Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор предшествующи работ и обоснование исследовательских задач по теме 9
1.1. Технологическая характеристика процесса ПЦО скважин 11
1.2. Способы моделирования и нахождения оптимальных параметров ПЦО скважин 15
1.3. Основные особенности добычи ВВН при помощи ТГДП 18
1.4. Обоснование исследовательских задач 25
ГЛАВА 2. Анализ геолого-промысловой характеристики и состояния разработки крупных месторождений ввн тимано-печорской нефтегазоносной провинции 30
2.1. Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения 30
2.2. Ярегское месторождение 54
ГЛАВА 3. Создание алгоритма оптимизации пцо скважин с учетом технико-экономических критериев 69
3.1. Стратегия оптимизации 69
3.2. Аналитическое описание процесса ПЦО горизонтальной скважины ..70
3.3. Прогнозирование падения дебита нефти при помощи феноменологических моделей 78
3.4. Оптимизационный метод 81
3.5. Верификация результатов оптимизации 84
ГЛАВА 4. Оптимизация пцо скважин пермо-карбоновой залежи усинского месторождения по результатам математического моделирования и промысловых испытаний 87
4.1. Вертикальные скважины 87
4.2. Горизонтальные скважины 163
ГЛАВА 5. Оценка объема паровой камеры в процессе тгдп по результатам гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины 204
5.1. Гидродинамический анализ динамики давления в горизонтальной скважине 204
5.2. Оценка размеров паровой камеры по кривым падения давления 220
ГЛАВА 6. Конечно-разностная оценка эффективности внедрения односкважинного тгдп на ярегском месторождении 237
6.1. Сравнительный анализ эффективности двухскважинного и односкажинного ТГДП 237
6.2. Выбор оптимального варианта предварительного прогрева пласта..245
6.3. Влияние параметров пласта и свойств нефти на технологические результаты односкважинного ТГДП 260
Заключение 268
Список литературы 271
- Технологическая характеристика процесса ПЦО скважин
- Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения
- Аналитическое описание процесса ПЦО горизонтальной скважины
- Гидродинамический анализ динамики давления в горизонтальной скважине
Введение к работе
Актуальность работы. Общемировая проблема вовлечения гигантских запасов высоковязких нефтей (ВВН) в активную разработку становится из года в год все более актуальной.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к крупным месторождениям ВВН относятся пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения и Ярегское месторождение с суммарными балансовыми запасами ВВН около 1,0 млрд. т.
Наиболее успешным и промышленно освоенным способом улучшения использования запасов ВВН является термическое воздействие на пласт в виде стационарной закачки пара или пароциклических обработок (ПЦО) скважин.
На пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения ПЦО вертикальных скважин внедряются с 1993 г. За 13 лет было проведено 279 ПЦО на 178 скважинах. Накопленное паронефтяное отношение, которое оценивается в 0,94 т/т, характеризует ПЦО как одну из самых эффективных технологий, применяемых на залежи. Однако только за счет проведения ПЦО на всех пробуренных скважинах нефтеотдача на залежи не может превысить 10 - 12 %.
При разработке Ярегского месторождения более 40 лет применяется уникальная термошахтная технология. Для закачки пара и отбора нефти используется плотная сетка пологовосходящих скважин, пробуренных из подземных горных выработок. Термошахтный способ позволил увеличить нефтеотдачу на отдельных участках месторождения до 60 %. Основным фактором, ограничивающим применение термошахтного способа на новых площадях, являются большие капитальные вложения на строительство нефтешахт.
В целях интенсификации добычи ВВН рекомендуется внедрение передовых термических технологий, предусматривающих использование горизонтальных скважин, пробуренных с поверхности, например, ПЦО горизонтальных скважин и термогравитационного дренирования пласта (ТГДП).
Предварительную оценку эффективности многократного проведения ПЦО горизонтальной скважины можно получить на основе конечно-разностных расчетов. Совместное проведение термогидродинамического моделирования и
оптимизации ПЦО горизонтальной скважины требует больших затрат расчетного времени и не гарантирует после простого перебора многочисленных вариантов расчетов нахождения наилучших технологических параметров из-за отсутствия эффективного алгоритма оптимизации.
ТГДП - стационарный вид термического воздействия на пласт в целом, при котором традиционно используются две горизонтальные скважины, расположенные строго одна над другой: верхняя - для закачки пара, нижняя - для добычи нефти. Чтобы полностью реализовать все преимущества ТГДП необходимо контролировать величину паровой камеры. например, посредством гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины. До сих пор не предложено подхода к интерпретации результатов таких исследований и не изучено влияние на объем и форму паровой камеры параметров ТГДП.
В тонких пластах вместо двухскважинного ТГДП рекомендуется использовать вариант, при котором закачка пара и добыча нефти ведутся через одну горизонтальную скважину. Серьезной проблемой при внедрении односкважинного ТГДП является низкий темп отбора нефти на начальной стадии процесса. Повышение эффективности односкважинного ТГДП связано с выбором оптимального способа предварительного прогрева призабойной зоны.
Цель работы заключается в совершенствовании термической разработки крупных месторождений ВВН Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции путем обоснования оптимальных параметров ПЦО скважин и ТГДП по результатам математического моделирования и промысловых испытаний.
Основные задачи исследования.
1. Обобщить опыт внедрения термической разработки на пермо-
карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении.
Создать алгоритм оптимизации с использованием схемы моделирования ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин, которая может быть воспроизведена при помощи аналитического и конечно-разностного моделирования, и эффективного оптимизационного метода.
Разработать аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины, в процессе которой приток нефти происходит за счет градиента давления и действия гравитационных сил
4. Численно изучить влияние геолого-промысловых факторов на эффективность ПЦО скважин и сравнить расчетные оптимальные технологические параметры с фактическими данными для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
5. Рассмотреть возможность применения аналитической модели двухзонного
ограниченного пласта для интерпретации гидродинамических исследований
горизонтальной нагнетательной скважины с целью определения объема паровой
камеры при ТГДП на основе результатов конечно-разностных расчетов для
Ярегского месторождения.
6. Оценить потенциальные возможности односкважинного ТГДП на
Ярегском месторождении и обосновать оптимальный вариант предварительного
прогрева призабойной зоны с учетом факторов, оказывающих максимальное
влияние на эффективность технологии.
Методы исследования.
Анализ научно-технической литературы, посвященной термической разработке месторождений ВВН, и данных об эффективности ПЦО скважин и ТГДП на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении.
Прогнозирование и оптимизация технологических показателей ПЦО скважин и ТГДП с применением различных моделей, численно реализованных в виде авторских компьютерных программ и модуля STARS коммерческого программного комплекса CMG для термогидродинамических расчетов фильтрационных процессов.
Научная новизна.
При помощи феноменологических и синергетических моделей установлены характерные стадии процесса площадной закачки пара на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
Разработан алгоритм оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин, основанный на прогнозировании добычи нефти посредством феноменологического описания результатов математического моделирования, использовании квазиньютоновского оптимизационного метода и верификации полученных результатов.
3. Предложено аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины, которое позволяет воспроизвести основные физические процессы, происходящие в призабойной зоне, и количественно спрогнозировать эффективность технологии.
Установлены зависимости фактической эффективности ПЦО вертикальных скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения от геолого-физических и технико-технологических параметров.
Осуществлена адаптация разработанного алгоритма оптимизации и аналитического описания к условиям пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и определены оптимальные технологические параметры и значения технико-экономических критериев эффективности ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин.
Численно обоснована правомерность использования аналитической модели двухзонного ограниченного пласта для интерпретации результатов гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины с целью определения объема паровой камеры в зависимости от параметров ТГДП для Ярегского месторождения.
7. Предложен оптимальный способ предварительного прогрева призабойной
зоны в процессе односкважинного варианта ТГДП, учитывающий геолого-
фильтрационные условия Ярегского месторождения.
Практическая ценность.
Выявленные фактические зависимости результатов площадной закачки пара и ПЦО скважин от геолого-физических и технико-технологических параметров позволяют обосновать критерии эффективной применимости рассматриваемых технологий для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
Разработанный алгоритм оптимизации и аналитическое описание могут быть использованы при анализе, проектировании и оптимизации ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин.
На основе рекомендованных для интерпретации гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины расчетных формул модели двухзонного ограниченного пласта, полученных для вертикальных скважин, можно контролировать объем паровой камеры в процессе ТГДП.
Предложенный способ предварительного прогрева призабойной зоны, предусматривающий многократное проведение ПЦО всего горизонтального участка скважины, обеспечивает высокую эффективность начальной стадии односкважинного ТГДП в тонких и трещиноватых пластах Ярегского месторождения.
Внедрение результатов исследований. Результаты, полученные в работе, были использованы при составлении технологической схемы разработки Ярегского месторождения с применением ТГДП (2004 г.), дополнения к технологической схеме разработки (2006 г.), авторских надзоров за разработкой (2000 - 2005 гг.) и регламентов на проведение ПЦО добывающих скважин (2003 г.. 2005 г.) пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
Апробация работы. Результаты работы докладывались на конференции молодых специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ» (Волгоград, 2001 г.), всероссийской конференции - ярмарке «Техноэкогеофизика - новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в XXI веке» (Ухта, 2002 г.), всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (Ухта, 2003 г.), международной конференции «Освоение и добыча трудноизвлекаемых высоковязких нефтей» (Анапа. 2003 г.), конференции победителей XII конкурса молодежных разработок по проблемам ТЭК (Москва, 2004 г.), международном симпозиуме «Новые технологии разработки и увеличения нефтеотдачи» (Москва, 2004 г.), конференции, посвященной 45-летию филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «СЕВЕРНИПИГАЗ» (Ухта, 2005 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, 3 из которых опубликованы в реферируемых научно-технических журналах.
Дар обратной связи. Автор глубоко признателен академику РАЕН и АПБ, д.т.н., профессору, ректору УГТУ Цхадая Н.Д. за постоянную поддержку и содействие, научному руководителю, д.т.н. Рузину Л.М. за привлечение внимания к проблеме, стимулирующие дискуссии и ценные рекомендации, а также своим наставникам и коллегам, чьи практические советы оказали большую помощь при выполнении работы, и особенно - Мордвинову А.А., Базылеву АЛ. и Васильевой З.А.
Технологическая характеристика процесса ПЦО скважин
Общемировая проблема вовлечения гигантских запасов высоковязких нефтей (ВВН) в активную разработку становится из года в год все более актуальной.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к крупным месторождениям ВВН относятся пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения и Ярегское месторождение с суммарными балансовыми запасами ВВН около 1,0 млрд. т.
Наиболее успешным и промышленно освоенным способом улучшения использования запасов ВВН является термическое воздействие на пласт в виде стационарной закачки пара или пароциклических обработок (ПЦО) скважин.
На пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения ПЦО вертикальных скважин внедряются с 1993 г. За 13 лет было проведено 279 ПЦО на 178 скважинах. Накопленное паронефтяное отношение, которое оценивается в 0,94 т/т, характеризует ПЦО как одну из самых эффективных технологий, применяемых на залежи. Однако только за счет проведения ПЦО на всех пробуренных скважинах нефтеотдача на залежи не может превысить 10 - 12 %.
При разработке Ярегского месторождения более 40 лет применяется уникальная термошахтная технология. Для закачки пара и отбора нефти используется плотная сетка пологовосходящих скважин, пробуренных из подземных горных выработок. Термошахтный способ позволил увеличить нефтеотдачу на отдельных участках месторождения до 60 %. Основным фактором, ограничивающим применение термошахтного способа на новых площадях, являются большие капитальные вложения на строительство нефтешахт.
В целях интенсификации добычи ВВН рекомендуется внедрение передовых термических технологий, предусматривающих использование горизонтальных скважин, пробуренных с поверхности, например, ПЦО горизонтальных скважин и термогравитационного дренирования пласта (ТГДП).
Предварительную оценку эффективности многократного проведения ПЦО горизонтальной скважины можно получить на основе конечно-разностных расчетов. Совместное проведение термогидродинамического моделирования и оптимизации ПЦО горизонтальной скважины требует больших затрат расчетного времени и не гарантирует после простого перебора многочисленных вариантов расчетов нахождения наилучших технологических параметров из-за отсутствия эффективного алгоритма оптимизации.
ТГДП - стационарный вид термического воздействия на пласт в целом, при котором традиционно используются две горизонтальные скважины, расположенные строго одна над другой: верхняя - для закачки пара, нижняя - для добычи нефти. Чтобы полностью реализовать все преимущества ТГДП необходимо контролировать величину паровой камеры. например, посредством гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины. До сих пор не предложено подхода к интерпретации результатов таких исследований и не изучено влияние на объем и форму паровой камеры параметров ТГДП.
В тонких пластах вместо двухскважинного ТГДП рекомендуется использовать вариант, при котором закачка пара и добыча нефти ведутся через одну горизонтальную скважину. Серьезной проблемой при внедрении односкважинного ТГДП является низкий темп отбора нефти на начальной стадии процесса. Повышение эффективности односкважинного ТГДП связано с выбором оптимального способа предварительного прогрева призабойной зоны. Цель работы заключается в совершенствовании термической разработки крупных месторождений ВВН Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции путем обоснования оптимальных параметров ПЦО скважин и ТГДП по результатам математического моделирования и промысловых испытаний. Основные задачи исследования. 1. Обобщить опыт внедрения термической разработки на пермо карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении. 2. Создать алгоритм оптимизации с использованием схемы моделирования ПЦО вертикальных и горизонтальных скважин, которая может быть воспроизведена при помощи аналитического и конечно-разностного моделирования, и эффективного оптимизационного метода. 3. Разработать аналитическое описание ПЦО горизонтальной скважины, в процессе которой приток нефти происходит за счет градиента давления и действия гравитационных сил 4. Численно изучить влияние геолого-промысловых факторов на эффективность ПЦО скважин и сравнить расчетные оптимальные технологические параметры с фактическими данными для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. 5. Рассмотреть возможность применения аналитической модели двухзонного ограниченного пласта для интерпретации гидродинамических исследований горизонтальной нагнетательной скважины с целью определения объема паровой камеры при ТГДП на основе результатов конечно-разностных расчетов для Ярегского месторождения. 6. Оценить потенциальные возможности односкважинного ТГДП на Ярегском месторождении и обосновать оптимальный вариант предварительного прогрева призабойной зоны с учетом факторов, оказывающих максимальное влияние на эффективность технологии. Методы исследования. Анализ научно-технической литературы, посвященной термической разработке месторождений ВВН, и данных об эффективности ПЦО скважин и ТГДП на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегском месторождении. Прогнозирование и оптимизация технологических показателей ПЦО скважин и ТГДП с применением различных моделей, численно реализованных в виде авторских компьютерных программ и модуля STARS коммерческого программного комплекса CMG для термогидродинамических расчетов фильтрационных процессов.
Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения
Успешность многократного проведения ПЦО горизонтальных скважин определяется адекватным выбором продолжительности и объема закачиваемого пара в каждом цикле, для чего, как правило, используют конечно-разностные расчеты. Однако совместное проведение термогидродинамического моделирования и оптимизации процессов закачки пара и добычи нефти из горизонтальных скважин требует больших затрат расчетного времени и не гарантирует после простого перебора многочисленных вариантов расчетов нахождение наилучших технологических параметров, прежде всего, из-за отсутствия легко реализуемого алгоритма оптимизации.
Это свидетельствует о необходимости создания алгоритма оптимизации ПЦО горизонтальных скважин со следующими характеристиками: использует аналитическое описание технологии и эффективный оптимизационный метод; состоит из трех взаимодополняющих этапов (моделирование ПЦО скважины, оптимизация технологических параметров и верификация полученных данных); - позволяет определить значения оптимальной продолжительности и количества закачиваемого пара в каждом цикле, обеспечивающих максимизацию накопленного чистого дисконтированного дохода от многократного проведения ПЦО горизонтальной скважины. Особенно актуальным является разработка аналитического описания ПЦО горизонтальной скважины, которое, аналогично одной из известных аналитических моделей ПЦО вертикальной скважины, могло бы стать основой первого этапа алгоритма оптимизации, предназначенного для расчета эффективности ПЦО скважины в зависимости от объема закачиваемого пара. Результаты аналитических расчетов могут быть аппроксимированы при помощи феноменологической модели падения дебита нефти на стадии отбора продукции. Основная цель этапа оптимизации должна состоять в соединении выбранной феноменологической модели падения дебита нефти с эффективным оптимизационным методом, например, нелинейным квазиньютоновским методом с простыми ограничениями. И, наконец, третий этап алгоритма оптимизации должен быть предназначен для верификации значений накопленного чистого дисконтированного дохода, найденных при помощи алгоритма оптимизации и аналитического описания ПЦО скважины при одинаковых технологических параметрах. В случае неудовлетворительной сходимости анализируемых значений алгоритм оптимизации может быть воспроизведен вновь, но уже для более узкого интервала, сконцентрированного вблизи текущих оптимальных значений варьируемых технологических параметров. Процессы изменения давления в горизонтальной скважине отличаются от переходных процессов в вертикальной скважине. Поток к вертикальной скважине в однородном пласте считается радиальным в горизонтальном направлении. Для условий горизонтальной скважины до достижения псевдостационарного состояния могут иметь место до четырех различных режимов потока. С учетом возникающих переходных процессов в горизонтальной скважине большое число различных параметров влияет на характер изменения ее забойного давления. К таким параметрам относятся месторасположение скважины, размеры пласта и анизотропия проницаемости, которая имеет большее влияние, чем неоднородность пласта по проницаемости в горизонтальном направлении. Из обзора предшествующих исследований следует, что применение аналитической модели двухзонного ограниченного пласта с целью определения по результатам гидродинамических исследований нагнетательной скважины объема паровой или выжженной зоны пласта распространено только для вертикальных скважин. Указанная модель до сих пор не использовалась для интерпретации кривых падения давления, зафиксированных на забое горизонтальной паронагнетательной скважины. Для горизонтальных скважин наиболее важными являются такие параметры пласта как анизотропия проницаемости, слоистость, гравитация, которые являются несущественными для вертикальных скважин. Область охвата пласта воздействием вокруг горизонтальных скважин имеет преимущественно эллиптическую несимметричную относительно ствола скважин форму. Также совершенно не исследовано, как технологические параметры ТГДП (продолжительность закачки пара, степень сухости пара, расстояние между скважинами и другие) влияют на результаты гидродинамических исследований. В связи с этим, целесообразно рассмотреть потенциальную возможность использования аналитической модели двухзонного ограниченного пласта для оценки объема паровой камеры при ТГДП, изучить влияние технологических параметров ТГДП на величину объема и форму паровой камеры и оценить достоверность определения параметров паровой камеры, сопоставляя полученные значения аналитическим методом с результатами конечно-разностного моделирования процесса ТГДП для аналогичных условий.
В традиционном варианте ТГДП пар закачивается в горизонтальную нагнетательную скважину, расположенную строго над горизонтальной добывающей скважиной. Формирующаяся паровая камера вокруг нагнетательной скважины способствует гравитационному вытеснению нагретой нефти к добывающей скважине.
При односкважинном ТГДП предпринимается попытка воспроизвести такой же процесс с использованием только одной горизонтальной скважины. Очевидными преимуществами односкважинного ТГДП являются: сокращение затрат на строительство второй горизонтальной скважины и возможность использовать процесс ТГДП в тонких, слоисто-неоднородных и трещиноватых пластах. Однако, у этого варианта ТГДП есть ряд технологических недостатков, связанных, главным образом, с низкими темпами отбора нефти на начальной стадии.
Для повышения эффективности начальной стадии односкважинного ТГДП необходимо прогреть призабойную зону, с целью снижения вязкости и инициализации гравитационного дренирования нефти. Поэтому, актуальным является проведение конечно-разностных исследований, связанных с выбором оптимального варианта предварительного прогрева призабойной зоны, например, при помощи циркуляции пара, закачки пара с высоким давлением нагнетания или многократных ПЦО всего горизонтального участка скважины. Также целесообразно выявить геолого-физические параметры пласта и нефти, которые в наибольшей степени определяют эффективность односкважинного ТГДП.
Аналитическое описание процесса ПЦО горизонтальной скважины
Однако несогласованное с внутренними ритмами работы пласта внешнее воздействие способно привести к снижению эффективности применяемых технологий. Существенные отклонения расчетных значений от фактических данных были обусловлены необоснованной интенсификацией закачки пара в начале 1997 г. (см. рисунок 2.11). В результате упорядоченный режим работы был разрушен, что привело к преждевременному росту обводненности.
Если бы процесс закачки пара и добычи жидкости осуществлялся в соответствии с моделью Лотки - Вольтерры с квадратичной добавкой, то удалось бы продлить вторую стадию добычи нефти, при этом сэкономить объем закачанного пара, добыть дополнительную нефть и снизить отборы попутной воды.
В отличие от первых двух стадий, когда имеет место положительная связь между закачкой пара и добычей нефти, на третьей стадии увеличение темпа закачки пара приводит, как правило, к снижению добычи нефти и росту обводненности продукции. Причиной перехода пластовой системы в третью стадию является постепенное снижение нефтенасыщенности и заполнение пароконденсатом и внедряющейся пластовой водой охваченного тепловым воздействием пространства пласта. Закачка пара на третьей стадии позволяет замедлить темп падения добычи нефти по сравнению с естественным режимом разработки, что объясняется перманентным прогревом и вовлечением в разработку матричных блоков пласта за счет теплопроводности.
Наличие характерных стадий разработки обязательно должно учитываться при реализации процесса площадной закачки пара. На первой стадии теплового воздействия темп нагнетания пара может быть максимальным, поскольку существует прямая зависимость между объемом закачанного пара и добытой нефти. Необходимо учитывать, что именно на этой стадии в пласте происходит формирование каналов преимущественной фильтрации пара. В связи с этим, до начала теплового воздействия целесообразно проведение достаточного количества исследований по гидропрослушиванию пластов для предварительной оценки интерференции скважин. В целях увеличения охвата пластов тепловым воздействием отборы жидкости из скважин, находящихся в лучшей гидродинамической связи с зоной нагнетания, необходимо ограничивать, а отборы из слабовзаимодействующих скважин целесообразно интенсифицировать.
На .второй стадии, по мере прогрева пласта, извлечение нефти осуществляется не только за счет гидродинамического вытеснения, но и благодаря термоупругому расширению пластовых флюидов и капиллярной пропитке низкопроницаемой части коллектора. Для продления второй стадии и активизации вовлечения матрицы в процесс дренирования необходимо переходить к циклическому режиму закачки пара и отбора нефти, который способствует более эффективному использованию тепла.
Поскольку продолжение закачки пара на третьей стадии, как указывалось ранее, сопровождается падением добычи нефти и ростом обводненности продукции, вполне оправданным мероприятием является снижение закачки пара, однако циклический характер работы нагнетательных и добывающих скважин целесообразно сохранить. Продолжительность третьей стадии паротеплового воздействия определяется предельно допустимой величиной паронефтяного отношения. Обязательным мероприятием, регулирующим процесс к концу второй и. особенно, в третьей стадии является периодическая закачка изолирующих гелеобразующих составов.
При проектировании и планировании технологической эффективности необходимо учитывать еще один характерный период, предшествующий началу реагирования добывающих скважин, - время запаздывания в реакции скважин на тепловое воздействие, продолжительность которого достигает 0,5 - 1,5 года. Это может быть объяснено аномальными свойствами нефти и высоким соотношением вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз.
Из анализа карт распространения тепловых полей участка ПТВ-3 для трех эксплуатационных объектов (рисунок 2.12) следует, что самым прогретым оказался средний объект, куда было закачано наибольшее количество пара. Изрезанность границы прогрева и ее характерная вытянутость для всех объектов вдоль линии северо-восток - юго-запад, свидетельствует о продвижении теплоносителя на участке ПВТ-3, главным образом, вдоль указанного направления.
Анализ диаграммы распределения продуктивных пачек по степени вовлеченности в тепловое воздействие (рисунок 2.13) показал, что наибольшее количество пара поступает в верхнюю часть среднего объекта (пачки 7, 8) и нижнюю часть верхнего объекта (пачка 9). Сопоставление принимающих интервалов в нагнетательных скважинах и разогретых интервалов в добывающих скважинах, реагирующих на площадную закачку пара, помогло установить, что в добывающих скважинах в наибольшей степени прогреты пачки с 7 по 10. Это свидетельствует о сконцентрированном движении закачиваемого пара по латерали с тенденцией его распространения в верхнюю часть залежи.
Эффективность площадной закачки пара существенно зависит от базовой обводненности реагирующих добывающих скважин на начало площадной закачки пара (рисунок 2.14). С увеличением базовой обводненности удельная дополнительная добыча нефти по реагирующим скважинам линейно снижается и при обводненности более 70,0 %, как правило, не превышает 10.0 тыс. т на 1 скважину, что негативно отражается на величине паронефтяного отношения и рентабельности процесса площадной закачки пара в элементах.
Влияние обводненности на эффективность применения теплового воздействия наглядно подтверждается при анализе показателей разработки отдельных эксплуатационных объектов. Основное количество нефти (около 80 %) было добыто из скважин среднего и верхнего объектов.
Гидродинамический анализ динамики давления в горизонтальной скважине
Промысловые наблюдения показали, что дебиты скважин, изменяясь в широких пределах, зависят, в основном от взаимного расположения скважин и тектонических нарушений, расположенных через 20 - 25 м в среднем.
В 1953 г. был осуществлен переход к разработке Ярегского месторождения по уклонно-скважинной системе, с помощью которой были отработаны площади трех шахтных полей. Сущность этой системы состоит в том, что блоки площадью 8 - 14 га разбуриваются пологими скважинами из буровых галерей, расположенных в продуктивном пласте. Количество и длина скважин зависит от мощности пласта и площади уклонного блока. Расстояния между забоями скважин, расположенных в 3 -4 яруса по мощности пласта, изменяются от 15 до 50 м (см. рисунок 2.17).
Всего по уклонно-скважинной системе было разбурено 2646 га и добыто 4273 тыс. т нефти. Достигнутый на этих площадях коэффициент нефтеотдачи составил около 5,0 %. Данные разработки месторождения по ухтинской и уклонно-скважинной системам свидетельствуют о том, что при разработке на естественном режиме достигается близкая нефтеотдача пласта (порядка 6,0 %). Было установлено, что конечная нефтеотдача определяется, прежде всего, режимом залежи и мало зависит от расположения горных выработок и скважин относительно нефтяного пласта. На основании этого был сделан вывод, что предельная нефтеотдача ярегского пласта при эксплуатации его на естественном режиме не превышает 6,0 % и что любые методы разработки, в том числе и шахтные, не предполагающие активного воздействия на физико - химические свойства пласта (прежде всего, на вязкость нефти) малоэффективны из-за низкой нефтеотдачи, приводящей, в конечном счете, к низкой экономической эффективности. Небольшая глубина залегания достаточно мощного пласта, его хорошие коллекторские свойства, большая остаточная нефтенасыщенность, высокая вязкость нефти создают комплекс геологических условий, определяющих почти идеальную пригодность месторождения для применения термических методов. Опытные работы по применению паротеплового воздействия на пласт в шахтных условиях были начаты в 1968 г. С 1972 г. началась вторичная промышленная разработка Ярегского месторождения термошахтным способом. В процессе работы над термошахткой технологией было создано несколько систем разработки, которые отличаются расположением нагнетательных скважин относительно пласта. Основной в настоящее время является двухгоризонтная система термошахтной разработки (рисунок 2.18). При этой системе на расстоянии 10 -- 20 м выше пласта проходят систему параллельных горных выработок (полевых штреков), из которых кустами бурятся крутонаклонные нисходящие нагнетательные скважины. Пологовосстающие добывающие скважины бурятся из горной выработки (галереи), расположенной в подошве пласта. На 1 га площади в среднем бурят 30 - 60 нагнетательных и 15-25 добывающих скважин. Скважины практически полностью расположены в пласте. На 01.01.06 г. на трех нефтешахтах было введено в эксплуатацию 55 добычных блоков, разбуренных по двухгоризонтаной системе, общей площадью 6701 тыс. м2 с начальными геологическими запасами нефти 40,0 млн. т. В течение последних 20 лет годовая добыча нефти поддерживается на уровне 450 - 500 тыс. т, ежегодно в пласт закачивается 1,1 - 1,5 млн.т пара. С начала термошахтной разработки на Ярегском месторождении было закачано в пласт более 38,0 млн. т пара, добыто термической нефти около 14,0 млн. т. Таким образом, среднее паронефтяное отношение составило 2,62 т/т, прирост нефтеотдачи за счет термошахтной технологии оценивается в 36,0 % (рисунок 2.19). К недостаткам двухгоризонтной системы относятся: большой объем горно-подготовительных и буровых работ и связанные с этим большие затраты на поддержание и проведение горных выработок; низкая тепловая эффективность процесса из-за больших потерь тепла во вмещающие породы (доля тепла, накопленного в пласте составляет 25,0 - 30,0 % от количества закачанного в пласт пара). В качестве основных направлений совершенствования термошахтной технологии рассматриваются два альтернативных варианта: подземно-поверхностная и одногоризонтная системы, которые характеризуются минимальными объемами горно-подготовительных работ. В обоих вариантах подземная часть, а именно расположение горных выработок и подземных скважин, идентично. Варианты отличаются только способом подачи пара в подземные пологовосходящие скважины, которые в первом случае называются парораспределительными, во втором случае - паронагнетательными (рисунок 2.20). При подземно-поверхностной системе подача пара осуществляется в каждую парораспределительную горизонтальную скважину через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности по контуру разрабатываемого участка через каждые 50,0 -100,0 м. При этом, на стандартный уклонный блок площадью 16,0 га необходимо пробурить около 16 скважин с поверхности. При одногоризонтной системе пар во все подземные скважины подается через одну или две пароподающие скважины, пробуренные с поверхности непосредственно в буровую галерею. В этом случае пар по подземным скважинам распределяется через подземный паропровод. К преимуществам подземно-поверхностной технологии относятся: возможность применения высоких давлений нагнетания пара; более благоприятный температурный режим в буровой галерее за счет выноса на поверхность системы нагнетания пара. К преимуществам одногоризонтной системы по сравнению с подземно-поверхностной относятся: минимальные затраты на обустройство поверхностных скважин; возможность обеспечения необходимых темпов закачки пара при меньшем давлении за счет подключения большего количества подземных скважин. Благодаря снижению давления нагнетания пара снижается вынос песка и прорывы пара по трещинам; большая гибкость распределения пара в пласте. Так как пар может быть подан в любую подземную скважину: выше тепловая эффективность процесса за счет концентрации всего закачанного пара в нефтяном пласте; менее жесткие требования к точности проводки подземных скважин, так как выбор скважин для нагнетания пара может осуществляться после их бурения по результатам инклинометрии.
