и использование пара приводило к незначительному приросту КИН.
Одной из основных проблем разработки краевых частей залежи являлись быстрые прорывы теплоносителя в добывающие скважины. Они приводили к быстрому обводнению добывающих скважин, поэтому эффективность извлечения нефти в краевых частях залежи оказалась крайне низкой. В среднем время прорыва теплоносителя в добывающие скважины составляло около 7 лет. После этого нагнетательные скважины переводили под закачку холодной воды.
Минимальная расчетная величина коэффициента нефтеизвлечения по краевым зонам составила около 5%, в лучшем случае на некоторых участках удалось достичь величины около 20%. Значительные вариации расчетного КИН по площади залежи объясняются особенностями процесса дренирования запасов нефти при использовании горизонтальных скважин и вытеснении нефти вдоль напластования. Чем больше длина горизонтального забоя пересекающего пропластки, тем больше различаются пропластки по проницаемости, тем быстрее происходят прорывы вытесняющего агента от нагнетательной горизонтальной скважины к добывающей. В пропластках с самой высокой проницаемостью при прорыве теплоносителя температура повышается почти до температуры закачиваемого вытесняющего агента. В результате в таких пропластках после прорыва теплоносителя достигается низкая остаточная нефтенасыщенность и высокая фазовая проницаемость для вытесняющего агента, который при высокой температуре имеет очень низкую вязкость. Такое сочетание факторов способствует очень быстрому обводнению добывающих скважин и низкой нефтеотдаче вследствие низкого охвата пласта процессом вытеснения.
Тепловое воздействие на пласт является единственной технологией для которой неоднородность по проницаемости может способствовать повышению нефтеотдачи и приводит к повышению эффективности тепловых методов на реальных залежах с мощными продуктивными пластами. Однако нефтенасыщенные толщины в таких залежах составляли максимум несколько десятков метров, поэтому осуществлялся эффективный теплообмен между высокопроницаемыми прогретыми прослоями и прослоями с меньшей проницаемостью, в которых за счет кондуктивного прогрева резко снижалась вязкость нефти.
В горизонтальных скважинах с длиной забоев от нескольких сот до тысячи и более метров, которые вскрыли слоистый неоднородный коллектор, кондуктивный прогрев малоэффективен. Расстояния между высокопроницаемыми прослоями очень велики, поэтому после прорыва теплоносителя кондуктивный прогрев нефтенасыщенных пропластков с меньшей проницаемостью практически отсутствует. Закачивать в пласт теплоноситель после его прорыва бесполезно. Однако вообще прекращать нагнетание вытесняющего агента нельзя. В высокопроницаемых пропластках, где теплоноситель вытеснил нефть, находится теперь маловязкий вытесняющий агент (вязкость горячей воды составляет менее 1 мПа«с), поэтому после прекращения закачки по таким зонам быстро прорвется газ из газовой шапки в горизонтальные добывающие скважины.
Для эффективной разработки залежей высовязких нефтей подобных ПК].2 необходимо на стадии проектирования предусматривать применение различных технологий воздействия на продуктивные пласты на разных участках залежи с характерными условиями залегания. Высокая сложность этой задачи объясняется, как правило, недостаточным количеством исходной информации о геологическом строении, свойствах насыщающих флюидов, свойствах коллектора и т.д. В таком случае целесообразно применять адаптивную избирательно-лучевую систему разработки (см. рисунок 4.2), суть которой заключается в следующем. Расположение и профили горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин проектируются в зависимости от геологического строения пластов. Например, в зонах, где добывающие скважины гидродинамически связаны с газовой шапкой, нагнетательные скважины полностью или частично используются для барьерного заводнения, а добывающие скважины располагаются максимально близко к ВНК. В зонах, где отсутствует связь нефтяной оторочки с газовой шапкой, нагнетательные скважины располагаются ниже ВНК, а добывающие с наибольшим расстоянием от ВНК.
В последующем разбуривание начинают с центральной части залежи и для уточнения параметров горизонтальных забоев скважин (длина ствола, расстояние до ВНК или ГНК, ориентация и профиль) и расстояний между забоями, перед сооружением горизонтальнго ствола забуривают наклонно-направленный «разведывательный» ствол который вскрывает всю толщину продуктивного пласта. Такие стволы позволят провести детальные исследования каждого конкретного участка залежи и правильно оптимизировать запроектированную на данном участке систему воздействия на пласт и добычи нефти. К моменту ввода проектных скважин «разведывательные» стволы изолируют, добычу нефти и нагнетание вытесняющего агента через них не ведут.
