Содержание к диссертации
Введение
1 Геологические особенности строения продуктивных пластов мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти и природных битумов республики Татарстан 14
1.1 Ресурсная база тяжелой высоковязкой нефти и природных битумов... 14
1.2 Состояние изученности нефтеносности пермских отложений 15
1.3 Геологические особенности строения скоплений пермских углеводородов 18
1.4 Геолого-промысловая характеристика и геологические особенности строения уфимского нефтеносного комплекса 19
1.5 Физико-химические свойства тяжелой нефти и пластовых вод 25
Выводы по главе 1 29
2 Анализ эффективности разработки мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти республики татарстан термическими методами 31
2.1 Результаты опытно-промышленных работ по термическим методам разработки залежи тяжелой нефти Мордово-Кармальского месторождения 31
2.1.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия 34
2.1.2 Эффективность технологии паровоздушного воздействия 35
2.1.3 Эффективность технологии парогазового воздействия 37
2.1.4 Эффективность технологии комплексного воздействия 42
2.1.5 Эффективность применения внутрипластового горения 43
2.2 Результаты опытно-промышленных работ по тепловым методам разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения 51
2.2.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия
2.2.2 Эффективность технологии парогазового воздействия 53
2.3 Первый опыт применения горизонтальных скважин на мелкозалегающей залежи тяжелой нефти 54
Выводы по главе 2 59
3 Создание основ по совершенствованию разработки межозажгающих месторождений тяжелой нефти 63
3.1 Проблемы разработки мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти Республики Татарстан и пути их решения 63
3.2 Опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения с применением горизонтальных скважин 65
3.3 Выявление особенностей эксплуатации пар горизонтальных скважин, вскрывших водонасыщенный интервал 84
3.4 Оптимизация параметров процесса вытеснения тяжелой нефти теплоносителями на примере шешминского горизонта Ашальчинского месторождения 3.4.1 Размещение парных горизонтальных скважин 88
3.4.2 Влияние основных геолого-физических параметров пласта на технологические показатели 92
3.4.3 Влияние давления нагнетания на динамику добычи тяжелой нефти... 3.5 Определение оптимальной толщины продуктивного пласта при размещении парных горизонтальных скважин 101
3.6 Обоснование комбинированной системы разработки 105
3.7 Изучение режима эксплуатации пароциклической горизонтальной скважины в условии залежи с низкой собственной энергией ПО
3.8 Анализ влияния направления разбуривания горизонтальными скважинами на эффективность выработки запасов 113
Выводы по главе 3 115
4 Основные принципьі подготовки и разбуривания межозажгающих залежей тяжелой нефти 119
4.1 Последовательность работ для обеспечения эффективных условий добычи 119
4.2 Основные принципы размещения горизонтальных скважин при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах
тяжелой нефти 122
Выводы по главе 4 127
5 Оптимизация разработки путем уплотняющего бурения на основе выявленных особенностей выработки запасов тяжелой нефти 129
5.1 Предпосылки образования застойных зон 129
5.2 Влияние градиента температуры на эффективность разработки месторождений тяжелой нефти горизонтальными скважинами на примере залежи Ашальчинского месторождения 132
5.3 Анализ эффективности оптимизации разработки путем уплотняющего бурения 133
Выводы по главе 5 143
6 Снижение энергоемкости технологии парогравитационного дренирования 146
6.1 Потенциальные возможности совершенствования горизонтальных технологий при реализации тепловых методов добычи тяжелой нефти 146
6.2 Использование углеводородных растворителей 148
6.3 Использование высокотемпературных теплоносителей 153
Выводы по главе 6 164
7 Опенка конечного коэффициента нефтеизвлечения на примере ашальчинского месторождения тяжелой нефти 167
Выводы по главе 7 170
Основные направления повышения технико-экономических показателей эффективности разработки месторождений тяжелой нефти 171
1 Основные направления повышения эффективности освоения мелких залежей тяжелой нефти
2 Концепция разработки залежей, сбора и подготовки продукции 172
Выводы по главе 8 177
Заключение 179
Список литературы 1
- Состояние изученности нефтеносности пермских отложений
- Эффективность технологии паровоздушного воздействия
- Опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения с применением горизонтальных скважин
- Влияние градиента температуры на эффективность разработки месторождений тяжелой нефти горизонтальными скважинами на примере залежи Ашальчинского месторождения
Состояние изученности нефтеносности пермских отложений
На современной территориях Республики Татарстан и севера Самарской области в конце XVIII и 30-х годах XIX столетий впервые обнаружены и описаны выходы асфальтовых пород на Самарской Луке, на реке Кармалке, в бассейнах рек Сок и Шешма, у села Сюкеево на реке Волга и в других местах. В 60-70-е годы XIX века пробурено несколько нефтепоисковых скважин на малые глубины (Шандор и др.), расположенных на востоке республики вблизи селений Нижняя Кармалка, Шугурово и Сарабикулово.
Еще до революции учеными Г.Д. Романовским (1864 г.) и П.В. Еремеевым (1867 г.) выдвигались предположения о связи поверхностных проявлений с запасами из каменноугольных и девонских отложений. После революции, в 1918 г., в район села Сюкеево с целью оценки имеющихся там признаков нефти и изучения возможностей открытия залежей промышленного значения направлялась специальная партия Геолкома правительства СССР под руководством Н.Н. Тихоновича. В Сокско-Шешминский район в 1919-20-м гг. выезжал известный геолог К.П. Калицкий, придававший универсальное значение гипотезе первичного залегания нефти. Исходя из таких представлений, К.П. Калицкий рассматривал залежи битумов в пермских породах как свидетельство полного разрушения некогда существовавших нефтяных месторождений и считал возможным заложить скважины только в районе Сюкеево, подальше от выходов насыщенных битумом слоев, полагая, что в более погруженных, изолированных от поверхности частях тех же пластов возможно присутствие жидкой нефти.
И.Н. Стрижов (1927-1928 гг.) призвал расширить поиски нефти в Урало-Поволжье, А.Н. Розанов (1928 г.) ставит конкретные задачи по поиску нефти в каменноугольных и девонских отложениях, в частности, в Самарской области.
Открытие в первые послевоенные годы залежей фонтанирующей нефти в каменноугольных и девонских отложениях существенно снизило интерес к пермской нефти. С этого времени бурение и исследование пермских отложений проводились в основном в плане структурного картирования по нижнепермским отложениям.
В 1960 г. под руководством В.И. Троепольского был произведен подсчет запасов пермских битумов (тяжелой нефти) в северной части Мелекесской впадины. По этим данным подсчитанные запасы пермских битумов оказались весьма значительными - около 18 млрд. т, что вызвало интерес со стороны ряда производственных и научных организаций. В объединении «Татнефть» в мае 1970 г. начата проработка вопроса изучения отложений пермских битумов, а летом того же года рассмотрено на научно-техническом Совете Министерства нефтяной промышленности (МНП).
В соответствии с решением научно-технического Совета МНП по программе объединения «Татнефть» сектором геологии пермских битумов ТатНИ-ПИнефть начата работа по изучению закономерности распространения и условий залегания отложений пермского битума, уточнению строения и подсчету запасов наиболее крупных полей по материалам разведочных скважин. С этого момента начались целенаправленные поиски пермских залежей тяжелой нефти на территории Республики Татарстан.
Республика Татарстан в настоящее время является единственным админи 17 стративным субъектом Российской Федерации, в котором на протяжении многих лет широким фронтом ведутся геологоразведочные работы на тяжелую нефть пермской системы и осуществляется ее разработка. ОАО «Татнефть» выступает основным организатором и инвестором освоения месторождений тяжелой нефти, внесшим существенный вклад в проведение геологического изучения и опытно-промышленной эксплуатации месторождений [5]. В результате проведенных исследований подтверждена нефтебитумоносность нижнепермского, уфимского, нижнеказанского и верхнеказанского комплексов. Залежи и месторождения тяжелой нефти и природных битумов (ПБ) в основных нефтебитумоносных горизонтах встречаются почти во всех крупных тектонических регионах республики (рисунок 1.2).
Территории, перспективные на нефтебитумоносность: 1 - верхнеказанский комплекс; 2 - нижнеказанский комплекс; 3 - уфимский комплекс; 4 - нижнепермский комплекс; 5 - малоперспективные районы; 6 - границы тектонических структур: I - Южно-Татарский свод; II - Северо-Татарский свод; III - Мелекесская впадина; IV - Казанско-Кировский прогиб
Рисунок 1.2 - Карта перспективных на нефтебитумоносность территорий Республики Татарстан Результаты работ показали, что тяжелая нефть не образует сплошные нефтебитумоносные поля, как считалось ранее, а залегает в форме локальных поднятий. В соответствии с новыми представлениями суммарные геологические ресурсы тяжелой нефти и ПБ Республики Татарстан, пригодные к освоению, в зависимости от подходов к оценке, изменяются от 1,4 до 7 млрд. т.
Многолетние геологические исследования позволили изучить основные черты геологического строения нефтебитумоносных комплексов, современную структуру и историю геологического развития территории, геохимические и гидрогеологические особенности нефтебитумоносных пород, закономерности формирования и распределения тяжелой нефти и ПБ. В последние годы ОАО «Татнефть» ускоренными темпами ведутся работы по подготовке мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти к разработке.
Эффективность технологии паровоздушного воздействия
В 1989 г. на семиточечном элементе с использованием передвижных паро-генераторных установок ППУ-2М производилась циклическая закачка пара в сочетании с закачкой в затрубное пространство воздуха от компрессора СД-9. Площадная закачка пара в продуктивный пласт не производилась ввиду отсутствия стационарных пароненераторных установок.
Всего добыча нефти на опытном участке составила 2,3 тыс. т, жидкости -7,6 тыс. т. Закачано 1,7 тыс. т пара и 134,5 тыс. м3 воздуха. Средний дебит по участку за весь период работ по нефти составил 0,8 т/сут, по жидкости - 2,7 т/сут.
В первые циклы по основному фонду скважин отмечались высокие дебиты нефти в пределах 1-3 т/сут. В целом по участку средний дебит нефти возрос от 0,1 до 2,2 т/сут. Максимальный дебит нефти 6,8 т/сут получен кратковременно по скв. 204. С расширением радиуса зоны воздействия средний дебит нефти снизился до 0,6 т/сут при максимальных значениях по отдельным скважинам 1,6 т/сут.
Максимальный объем закачки пара за один цикл достигал 96 т пара при продолжительности около 1,5 сут и среднем темпе 63 т/сут. Скважины находились в режиме отбора от 2 до 29 сут. Средняя обводненность продукции составила 70 % при паронефтяном отношении 0,75 т/т.
В связи со снижением объемов закачки пара в 1993 г. и соответственно падением добычи нефти по участку скважины были законсервированы
В 2001 году залежь тяжелой нефти Ашальчинского месторождения была введена в эксплуатацию. С целью паротеплового воздействия на пласт была про-извена закачка пара в скв. 2046 в количестве 0,8 тыс. т и в скв. 220а - 0,4 тыс. т.
Большая часть (46 %) добычи нефти обеспечена скв. 204а (0,2 тыс. т) и скв. 212 (0,1 тыс. т). Всего в добыче перебывали 8 скважин с продолжительностью эксплуатации от 1 до 3 мес. Средний дебит одной скважины составил 0,8 т/сут при паронефтяном отношении 1,3 т/т, максимальный дебит - 1,6 т/сут нефти.
Всего по участку было добыто 0,6 тыс. т нефти и 1,7 тыс. т жидкости при обводненности 61,8 %.
В 2002 г. работы были продолжены - закачка произведена в 2 скважины в объеме 0,2 тыс. т пара. Снижение объема закачки привело к падению добычи по участку и увеличению обводненности продукции. Дебит нефти снизился до 0,3 т/сут, в результате годовая добыча составила 0,08 тыс. т нефти. Паронефтяное отношение возросло до 3 т/т.
Результаты опытных работ по пароциклическому воздействию показали, что эффективность технологии зависит от объема закачиваемого пара. С его ростом повышается добыча нефти и снижается удельный расход пара на тонну нефти. Добыча осложнялась частыми ремонтами скважин из-за образования песчаных пробок на забое, требовалось проработка вопроса использования фильтров против выноса песка [7, 11, 15].
На элементе 533 (рисунок 2.7) в 1991 г. было начато испытание парогазового метода воздействия. Использовался парогазогенератор УНПГТ-2/6. Вырабатываемый парогаз, содержащий в газовой фазе преимущественно N2 (77 % по массе) и СОг (21 % по массе), закачивался в скв. 509, 510 и 533.
Вначале было осуществлено три цикла закачки в скв. 533. Всего объем закачки составил 0,15 тыс. т при темпе 29 т/сут.
Через 3 часа была получена связь со скв. 203, по которой началось газопроявление и перелив жидкости. Через неделю отреагировали скв. 212 и 195. Таким образом, создалась связь со скважинами соседнего элемента, где ранее производилась циклическая закачка пара.
После перевода в добычу скв. 203 и 533 в течение месяца было отобрано 0,16 тыс. т нефти при обводненности продукции 31 % при удельном расходе па-рогаза 0,9 т/т. Средний дебит одной скважины составил 3,7 т/сут. В связи с получением связи с соседними скважинами, скв. 509, 533 и 566 были переведены на закачку для создания направленного фронта вытеснения к семиточечному элементу. За три цикла в скв. 510 было закачано 0,15 тыс. т, за один цикл в скв. 533 - 0,04 тыс. т, в скв. 509 - 0,1 тыс. т.
По замерам давления на устье было установлено наличие связи между скв. 510 и 533, что позволило реализовать площадное вытеснение между ними.
Всего за 1991 г. добыто 0,7 тыс. т нефти и 2,1 тыс. т жидкости. Средний дебит нефти по участку составил 1,6 т/сут. За год закачано 0,8 тыс. т парогаза, в результате удельный расход парогаза составил 1,2 т/т.
Отсутствие финансовой поддержки из централизованного отраслевого источника не позволило осуществить строительство компрессора ОВГ для компри-мирования воздуха, расширить опытный участок на залежи Ашальчинского месторождения и к концу 1992 г. работы были прекращены. Отбор нефти осуществлялся за счет остаточного тепла.
В целом за весь период разработки опытного участка добыто 0,8 тыс. т нефти и 2,6 тыс. т жидкости, закачано 0,8 тыс. т парогаза. Удельный расход парогаза составил 1,0 т/т. Средний дебит нефти составит 1,0 т/сут при обводненности продукции 69 %.
Результаты работ показали возможность добычи тяжелой нефти путем закачки парогаза, однако низкая надежность и нестабильность работы парогазоге-нератора приводили к снижению приемистости скважин, а агрессивность рабочего агента - к интенсивной коррозии оборудования [7, 11, 15].
Первый опыт применения горизонтальных скважин в условиях мелкозалегающей залежи в РТ был получен на Мордово-Кармальском месторождении.
Для пилотных испытаний был выбран участок в пределах семиточечного элемента, расположенного в северо-восточной прикупольной части залежи. В 1999 г. первой была пробурена нижняя горизонтальная скв. 131г, являющаяся добывающей. Над горизонтальным стволом в 2-4 м от этой скважины был проведен горизонтальный ствол нагнетательной скв. 131в. При этом скв. 131в оказалась смещена влево на 6-8 м [11, 24, 27-30]. На рисунке 2.8 представлены проекции горизонтальных скважин.
Толщина основной нефтенасыщенной зоны в скв. 119 составляет 10 м (интервал 82,6-92,6 м), в скв. 131 по анализам керна - 10,9 м (интервал 85,2-96,1 м). Выше основной зоны выделен прослой песчаников толщиной 0,2 м с пониженной нефтенасыщенностью, ниже которого находится переходная зона песчаников толщиной 6,1 м в скв. 119 и 3 м в скв. 131. Переходная зона подстилается водоносными песчаниками с нефтепроявлениями остаточного характера.
Добыча нефти из горизонтальной добывающей скв. 131г велась с 2000 г. На естественном режиме из скв. 131в свабом было отобрано 1,2 м3 жидкости. Последующие ее исследования показали отсутствие притока жидкости. В связи с отсутствием приемистости в скв. 131в была выполнена циркуляция пара путем закачки по НКТ и отбором по межтрубному пространству в несколько циклов. После этого производилось 13 циклов закачки пара и воздуха в скв. 131в с температурой пара на устье 170-190 С при давлении закачки 1,3-1,5 МПа. По затрубному пространству закачивался воздух для снижения тепловой нагрузки на обсадную колонну, а также создания упругой энергии в пласте.
Паронефтяное отношение менялось в широких пределах - от 1,3 до 22,7 т/т, что связано со стадией прогрева пласта в начальный период освоения (наибольшая величина) и выходом на стабильный режим работы скважин (минимальная). С 2008 г. паронефтяное отношение стало повышаться и в 2009 г. достигла величины 12,5 т/т.
С 2010 года разработка опытного участка не ведется. Накопленны й отбор нефти составил 4,2 тыс. т, жидкости - 30,1 тыс. т. Закачка пара составила 20,6 тыс. т. Средний дебит нефти скважины участка 0,5, жидкости - 3,8 т/сут. Паронефтяное отношение в целом по участку за весь период составил 4,9 т/т.
Опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения с применением горизонтальных скважин
На основе результатов исследований термометрии, сопоставления динамики добычи и закачки пара соседних горизонтальных скважин (рисунок 3.34) выявлено следующее: увеличение отбора жидкости скв. 15078 в третьем цикле привело к повышению температуры на приеме насоса парной ГС 15044 от 64 до 125 С. Вследствие этого закачка в парную ГС 15045 была уменьшена от 125 до 39 т/сут, отбор жидкости ГС 15044 - от 178 до 127 т/сут, что привело к снижению дебита нефти с 23 до 19 т/сут; перевод пароциклической скв. 15078 на цикл закачки в сентябре 2013 г. в совокупности с падением температуры на приеме насоса парной ГС 15044 до 57 С, что позволило нарастить отбор жидкости до 165 т/сут и увеличить закачку в парную ГС 15045 до 95 т/сут, привело к резкому росту дебита нефти парной ГС 15044 до 44 т/сут с последующим установлением на уровне 32 т/сут; перевод пароциклической скв. 15078 на цикл отбора в феврале 2014 г. привело к снижению дебита нефти парной ГС 15044 до 26 т/сут. Повышение отбора жидкости по скв. 15078 от 76 до 118 т/сут привело к нестабильной работе насосного оборудования и росту в августе 2014 г. температуры от 79 до 123 С на приёме насоса парной ГС 15044. Темп закачки в парную ГС 15045 был снижен от 113 до 76 т/сут, при отборе жидкости ГС 15044 - на уровне 146-154 т/сут, что позволило остановить рост температуры на приеме насоса и вести добычу нефти с дебитом 27-29 т/сут. С 06.09.2014 г. на пароциклической скв. 15078 начат новый цикл прогрева паром.
Представленные выше особенности эксплуатации подтверждают факт, что между одиночной пароциклической ГС 15078 и парой ГС 15044/15045 с мая 2013 г. установилась термогидродинамическая связь, в результате происходит переток нефти с более развитой паровой камеры пары скв. 15044/15045.
При реализации в центральной части залежи с нефтенасыщенной толщиной более 10-12 м технологии парогравитационного дренирования низкого давления, предусматривающей непрерывную закачку пара, создаются условия, приводящие к накоплению разогретой нефти. Установлено, что по мере расширения паровой камеры парных горизонтальных скважин и расширения радиуса прогретой зоны пароциклических скважин появится связь между ними, при этом продуктивность возрастет за счет притока вала разогретой нефти, накапливаемой на границе паровой камеры.
Создание избыточного давления в цикле закачки в одиночную ГС пара относительно изначально низкого пластового давления способствует вытеснению разогретой нефти к парной ГС. И наоборот - перевод в цикл отбора одиночной ГС приводит по мере постепенного повышения степени взаимовлияния скважин к возрастанию по ней продолжительности и объёма добычи нефти от цикла к циклу.
В результате использование при комбинированной схеме разработки парных и одиночных горизонтальных скважин позволит охватить всю площадь нефтеносности, наиболее полно выработать запасы нефти и повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения.
Первые результаты работ на Ашальчинской залежи свидетельствуют о перспективности комбинированной системы разработки, предусматривающей разбу-ривание одиночными ГС краевых зон и зон с малыми нефтенасыщенными толщинами менее 10 м.
На Ашальчинской залежи на 01.07.2014 г. пробурено 67 ГС (30 пар и 7 одиночных ГС), введено в эксплуатацию 25 пар и 5 одиночных горизонтальных скважин. В целом по залежи средний дебит нефти парогравитационных ГС составляет 25,8 т/сут при текущем паронефтяном отношении 2,4 т/т. Четыре пары ГС эксплуатируются с дебитом нефти более 40 т/сут при текущем паронефтяном отношении 1,4 т/т. Максимальный накопленный объем добычи, приходящийся на одну пару - 77,5 тыс.т, при этом текущий дебит нефти составляет 42 т/сут.
В соответствии с реализуемой схемой разбуривания минимальная толщина для размещения парных ГС составляет 10-12 м. Пара ГС, пробуренная в интервале нефтенасыщенных толщин 10,3-14,2 м (средняя по участку - 13,5 м), эксплуатируется с дебитом нефти 29 т/сут при текущем паронефтяном отношении 3,7 т/т. Это свидетельствует о возможности разбуривания и эффективной эксплуатации участков с нефтенасыщенной толщиной пласта и менее 15 м - величины, часто ограничивающей применение технологии парогравитацонного дренирования.
В опытно-промышленной эксплуатации по технологии пароциклического воздействия находится ГС 15078, пробуренная в интервале нефтенасыщенных
по
толщин 7,6-10,0 м (средняя по участку - 8,9 м). Средний дебит нефти в 6 цикле -10,3 т/сут, максимальный -11,8 т/сут. Средний за все шесть циклов дебит составил 5,4 т/сут. Добыча нефти от цикла к циклу возрастает по мере постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины и увеличения радиуса прогретой зоны. Остальные одиночные скважины находятся на первом цикле. В целом средний дебит пароциклических скважин составляет 4,4 т/сут.
Предложенная комбинированная система разработки позволяет учесть геологические особенности строения залежей тяжелой нефти шешминского горизонта, характеризующихся утолщением покрышки к периферии залежи и нефтена-сыщенной толщины к центру залежи.
Очень распространена на сегодняшний день технология паротепловых обработок скважин (ПТОС) - в англоязычной литературе широко используется термин «cyclic steam stimulation (CSS)». При ПТОС в скважину закачивают десятки (иногда сотни) тонн пара на 1 метр эффективной нефтенасыщенной толщины. Затем скважину останавливают для пропитки - перераспределения тепла в окружающие породу и флюиды на период до нескольких суток для перераспределения температуры в пласте. Длительные остановки чреваты чрезмерными потерями тепла в окружающие породы, а короткие - непроизводительным отбором закачанного пара. По завершении остановки скважину пускают в эксплуатацию. Постепенно, по мере охлаждения пласта, приток нефти из пласта в скважину будет снижаться. Когда дебит приблизится к предельно рентабельному уровню, ПТОС повторяют [11, 82- 86].
Современные технологии ПТОС предусматривают использование и горизонтальных скважин, что повышает эффективность процесса [61]. Для оценки эффективности применения пароциклической технологии на залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения производился расчет на гидродинамической модели участка толщиной 8 м со средними геолого-физическими параметрами месторождения для скважины с длиной горизонтального участка ствола 400 м.
Влияние градиента температуры на эффективность разработки месторождений тяжелой нефти горизонтальными скважинами на примере залежи Ашальчинского месторождения
В исследуемом образце после воздействия растворителем повышенной температуры (90 С) снизилось остаточное содержание асфальтенов в 1,7 раза и содержание смол - в 1,25 раза по сравнению с действием растворителя при температуре 25 С.
Анализ полученных двумерных и трехмерных изображений модели (рисунок 6.2) показал, что в случае добавки растворителя с момента устойчивого развития паровой камеры со стабильным дебитом нефти растворитель не успевает достичь периметра паровой камеры, вступая во взаимодействие с оставшейся нефтью - обладая высокой растворяющей способностью, растворитель доотмыва-ет оставшуюся после прохождения фронта теплоносителя нефть, что позволяет увеличить добычу нефти.
С повышением массовой концентрации растворителя область паровой камеры, охваченной растворителем, увеличивается, что позволяет увеличить дебит добывающей скважины и, как следствие, накопленную добычу нефти. В итоге улучшается паронефтяное отношение. Вместе с тем это приводит к неэффектив 152 ному использованию растворителя, так как он концентрируется в уже промытой зоне и почти сразу же увлекается в добывающую скважину. Например, повышение концентрации закачиваемого растворителя с 1 до 7 % позволило увеличить накопленную добычу нефти на 1 %, однако это привело к росту удельного расхода растворителя на тонну дополнительно добытой нефти в 6 раз (таблица 6.1, рисунок 6.3).
Для изучения влияния времени начала закачки растворителя на эффективность технологии рассмотрен вариант ее добавки к пару с момента установления гидродинамической и тепловой связей, т.е. с первого года по окончании стадии прогрева. Расчеты показали, что процесс добычи в этом случае идет несколько медленнее, что связано с потерями тепла на прогрев совместно закачиваемого растворителя, хотя по объему накопленной добычи нефти данный вариант превосходит результаты, полученные при реализации других вариантов. Связано это с тем, что при совместной закачке пара и растворителя с начала эксплуатации растворитель работает на довытеснение остаточной нефти в пределах всей паровой камеры по мере её роста.
На основании проведенных исследований разработан технологический процесс разработки залежей тяжелых нефтей при паротепловом воздействии сов 153 местно с растворителями. Проведены испытания технологии на 2 парных скважинах Ашальчинского месторождения, получен прирост дебита нефти - увеличение дебита с 27 до 33 т/сут и с 32 до 51 т/сут.
Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и наиболее эффективны для добычи высоковязкой тяжелой нефти и природны битумов. Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. Это объясняется их высоким теплосодержанием на единицу массы. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются с позиции количества вводимой в пласт теплоты. Это говорит о том, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Вследствие меньшей вязкости пара приемистость скважин выше, чем при закачке воды [10, 82].
Основная проблема при закачке пара - отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается до 3-5 раз (в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления) по сравнению с закачкой горячей воды [83, 120]. В этом заключается одно из преимуществ использования пара в качестве теплоносителя по сравнению с горячей водой. Необходимость закачки пара высокого давления для достижения фронта вытеснения температурным фронтом в 8-10 раз повышает вероятность прорыва в добывающие скважины или в водоносные пласты [121].
С повышением температуры закачиваемого теплоносителя возрастает эффективность прогрева пласта, однако применение перегретого пара при давлении 2,0-3,0 МПа и температуре 400-500 С для месторождений тяжелой нефти не дает значительного эффекта, так как при давлении 2,0 МПа и температуре 400 С теплосодержание 1 кг пара составляет 676,9 ккал/кг, а при давлении 1,5 МПа и температуре 200 С - 666,8 ккал/кг, то есть значения практически равны. Однако для нагрева до 400 С требуется дополнительное оборудование, а затраты энергии в полтора раза выше. При неглубоком залегании продуктивных пластов при давлении закачки 2,0 МПа высок риск разрушения покрышки продуктивного пласта, выброса пара на дневную поверхность земли или в верхние водоносные горизонты [75, 122].
Особый интерес представляет использование высокотемпературных теплоносителей с температурой от 175 до 450 С для тепловой обработки призабойной зоны скважины, включающей циркуляцию в замкнутом нагревателе теплоносителя, размещаемом в горизонтальном участке скважины. Использование данного метода позволяет одновременно проводить прогрев пласта и отбор продукции из одной скважины (рисунок 6.4), а также отказаться от строительства нагнетательных скважин и утановок по подготовке воды для выработки пара.
В соответствии с технологией высокотемпературный теплоноситель, проходя через теплообменник, прогревает вплоть до кипения продукцию пласта, находящуюся в горизонтальном стволе скважины. Низкокипящие фракции нефти испаряются и за счет естественных кавитационных процессов теплообмена смешиваются с холодной нефтью в продуктивном пласте, разогревая все большие объемы вокруг горизонтальной скважины и увеличивая их текучесть. В результате интенсивного теплообмена ставшая подвижной продукция отбирается насосом на поверхность. Давление в скважине определяется манометром, установленным на устье скважины, и избыточное давление стравливается. Отобранные легкие фракции, находящиеся в парообразном состоянии могут быть использованы как растворители для прокачки продукции по трубопроводам или для закачки в пласт по затрубному пространству теплообменника. При увеличении объема прогретой зоны и снижении пластового давления на поздних стадиях разработки возможна дополнительная закачка по затрубному пространству теплообменника вытесняющих агентов (воды, растворителей, реагентов) в жидком или парообразном состоянии.
Для оценки эффективности использования нового метода были проведены гидродинамические и тепловые расчеты происходящих в пласте процессов на математической модели. В качестве исследуемого элемента был взят участок Ашальчинского месторождения небольшого размера - 300x10x10 м. Начальная водонасыщенность продуктивного пласта варьировалась и составляла 0,5, 0,4, 0,3, 0,2 и 0 доли ед. Горизонтальный участок длиной 300 м, внутренним диаметром 0,15 м расположен в подошвенной части продуктивного пласта. Источник тепла -теплообменник с высокотемпературным теплоносителем - был задан в модели как электронагреватель с мощностью, позволяющей получать эквивалентное по величине тепло. Отбор с поддержанием давления на уровне начального пластового (0,4-0,5 МПа) начинался после стадии предварительного прогрева пласта в течение 3 месяцев нагревателем мощностью 7 Гкал/ч (температура нагревателя 330-335 С).
