Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

(ТюмГНГУ)

На правах рукописи

СИДОРОВ ИГОРЬ ВАДИМОВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук

Научный руководитель - кандидат технических наук Коротенко В.А.

Тюмень – 2014

2

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ...................................................................................................................... 4

1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВЫСОКОВЯЗКХ НЕФТЕЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ

ДОБЫЧИ. ......................................................................................................................... 8

1.1 Анализ ресурсной базы высоковязких нефтей ................................................... 8

1.2 Термические технологий разработки месторождений высоковязких нефтей

...................................................................................................................................... 15

1.3 Критерий применимости технологии добычи высоковязких нефтей ............ 19

1.4 Технология воздействия нагретой водой .......................................................... 25

1.4.1 Анализ результатов добычи ВВН воздействием горячей водой .............. 27

1.5 Пароциклическое воздействие ........................................................................... 35

1.5.1 Анализ эффективности добычи ВВН с применением пара ...................... 39

1.6 Механизм внутрипластового горения ............................................................... 41

1.7 Технология парогравитационного воздействия с применением двух

горизонтальных скважин .......................................................................................... 43

Вывод по разделу 1 ..................................................................................................... 48

2 ОПЫТНО ПРОМЫШЛЕННЫЕ РАБОТЫ И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАТАНГЛИ .............................................................................. 49

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей ........................................ 49

2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза ................................. 49

2.1.2 Тектоническое строение ................................................................................... 50

2.1.3 Характеристика нефтегазоносности и геологического строения

продуктивных пластов .............................................................................................. 53

2.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов ......................... 58

2.2.1 Литологическая характеристика пород и фильтрационно-емкостных

свойств по керну ........................................................................................................ 58

2.4 Характеристика текущего состояния разработки месторождения ................. 63

Выводы по разделу 2 .................................................................................................. 70

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ И ВЫТЕСНЕНИЯ

3

ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И РАЗРАБОТКА УТОЧНЕННОЙ МОДЕЛИ

ВЫТЕСНЕНИЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОГО ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ........... 72

3.1 Особенности фильтрации высоковязких нефтей ............................................. 72

3.2 Особенности вытеснения вязкопластичной нефти водой ............................... 78

3.3 Анализ работ по изоляции водопескопроявлениям на скважинах

месторождений «РН-САХАЛИНМОРНЕФТЕГАЗ» .............................................. 83

Выводы по разделу 3 .................................................................................................. 89

4 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА

СЕВЕРНОМ УЧАСТКЕ I БЛОКА I ПЛАСТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАТАНГЛИ

......................................................................................................................................... 90

4.1 Обоснование численной модели участка залежи месторождения Катангли 90

4.2 Результаты расчета термического воздействия на участке залежи

месторождения Катангли .......................................................................................... 92

4.3 Обоснование технологий и рабочих агентов воздействия на пласты .......... 101

4.4 Выбор плотности и размещения скважин ....................................................... 103

4.5 Технологические показатели вариантов разработки ..................................... 105

4.6 Результаты пароциклической эксплуатации горизонтальных скважин в

условиях строения I блока I пласта месторождения Катангли ........................... 107

4.7 Результаты внедрения технологии площадной циклической закачки пара 114

Выводы по разделу 4 ................................................................................................ 119

ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ................................................. 120

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ .................................................. 122

4

ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы исследования

В России месторождения высоковязкой (более 30 мПа·с) нефти (ВВН)

расположены в Западно-Сибирской (54 %), Волго-Уральской (26 %) и Тимано-

Печорской (17 %) нефтегазоносных провинциях (НГП), ее геологические запасы

оцениваются в 7,2 - 11,0 млрд. т.

Добыча ВВН ведется многими нефтяными компаниями, например, ООО

«РН – Сахалинморнефтегаз» разрабатывает месторождения о. Сахалин (Катангли,

Уйглекуты и др.) на грани рентабельности с 30-х годов прошлого столетия.

Низкая эффективность разработки вызвана малыми начальными дебитами

скважин (2-9 т/сут) и их быстрым падением при работе залежи на упругом режиме

и сопровождается разрушением прискважинной зоны пластов и выносом песка

вследствие слабой сцементированности коллектора. Введение системы

поддержания пластового давления (ППД) закачиванием воды не принесло

эффекта. Однако, рост мировых цен на углеводороды предопределил интерес

недропользователей к поиску технологий рентабельной разработки таких

залежей.

Известны методы разработки месторождений ВВН с применением

паротеплового воздействия (ПТВ), пароциклической обработки ПЗП, воздействия

горячей водой (ВГВ) и внутрипластового горения. Однако они имеют ряд

технологических модификаций, требующих обоснования их применения с учетом

геолого-физической характеристики конкретных залежей. Мировой практикой

разработки месторождений ВВН доказано, что наиболее эффективным методом

является паротепловое дренирование рядами горизонтальных скважин (SAGD).

В этой связи актуально научное обоснование и совершенствование

известных технологий добычи высоковязких нефтей с целью их применения в

геолого-физических условиях месторождений о. Сахалин.

Степень разработанности темы исследования

Проблемам повышения эффективности разработки месторождений

высоковязких нефтей посвящены труды многих отечественных и зарубежных

5

авторов Антониади Д.Г., Баренбалатт Г.И., Горбунов А.Т., Желтов Ю.В.,

Мирзаджанзаде А.Х., Кудинов В.И., Коротенко В.А., Сургучев М.Л., Валеев М.Д.,

Грачев С.И., Закиров С.Н., Джавадян А.А., Mapтос B.H Боксерман А.А., Жданов

С.А., Телков А.П., Намиот А.Ю., Комбарну М., Н.К. Байбаков, Бурже Ж.., Сурио

П., Burger (J.) Gupta S Zhao L. Sinnokrot (A. A). Существенный вклад в изучение

проблемы в России внесли Антониади Д.Г., Кудинов В.И., Закиров С.Н. и др.

Цель работы повышение эффективности выработки запасов залежей

высоковязких нефтей в слабоцементированных коллекторах путем разработки

технологии площадной циклической закачки пара на основе уточненной модели

вытеснения вязкопластичного пластового флюида.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий

высоковязкую нефть; предметом – процессы фильтрации и вытеснения

высоковязкой нефти.

Основные задачи исследования

1. Анализ геолого-физических особенностей объекта исследования

влияющих на выбор эффективной технологии добычи высоковязких нефтей.

2. Обобщение результатов опытно-промышленных работ и анализ

разработки месторождения Катангли.

3. Исследование особенностей фильтрации и вытеснения высоковязких

нефтей и разработка уточненной модели вытеснения вязкопластичного

пластового флюида

4. Исследования влияния разрушения прискважинной зоны пласта на срок

выработки запасов.

5. Обоснование оптимального положения горизонтальных скважин и

температуры закачки воды при разработке месторождений с высоковязкими

нефтями.

6. Промысловая апробация разработанной технологии площадной

циклической закачки пара через системы горизонтальных скважин на северном

участке I блока I пласта месторождения Катангли.

6

Научная новизна выполненной работы

1. Получено уравнение пьезопроводности для фильтрации вязкопластичной

нефти (ВПН) из решения которого определяется время выработки запасов при

закачке холодной воды, позволяющее определить оптимальный темп разработки

залежи.

2. Установлено, что при вытеснении ВПН водой гидродинамический фронт

вытеснения зависит от начального градиента давления вытесняемой нефти.

3. Для геолого-физических условий месторождений высоковязких нефтей

о. Сахалин разработана технология площадной циклической закачки

теплоносителя через систему горизонтальных скважин.

Теоретическая значимость работы

1. Изложены элементы теории фильтрации высоковязких нефтей для

определения оптимальных режимов эксплуатации скважины и процесс

поршневого вытеснения высоковязкой нефти холодной водой при пластовой

температуре.

2. Изучены факторы, оказывающие влияние на процесс вытеснения

высоковязкой нефти различными агентами (холодная или нагретая вода, пар

различной температуры и насыщенности) при разных технических средствах

воздействия на пласт (система скважин с горизонтальным окончанием ствола,

наклонно-направленные скважины, шахтный способ) и технологических

показателях их работы (непрерывное или циклическое воздействие);

3. Проведена модернизация существующих математических моделей

вытеснения высоковязкой нефти водой, обеспечивающая получение новых

результатов по теме диссертации – описание влияния приведенного радиуса

скважины на время продвижения гидродинамического фронта вытеснения;

Практическая значимость работы

1. Разработанная технология термокапилярного дренирования высоковязких

нефтей с применением двух горизонтальных скважин с синусоидальным

профилем внедрена при разработке I пласта I блока месторождения Катангли, что

7

обеспечило дополнительную добычу нефти по пяти скважинам в размере 3500

тонн, за 4 месяца.

2. Разработанная технология площадной циклической закачки пара

утверждена в качестве основного проектного решения для разработки

месторождений высоковязкой нефти Уйглекуты и Катангли с программой

гидродинамических исследований скважин на основе полученного решения

уравнения пьезопроводности ВПН.

Методология и методы исследования

Для достижения цели диссертационного исследования в работе

использована совокупность методов научного познания – вычислительные

эксперименты, промысловые эксперименты; использвоны современные средства

гидродинамического моделирования.

Пположения, выносимые на защиту

1. Решение уравнения пьезопроводности для процесса вытеснения ВПН.

2. Обоснование системы разработки залежей ВПН путем площадной

циклической закачки теплоносителя.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность научных положений подтверждена сходимостью

теоретических и экспериментальных данных, подтвержденной с помощью

методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с

опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Выполнен

анализ практики разработки месторождений высоковязких нефтей в России и

мире, обобщении передового опыта использования горизонтальных скважин при

разработке месторождений углеводородов и практике применения тепловых

методов воздействия на продуктивные пласты;

Результаты диссертационной работы и ее основные положения

докладывались и обсуждались на: Международной научно-технической

конференции, посвященный 55–летию ТюмГНГУ «Нефть газ Западной Сибири»

(Тюмень, 2011 гг.); научно-технических советах ООО «РН –

Сахалинморнефтегаз» (Сахалин, 2010 – 2012 гг.) семинарах кафедры «Разработка

и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2010 –

2014 гг.).

8

1 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКХ НЕФТЕЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ

ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ.

1.1 Анализ ресурсной базы высоковязких нефтей

Во времена СССР нефти с плотностью 880 - 910 кг/м3 было принято

относить к тяжелым нефтям [1], потому, что существовавшие установки по

деэмульсации нефти могли перерабатывать нефть с плотностью не более 910

кг/м3. Для того чтобы переработать нефть большей плотности необходимо было

применять особые технологии. В связи, с чем нефть плотностью (910 - 960 кг/м3)

приравнивались к сверхтяжелым [2]. В настоящее время нефть классифицируются

согласно ГОСТ Р 51858-2002 (табл. 1.1-1.4):

Таблица 1.1 - По содержанию парафинов

Содержание парафина Типы нефтей До 1,5% Малопарафинистые От 1,5 до 6% Парафинистые Более 6 % Высокопарафинистые

Таблица 1.2 - По содержанию асфальтенов и смол

Содержание Типы нефтей До 5% Малосмолистые От 5 до 15% смолистые Более 15 % Высокосмолистые

Таблица 1.3 - По плотности

Плотность нефти при 15˚, кг/м3

Плотность нефтипри 20˚, кг/м3

Типы нефтей

До 834,5 До 830 Особо легкая От 834,5 до 854,4 От 830 до 850 Легкая От 854,4 до 874,4 От 850до 870 Средняя От 874,4 до 899,3 От 870 до 895 Тяжелая

Более 899,3 Более 895 Битуминозная Таблица 1.4 - По вязкости

Вязкость нефти,мПа×с

Типы нефтей

≤5 С незначительной вязкостью >5 ≤10 Маловязкая >10 ≤30 С повышенной вязкостью >30 Высоковязкая

К высоковязким чаще всего относят нефти с вязкостью более 30 мПа·с, что

9

соответствует пределу, за которым обычно начинаются осложнения при добыче

нефти и рост себестоимости [3]. Однако отстаивались и другие пределы этого

значения — 10,40 и 50 мПа·с[4 - 6].

Э.М. Халимов с соавторами [3] предложили разделить высоковязкие нефти

(ВВН) на три группы: первая группа характеризуется изменением вязкости в

диапозоне от 30 - 100 мПа·с и плотности 834 - 929 кг/м3, вторая группа

характерезуется изменением вязкости в диапозоне от 100 до 500 мПа·с и

изменением плотности в диапозоне 882 - 955 кг/м3 и третья группа

характерезуется изменением вязкости выше 500 мПа·с и плотностью ≥ 934 кг/м3.

В докладе американских и канадских ученых на XII конгрессе было

предложено распределить жидкие углеводороды по плотности и вязкости

следующим образом [7] (табл. 1.5);

Таблица 1.5 – Классификация жидких углеводородов по плотности и

вязкости

Нефть Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа·с Легкая Менее 870 Менее 50 Средняя 870 – 920 50 - 1000 Тяжелая 920 - 1000 1000 - 10000 Сверхтяжелая Более 1000 1000 - 10000 Природные битумы 1003 - 1100 Более 10000

Нефть плотностью выше 870 кг/м3 относится к тяжелым, вязкость

превышающей 30 мПа×с считается высоковязкой.

По стандарту Американского нефтяного института (API) жидкая

углеводородная смесь с плотностью более 934 кг/м3 относится к тяжелым [8]. В

США нефть с плотностью 959 кг/м3 отнесли к тяжелой и сняли ограничения на

цену при утверждении закона [9], однако были предложения принять более

низкие значения (до 904 кг/м3) [10].

В западных нефтедобывающих странах к тяжелым нефтям, как правило,

относили нефти с плотностью свыше 904 кг/м3 [11]. Нередко нефти с плотностью

904 - 934 кг/м3 относят к средним по плотности, а к тяжелым — нефти тяжелее

934 кг/м3 [12].

10

Отличие между высоковязкими нефтями и природными битумами также

условна, в связи с чем приводимые различными исследователями оценка ресурсов

и запасов таких углеводородов, могут существенно различаться [13].

По данным исследования мировые запасы природных битумов и

высоковязких нефтей оцениваются в 0,5 - 1 трл. т [6, 14]. Основные запасы этого

углеводородного сырья сконцентрированы в нефтегазоносных районах Канады,

Венесуэлы, США, Аргентины, Кувейта, Индонезии, России и ряда других стран.

По данным некоторых исследователей в песчаниках и карбонатных отложениях

Канады сконцентрировано 280 - 415 млрд.т природных битумов и ВВН, в

Венесуэле 100 - 320 млрд т, в США — 21 - 31 млрд т [2, 6, 14, 15].

По данным [14] ежегодная мировая добыча тяжелой нефти с 1993 по 2001 г.

увеличилась более чем в 2 раза и составила 470,4 млн. м3. В 2001 г. добыча

углеводородов этой категории составила 21,1 % от годового мирового

производства нефти.

Примерно половина нефтедобывающих стран, наряду с легкими, добывают

и тяжелые нефти [16-19]. Объемы добычи нефти в основных нефтедобывающих

странах представлены на рисунке 1.1.

Геологические запасы высоковязких нефтей в Тимано-Печорской

нефтегазоносной провинции (ТПНГП) оценивается около 975,1 млн. т.

Крупнейшие месторождения в Российской Федрерации находится в пермо-

карбоновой залежи Усинского месторождения с запасами 733,5 млн. т. и 241,6

млн. т. в пределах Ярегского месторождения. В Тимано-Печорской

нефтегазоносной провинции в промышленной разработке находятся только два

месторождения: Усинское и Ярегское. По Ярегскому месторождению добыто

21,2 млн. т., а по Усинскому месторождению добыто 48,8 млн. т. Значительная

часть запасов залежей высоковязких нефтей в ТПНГП находится в карбонатных

коллекторах (Усинского, Тендонского, Тобойского, Западно-Хаседаюсского, им.

Романа Требса, Суборского месторождения).

11

Рисунок 1.1 – Добыча вязкой нефти в странах мира (на рисунке принято

«доля добычи в стране, %» - отношения добычи

высоковязкой нефти к общей добыче нефти в стране;

«добыча, млн.м3» - суммарная добыча нефти в стране).

Сводные данные по запасам ВВН в мире представлены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Данные по запасам высоковязких нефтей

Характеристика Величина, млн. т Мировые запасы высоковязких нефтей 8110000 Мировая добыча высоковязких нефтей 440 Мировые запасы нефтей средней и малой вязкости 162000 Запасы высоковязких нефтей на территории стран СНГ (А+В+С1) 7390 Российская Федерация 6236 Казахстан 726 Азербайджан 389 В соответствие с [20] по состоянию на 01.01.1988 г. запасы нефти с

вязкостью более 30 мПа·с, числившиеся на государственном балансе бывшего

СССР, оценивались в 8,6 млрд. т. и распределялись по категориям следующим

образом:

остаточные балансовые запасы категорий А+В+С1 — 7,4 млрд. т.;

балансовые запасы категории С1 — 729 млн. т.,

12

забалансовые запасы — 486 млн. т.

Остаточные извлекаемые запасы категорий A+B+C1 и категории С2

составляют 1,4 млрд. т. и 118 млн. т. Большая часть остаточных балансовых

запасов высоковязких нефтей промышленных категорий на территории

сосредоточена в Содружества независимых государств (СНГ) трех странах:

России (6,2 млрд. т.), Казахстане (726 млн. т.) и Азербайджане (389 млн. т.). Всего

в этих странах содержалось 7,4 млрд. т. высоковязких нефтей промышленных

категорий или 99,5 % от запасов по всем странам СНГ.

По состоянию на 01.01.1988 г. на территории России геологические запасы

ВВН с вязкостью более 30 мПа·с составляли 7,3 млрд. т. и распределялись по

категориям следующим образом:

остаточные геологические запасы категорий А+В+С1 — 6,2 млрд. т.;

геологические запасы категории С2 — 648 млн. т;

забалансовые запасы — 441 млн. т.

Остаточные извлекаемые запасы по категориям A+B+C1 составляли 1,1

млрд. т. и по категории С2 101 млн. т.

Основная часть геологических запасов высоковязких нефтей категорий

А+В+С1 на территории Российской Федерации находятся в 8 субъектах (таблица

1.7). 46.7 % от общих геологических запасов категорий А+В+С1 рассматриваемых

объектов или 2,9 млрд. т. высоковязких нефтей находятся на уникальных

месторождениях: Усинском, Ван-Еганском, Русском и Северо - Комсомольском.

Запасы залежей ВВН крупных месторождений составляет 21,0 % от общих

запасов и оцениваются в 1300 млн. т.

Ван-Еганское месторождение характеризуется наличием множества

продуктивных пластов в диапазоне от покурской свиты (ПК) до юрских

отложений. Пласты ПК1-2 Ван-Еганского месторождения содержат в себе

значительные запасы тяжелой, вязкой нефти. Общая нефтенасыщенная толщина в

среднем составляет 20 м, эффективная 9 м.

13

Таблица 1.7 – Распределение геологических запасов высоковязких нефтей

по уникальным и крупным месторождениям РФ

Субъекты РФ, месторождения Геологические запасы по категориям А+В+С1, млн. т Ван-Еганское 1294 Северо-Комсомольское 700 Русское 299 Аксубаево-Мокшинское 75 Степпозерское 50 Ново-Шешминское 35 Архангельское 35 Нурганское 32 Усинское 501 Ярегское 137 Гремихинское 74 Радаешское 54 Якушинское 48

Северо-Комсомольское месторождение содержит вязкую нефть в объектах

ПК1 и ПК18. Нефть данных объектов является вязкой (73 и 51.5 мПа*с), тяжелой

(945 и 924 кг/м3).

Пласт ПК1 залегает в среднем на глубине 1000-1100 м, ПК18 – 1700 м. В

пределах объектов выделяются несколько залежей, имеющих различные

эффективные нефтенасыщенные толщины. Средняя общая толщина в пределах

залежей изменяется от 88.3 до 95 м для ПК1, от 35.2 до 39.1 м для объекта ПК18.

Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7.6-10.2 м для ПК1, 2.0-6.2 м для

ПК18. Средняя мощность газовой шапки для ПК1 составляет 10.6-11.9 м, для ПК18

– 4.6-5.1 м.

Объекты ПК1 и ПК18 характеризуются сравнительно средними значениями

песчанистости (0.66-0.68 для ПК1, 0.62-0.73 для ПК18), высокой расчлененностью

(31.6-33.1 для ПК1, 7.7-10.5 для ПК18). Пласт ПК1 представлен в основном

рыхлыми песками, слабосцементированными песчаниками с многочисленными

прослоями глинистых пород. Пласт ПК18 представлен переслаиванием

песчаников, песков, аргиллитов и глин. Коллектор является

слабосцементированным с высокой неоднородностью. Средняя проницаемость

составляет 250 мД для ПК1, 119 мД для ПК18, Средняя пористость – 32.5% для

ПК1, 25.8% для ПК18.

14

Русское газонефтяное месторождение приурочено к терригенным породам

верхней части сеноманских отложений, вытянуто в субмеридиальном

направлении, осложнено рядом тектонических нарушений. Продуктивные

толщины сеноманских отложений (пласты ПК1-7) залегают на глубине 660-920 м,

сложены неоднородными и слабосцементированными песчано-алевролитовыми

породами. Основные запасы сосредоточены в объекте ПК1, расположенного на

глубине 800-900 м. Нефтяная оторочка имеет контакт на всей площади с

подстилающей водой и на 70% – с газовой шапкой. ПК1 представляет собой

газонефтяную, массивную, тектонически экранированную залежь., пористость 26-

37 %, проницаемость 1-1700 мД [21]

Несмотря на то, что нефть является тяжелой (плотность в пластовых

условиях 902 кг/м3), высоковязкой (217 мПа•с – в пластовых условиях, 490 мПа•с

– в поверхностных), она отличается низким содержанием серы (0.31%), парафина

(1.09%), смол (10.1%).

На рис. 1.2 представлено распределение по глубине залегания

геологических запасов ВВН в РФ.

Рисунок 1.2 - Распределение по глубине остаточных балансовых запасов

промышленных категорий А+В+С1 в РФ.

Большая часть высоковязких нефтей категорий A+B+C1 залегающих на

глубинах до 1000 м сосредоточена в республиках Коми и Татарстан, доля которых

составляют 9,4 % от общих запасов или 589 млн. т. Высоковязкая нефть,

залегающая на глубине от 1000 м до 1500 м доля от общих запасов ВВН

промышленных категорий составляет 86 % или 5.4 млрд. т. Они приурочены к

%

15

месторождениям республик Татарстана, Коми, Удмурти и областей Самарской,

Арахангельской и Тюменской. На глубинах свыше 1500 м доля запасов ВВН

промышленных категорий составляет 4,5 %, а объем оценивается в 278 млн. т.

1.2 Термические технологий разработки месторождений высоковязких

нефтей

Тепловые (термические) методы – это гидродинамические и

термодинамические воздействия на пласта за счет одновременного наложения

эффектов просиходит повышение нефтеотдачи. Тепловое воздействие на

пластовую среду охватывает все ее компоненты (твердые, жидкие, газообразные),

происходит изменение фильтрационных характеристик коллектора, вызваенное

ослаблением структурно-механических свойств, улучшением условий для

капиллярной пропитки, уменьшением вязкости нефти, увеличением ее

подвижности, переходом компонентов нефти в газообразное состояние,

улучшением условий смачиваемости вытесняющего агента и, как следствие,

увеличении коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи [22 - 26].

Тепловые методы, предусматривающие воздействие на нефтяной пласт,

сопровождаются фазовыми переходами, изменениями характеристик коллектора

и насыщающих его флюидов, управлять которыми в конкретных геологических

условиях – одна из главных задач, стоящих перед широким развитием

термических методов добычи нефти [27 - 32].

В настоящее время тепловые методы являются наиболее эффективными при

разработке месторождений высоковязких нефтей и являются приоритетными

среди других методов. Высоковязкая нефть – ценный энергетический и

нефтехимический ресурс, однако разработки её месторождений в настоящее

время ослажнена в связи с недостаточным разхвитием рентабельных технологий

эксплуатации подобных месторождений [33].

Таким образом, задачи развития термических методов связаны с решением

комплекса сложных научных и технических проблем, а также с проектированием

и строительством скважин для тепловых методов добычи нефти [34]. Решение

16

этих проблем позволит существенно повысить темпы внедрения тепловых

методов, а следовательно, получить значительную эффективность за счет

повышения КИН до 55 – 60 %.

Известны методы разработки месторождений ВВН с применением

паротеплового воздействия (ПТВ), пароциклической обработкии ПЗП,

воздействия горячей водой, паром и внутрипластового горения. Каждый из них

имеет ряд технологических модификаций, требующих обоснования его

применения в конкретных геолого-физических условиях.

Технологии разработки высоковязких нефтей прошли опытно-

промышленную апробацию в Канаде (более 40 лет), Венесуэле (более 60 лет) и

США (более 90 лет). В мировой добычи ВВН 95 % добыто скважинным способом

и около 5 % карьерным [35]. Накоплен уникальный опыт разработки Ярегского

месторождения ВВН на естественном режиме, с применением закачки пара и

шахтно-скважинным способом, ежегодная добыча составляет около 0,5 млн. т

высоковязкой нефти.

За рубежом в последние годы широко начали применять газовые и

микробиологические методы. Разработка месторождений на естественном режиме

и с воздействием на пласт приходится более половины добываемых в мире

высоковязких нефтей и природных битумов. Максимальная нефтеотдача пласта

достигается в пластах с вязкостью нефти 30 - 100 мПа·с.

Другими способами повышения нефтеотдачи, т.е. третичными методами,

являются: «...внутрипластовое горение, применение теплоносителей,

использование катализаторов окислительных процессов и химических реагентов,

закачка углекислого газа и различных растворителей, микробиологическое

воздействие, электропрогрев» [36].

На практике широко применялись различные способы теплового

воздействия на нефтенасыщенные залежи. В начале развития термических

методов увеличения нефтеотдачи много времени посвятили внутрипластовому

горению (ВГ) и его модификациям, таким как: прямоточному и противоточному

горению, влажному внутрипластовому горению (ВВГ), горению с отраженным

17

фронтом [37]. В настоящее время добыча ВВН с применением ВГ не превышает

0,5 % в мировом объеме добычи ВВН. Основными технологиями добычи ВВН и

ПБ являются: пароциклическая обработка скважин (ПЦО), закачка в пласт

теплоносителя, площадное паротепловое воздействие (ПТО) и их модификации.

При этом в США в последнее время преобладает площадная закачка пара (ПЗП), а

в Венесуэле и других странах мира циклическая закачки пара (ЦЗП). Основной

недостаток циклического закачки пара является низкая нефтеотдача по сравнению

с площадной закачкой пара. Преимущество ЦЗП является то, что он гораздо

экономичен, отличается пониженным коэффициентом паронефтяного отношения

и небольшим сроком окупаемости.

В России тепловые методы впервые начали применяться на месторождении

Оха в Сахалино-Охотском нефтегазоносном бассейне. С 1962 г. на добывающих

скважинах месторождения Оха проводились пароциклические обработки в [38].

Промышленное внедрение тепловых методов и добыча высоковязкой нефти было

начато в 1968 г. Полученные результаты свидетельствовали о том, что за

короткий срок в пределах выбранного участка проведения опытно-

промышленных работ дебиты нефти увеличились в 2 - 3 раза, а нефтеотдача на

отдельных участках возросла с 15 до 61 % [39]. В целом по разрабатываемым, с

применением теплоносителей, объектам резко возросли отборы, а нефтеотдача

повысилась с 14,7 до 26,8 %. По состоянию на 1995 г. за счет тепловых методов

здесь было добыто дополнительно 4,9 млн. т нефти [40].

Существенные дополнительные затраты на разбуривание, разработку,

добычу и переработку природных битумов и ВВН обусловлены причинами,

которые можно разделить на четыре группы

Первая группа причин связана с аномально высокой вязкостью природных

битумов и ВВН, в десятки, сотни, а порой и в тысячи раз превышающей вязкость

мало- и средневязкой нефти, что значительно повышает затраты на следующие

технологические операции:

1. Вытеснение ВВН к забою скважин.

2. Подъем добываемой жидкости от забоя до устья, сбор, транспорт от

18

устьев скважин до сборного пункта подготовки. Особенно заметно эти затраты

увеличиваются в осенне-зимний период.

3. Первичная подготовка битумных и высоковязких нефтей, включающая

сепарацию, деэмульсацию и обессоливание, требует кратного увеличения расхода

реагентов и энергии для нагрева с целью снижения вязкости.

4. Транспорт нефти от пункта подготовки до пункта переработки, который

особенно затруднен осенью и зимой и связан с необходимостью снижения

вязкости путем попутного подогрева или применения других дополнительных

дорогостоящих мероприятии.

Вторая группа причин обусловлена повышением стоимости процесса

переработки BBН и природных битумов по существующей, общепринятой

технологии глубокой переработки нефтяного сырья, в основном, на моторное и

реактивное топливо, что в настоящее время является основным ликвидным

товаром. Тяжелые и высоковязкие нефти содержат до 60 % и более смол и

асфальтенов, имеющих такие «вредные» примеси, как органические соединения

кислорода, серы и металлов, что делает весьма дорогой и проблематичной их

глубокую переработку на моторное и реактивное топливо. Этим объясняется

низкие сортность и цена ВВН и природных битумов на отечественном и мировом

рынках [41].

Третья группа причин связана с увеличением затрат на выработку (покупку)

электрической и особенно тепловой энергии. Затраты на тепловую энергию

весьма существенны, поскольку наиболее рациональным способом разработки

месторождений ВВН и природных битумов являются тепловые методы.

Снижение затрат на выработку тепловой и электрической энергии заметно

увеличивает эффективность освоения этих месторождений.

Четвертая группа причин связана недостаточным использованием для

повышения рентабельности разработки специфических геологических факторов,

например малой глубины залегания и последних достижений в области бурения

горизонтальных скважин, т.к. снижение затрат на разбуривание месторождений

позволит существенно повысить экономическую эффективность разработки.

19

1.3 Критерий применимости технологии добычи высоковязких нефтей

Оценка вклада различных механизмов действия на пласт и пластовую

жидкость, влияющих на нефтеотдачу при тепловом воздействии, приведена в

табл. 1.11 [42].

Таблица 1.11 – Оценка вклада различных механизмов воздействия на пласт

и пластовую жидкость

Механизм действия на пласт и пластовую жидкость Ориентировочный прирост нефтеотдачи, %

Снижение вязкости нефти 24...26 Вытеснение нефти паром (газом) 4...6 Тепловое расширение нефти 2...4

Изменение проницаемости и капиллярного давления 3...6

Гравитационное разделение 1...2 Вытеснение нефти растворителями 6...10 Вытеснение эмульсией 2...5 Дистилляция (испарение, крекинг) 5...9

Итого 47...68

Однако для успешного применения теплового воздействия путем закачки

горей воды или пара необходимо выполнение следующих условий:

нефтенасыщенность не менее 40 %;

пористость не менее 20 %;

нефтенасыщенная толщина коллектора не менее 6 м;

проницаемость не менее 100-1000 мД;

коэффициент песчанистости не менее 0,5;

вязкость нефти не более 1000 мПа·с;

глубина залегания пластов не более 1000 м;

Таким образом, с закачкой теплоносителя возможно добывать нефть с

вязкостью до 1000 мПа·с при этом КИН увеличивается с 6 до 50 %.

Опыт разработки месторождений ВВН и ПБ показывает, что эффективность

разработки зависит от знания основных факторов, определяющих область

эффективного применения той или иной технологии и правильного выбора

объектов воздействия, т.е. учета конкретных геолого-физических параметров.

Выделяют следующие основные группы факторов:

20

- геолого-физические (свойства пластовых флюидов, геолого-физические

свойства коллектора, условия залегания пласта, состояние насыщенности и др.);

- технологические (сетка размещения скважин, давление нагнетания и др.);

- технические (обеспеченность материально-техническими средствами и их

качество, наличие и расположение источников сырья, текущее состояние фонда

скважин, климатические и ландшафтные условия и др.);

- экономические (капитальные вложения, эксплуатационные расходы,

стоимость нефти и др.).

В разные годы были опубликованы системы критериев выбора

оптимального метода воздействия на залежб ВВН, полученные на основе анализа

промысловых, лабораторных и теоретических исследований.

В 1977 г. была разработана система критериев специалистами США Брамер

и Куоскра, а также Аниканом Уил Йохо табл. 1.12 [43].

Таблица 1.12 – Количественные значения критериев закачки теплоносителя

по успешным проектам в мире

Критерии Размерность Количественные изменнения Диапазон изменения Наиболее вероятные

значения Глубиа залегания м 61 – 1097,3 200 – 400 Пористость % 15 – 40 30 – 40 Проницаемость мкм2 0,001 – 10,0 1,0 – 3,0 Нефтенасыщенность к началу закачки пара

% 35 – 90 55 – 75

Вязкость пластовой нефти мПа·с 10 – 100000 500 – 3000 Температура пласта ОС 15,5 – 137,8 20 – 50 Плотность нефти кг/м3 860 – 1018 970 – 1000

В 1984 г. были опубликованы ещё две системы критериев: одна создана в

университете штата Оклахома под названием PDC (Petroleum Data System) [44];

вторая предложена в институте по разработке недр и технологии в г. Сокорро

штата Нью-Йорк [45].

В.Д. Морозов, Р.Х. Сафиуллин (1988г.) проанализировали данные по 265

тепловым проектам Венесуэлы, США, Канады и других стран [43]. На основании

полученных результатов было установлено, что промышленная разработка

месторождений высоковязких нефтей и природных битумов ведётся в довольно

21

узком диапазоне геолого-физических параметров.

Так, в США рентабельная разработка с использованием пара в

промышленных масштабах осуществляется на месторождениях с вязкостью нефти

< 7000 мПа·с, толщиной пласта >15 м, глубиной залегания >100 м.

Количественные значения критериев по разным авторам не всегда

совпадают, а иногда и существенно различаются. Для сопоставительного анализа

они приведены в таблице 1.13 по времени опубликования.

Таблица 1.13 – Критерии применения метода закачки пара по времени

опубликования

Параметры

1977 г.,

Брамер и Куоскра

1977 г.,

Аника Уил Йохо

1981 г.,

Байбаков,

Гарушев

1982 г., Borrega

les, Венесуэла

1984 г.,

PDS

1984 г.,

Табер и

Мартин

1985 г., Mahnaz Kasraie, Faroug

Ail

1992 г., Partha S. Sarathi

David Olsen 1995 г.,

Palmgren,

Renard

1998 г.,

D.Green

G.Willhite

внедренные

технологии

циклич. закачка

площад.

вытесн.

Плотность, г/см3

<1,0 - <1,0 ≥0,904 >0,904

>0,904 0,855-

1,0

0,934-

0,986

0,934-1,0

0,855-1,0

0,855-1,0

Вязкость, мПа·с

+ 200-1000

>30 ≥20 >20 >20 ≤15000 >40 <100

00 <1500

0 ≤1500

0

Пористость, % >20 ≥20* >25 >25 >20 ≥20*

Проницаемость, мкм2

+ >0,1 - + 0,22 ≥0,25 >0,25 >0,30 ≥0,25 >0,25

Нефтенасыщенность, %

50 >50 >50 ≥50 + >40-50 >40 ≥50 ≥50

Глубина, м <150

0 750-1500

- >61≤15

24 >60

90-1500

≤914 <914 <137

2 <900 ≤914

Эффективная толщина, м

>6 9-120 5-25 ≥6 >6 >6 ≥6 >6 >4,57 >6 ≥6

Пластовое давление, Мпа

<10 ≤10,2 <10 ≤10,2

Тип породы +

Песчаник или карбонат

Песчаник или карбонат

Песчаник или

песчаник

высокой

порист.

с низким

содержанием глин

Песчаник или

карбонат

Гидропроводность, мкм2·м/Па·с

≥30,5 ≥1 >16,4 ≥1,5

Рассматривая данные таблицы можно отметить, по крайней мере,

следующие моменты:

22

- разными авторами приводится различное число критериев. Ряд авторов

игнорирует величину пористости или пластового давления, или типа породы, или

проводимости коллектора, или нефтенасыщенности;

- диапазон параметров, а иногда и характер ограничений (больше или

меньше) по ряду критериев различаются в достаточно широких пределах.

Особенно это касается вязкости нефтей, глубины залегания залежей,

гидропроводности пластов.

Уточнение критериев по результатам промышленных проектов

В публикациях [46, 47] даются сведения не только о свойствах коллекторов

месторождений и насыщающих их нефтей, но и оценка состояния и ожидаемой

эффективности проектов по различным методам увеличения нефтеизвлечения, в

том числе при закачке теплоносителя.

На основе анализа и обобщения условий применения теплоносителей и

оцененных успешными проектов в мире можно сформулировать следующие

критерии (таблица 1.14)

Таблица 1.14 – Критерии успешности применения тепловых методов

Параметры Критерии Нефтенасыщенная толщина пластов, м ≥6 Глубина залегания пласта, м <1300 Начальная нефтенасыщенность, % ≥50 Вязкость нефти, мПа*с ≥50 Плотность нефти, кг/м3 >900 Проницаемость породы, мкм2 ≥0.1 Пористость пласта,% Печаники Карбонаты

>15 >12

Следует отметить, что подавляющее большинство успешных проектов в

мире (98 %) проводится на месторождениях с пористостью 25-40 %. По критериям

применимости теплового воздействия зарубежные авторы называют пласты с

пористостью >20 %, меньшие значения пористости они допускают при

нефтенасыщенности пласта более 65 %. Однако с точки зрения эффективности

использования вносимой энергии выполнение этого условия не следует считать

строго обязательным, поскольку часть тепла, потраченного на нагрев скелета

породы, может быть использована для нагрева закачиваемой за оторочкой пара

23

воды. С учетом этого обстоятельства за нижний предел по пористости можно

принять величины 12 % и 15 % соответственно для карбонатных и терригенных

коллекторов. По величине критерия по проницаемости, рекомендованной > 0,1

мкм2, можно сказать следующее. 16,6 % успешных проектов в мире проводились

на месторождениях с проницаемостью до 0,1 мкм2, 43 % - с проницаемостью до

0,2 мкм2. Кроме того, имеется значительный опыт разработки, когда коллекторы с

нижним пределом проницаемости 0,1 мкм2 эффективно разрабатываются при

закачке холодной воды.

Оценка применимости технологий на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»

Основными регионами скопления запасов высоковязких и битуминозных

нефтей России являются юг России, Европейский север (республика Коми,

Ямало-ненецкий автономный округ), Волго-Уральский регион (республики

Удмуртия, Татарстан, Самарская область), Западно-Сибирский регион, Дальний

Восток (о. Сахалин) [48].

Из указанных регионов более 60 % ВВН располагается в Западной Сибири,

где находится крупнейшее месторождение высоковязкой нефти компании ОАО

«НК «Роснефть» – Северо-Комсомольское с геологическими запасами около 700

млн.т.

В рамках диссертационной работы составлен реестр месторождений

компании в виде базы месторождений, фрагмент реестра представлен таблице

1.14.

Выработанность месторождений в целом по компании составляет 37 % от

начальных извлекаемых запасов.

Основная доля запасов залегает в диапазоне глубин от 500 до 1500 м.

Как видно, абсолютное большинство нефтей (94 %) находится на глубинах до

1500 м, и лишь 6 % ниже 1500 м. Это свидетельствует о снижение вязкости с

увеличением глубины залегания.

Основные ресурсы ВВН по месторождениям ОАО «НК «Роснефть»

имеют вязкость менее 1 мПа*с (1,2 млрд.т балансовых запасов). В эту группу

входит и Северо-Комсомольское месторождение.

24

Таблица 1.14 - Реестр месторождений ВВН ОАО «НК «Роснефть»

Карьерный

Истощ

ение

Закачка воды

ПТОСы

Площадная

закачка

Внутрипласто

вое горение

Закачка

полимера

Название месторождения

Глубина

(до

кровли

, метры

, абс.

отм

)

Мощ

ность общ

., м

Песчанистость

Мощ

ность н/н,

м

пористость

, %

Проницаемость

(по

воздуху,

ср.

, мД

)

Водонасыщен

ность

(ср.

, %)

Нач

.геолог.

запасы

нефти

, млн

.т

Нач

. извлек.

запасы

нефти

, млн

.т

Плотность

нефти

на

поверхности

(тонн/м

3 )

Вязкость

(мПа-с)

Температура

нач

., 0 С

вертикальные скв.

горизонтальные

скв.

вертикальные скв.

вертикальные скв.

вертикальные скв.

вертикальные скв.

вертикальные скв.

Ахтырско-Бугундырское

595 70 0,28 19 26 165 37 11,9 2,8 0,953 527 33 1 0 0 0

Восточное Эхаби 535 0,75 23 26 81 15,5 2,5 0,937 190 15 0 1 0 10 0 10 0 0

Гремихинское 1228 13 19 415 49 83,1 28,7 0,949 139 27 0 1 0 0 0 100 0 0

Западное Сабо 1023 51 0,74 13 31 150 30 2,2 1,0 0,935 48 28 0 1 0 0 0 1 0 0

Западно-Нефтяное 475 5 0,75 4 11 30 1,2 0,3 0,916 55 39 1 0 0 0

Зыбзы-Глубокий Яр 1115 150 0,43 65 15 200 50 30,2 12,1 0,972 1200 40 0 10 0 0 100 1 0

Катангли 13 19 0,95 18 31 577 28 18,7 9,0 0,937 361 10 0 1 0 1 10 100 0 0

Мишкинское 1358 17 0,27 5 16 285 19 66,9 26,9 0,913 54 31 0 1 0 10 0 0 0 1

Набиль 945 35 0,27 9 32 15 26 9,8 4,2 0,903 55 25 0 10 10 10 0 0 0 0

Нефтянское 500 20 0,11 2 22 190 30 0,6 0,5 0,930 170 30 0 1 0 0 0

Аплавневое 1450 3 21 22 29 1,4 0,2 0,949 70 0 0 1 0 0 0 0

Радаевское 1400 11 0,65 7 18 846 14 55,4 11,2 0,904 113 29 0 10 0 0 0 0 0 100 Северо-Комсомольское

1095 10 0,57 6 35 1336 45 736,1 147,2 0,940 72 30 0 0 0 1 1 0 0 0

Северо-Нефтяное 1300 41 0,18 7 18 10 40 1,6 0,4 0,918 47 51 0 1 0 0 0 0

Уйглекуты 83 14 0,98 11 31 954 34 10,8 4,3 0,934 900 4 0 1 0 0 0 0 0 0

Центральная Оха 80 0,98 27 31 820 23 47,7 19,7 0,932 545 2 0 10 0 10 10 100 10 0

Якушкинское 900 8 0,81 6 20 149 31 20,8 7,1 0,885 34 22 0 1 0 10 0 0 0 0

Боровское 1048 10 0,51 5 16 897 17 47,2 13,3 0,908 94 23 0 10 0 10 0 0 0 0

1.4 Технология воздействия нагретой водой

Повышение температуры нефтеносного пласта влечет за собой

уменьшение отношения вязкости нефти к вязкости воде μh/μе, которое тем

заметнее, чем выше вязкость нефти. Такие условия хорошо описываются

теорией Бакли—Леверетта. Согласно этой теории, повышение температуры

приводит к увеличению коэффициента подвижности и увеличению степени

извлечения нефти, даже если остаточная нефтенасыщенность и относительные

проницаемости остаются неизменными (что никогда не происходит в реальных

условиях [49], [50]).

Уменьшение остаточной нефтенасышенности и изменение относительных

фазовых проницаемостей

Данные экспериментов [8] наглядно демонстрируют значительное

уменьшение остаточной нефтенасыщенности Shr - параметра, зависящего от

межфазных свойств коллектора и отношения μh/μе при росте температуры.

Влияние температуры на поверхностное натяжение на границе раздела фаз

изучено плохо, а на отношение μh/μе - достаточно хорошо [51], [52].

Остаточная нефтенасыщенность Sност = φ (∆Т) есть функция перепада

температур закачиваемого теплоносителя и холодной или прогретой нефти.

Экспериментами доказано, что КИН возрастает после многократной промывки

горячей водой. Увеличение температуры нефти уменьшает отношение

динамических вязкостей, увеличвает коэффициент вытеснения и влечет

дистиляцию легких фракций [53].

Если не рассматривать μh/μе в качестве фактора, влияющего на свойства

межфазных поверхностей, то существуют только две гипотезы, основанные на

законах гидродинамики, объясняющие влияние изменения вязкостей на

остаточную нефтенасыщенность.

С одной стороны, в переходном режиме вытеснения нефти водой в

масштабе одной поры происходят флуктуации давления на поверхностях

раздела между нефтью и водой. Они возникают вследствие каких-либо

26

изменений гидродинамических условий в соседних порах, например,

осушения одной из пор. При этом поверхности раздела между нефтью и водой

нестационарны, и объем нефти в данной поре может изменяться, причем

вязкость жидкостей замедляет подобные колебания. В этом случае считают, что

уменьшение вязкости снижает торможение колебаний (увеличивает

подвижность нефти) и уменьшает остаточную нефтенасыщенность [54]

С другой стороны, при заданных условиях (температуре, давлении,

скорости течения воды) и достижении уровня остаточного насыщения в

некоторых областях, занятых нефтью, могут существовать внутренние

конвективные потоки. Эти перемещения частиц нефти обусловлены

увеличением их объема при движении воды вблизи поверхности раздела, что

объясняется различием вязкостей каждого компонента системы. Эффект тем

заметнее, чем меньше отношение μh/μе, поэтому происходит снижение

остаточной нефтенасыщенности.

Когда порода гидрофильна основным параметром, определяющим

межфазное взаимодействие, уменьшающимся при росте температуры, является

поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть — вода, значение

которого уменьшается. Если же порода гидрофобная то в некоторых случаях

при росте температуры нарушается равновесие, что может повлечь за собой

увеличение подвижных компонентов нефти, адсорбированных ранее на породе.

В обоих случаях остаточная нефтенасыщенность снижается.

Для фиксированных значений насыщенности относительная

проницаемость определяется структурой коллектора. Изменение температуры

влечет за собой изменение остаточной нефтенасыщенности. Если учитывать

изменения водонасыщенности, возрастающей, как правило, с увеличением

температуры, то можно утверждать, что любое изменение теплового баланса

системы вызывает изменение кривых относительной проницаемости [55], [56].

Термическое расширение

Коэффициенты термического расширения различных типов нефти тем

выше, чем нефть легче. Если считать остаточную нефтенасыщенность

27

постоянной и не зависящей от температуры, то можно оценить

влияние свойств нефти на повышение нефтеотдачи пласта вследствие лишь

термического расширения. При расчетах [57] было принято, что начальная

нефтенасыщенность составляет 0,8. Термическое расширение твердой породы

(например, пород, содержащих тонкие трещины) постоянным.

При вытеснении нефти нагретой водой (в отсутствие испарения) каждый

из описанных выше факторов оказывает воздействие на процесс. Изменение

остаточной нефтенасыщенности и отношения вязкостей приводит к снижению

движения фронта воды и происходит увеличение нефтеотдачи до прорыва

воды.

Для тяжелой нефти отношение μh/μе резко падает с ростом температуры,

и смачиваемость стенок коллектора более существенно воздействует на

вытеснение нефти. Тепловое расширение в этом случае значительно меньше

влияет на эффективность процесса, в целом перспективного для нефти

подобного типа.

Однако на месторождениях очень вязкой нефти, где порода гидрофобна

не возникает квазинепрерывная водяная пленка на поверхности породы,

который затрудняет вытеснение нефти, т.е. делает его почти невозможным,

если не применить гидравлический разрыв пласта.

1.4.1 Анализ результатов добычи ВВН воздействием горячей водой

Технология гидродинамического воздействия на пласт

Оптимизация разработки месторождения Каранжабас осуществлялась с

помощью гидродинамического воздействия на пласт, вследствие происходило

увеличение технико-экономических показателей эксплуатации скважин и

коэффициента извлечения нефти, при упруго-замкнутом режиме и повышения

вязкости вытесняющего агента за счет чередующейся закачки порций воды и

небольших порций добытой высоковязкой нефти без затрат тепла и

капитальных вложений. Преимуществом данного метода являются:

вытесняющий агент не требовал затрат на изготовление и транспортировку, по

28

физико-химическим свойствам был идентичен пластовой нефти, поэтому в

пласте не происходило каких-либо отрицательных процессов, закачиваемая

нефть не теряется в пласте (например, за счет адсорбции) и может быть

извлечена на поздней стадии разработки [58].

При испытании технологии закачка воды и нефти осуществлялась

периодически. В каждом периоде сначала закачивалась вода, а затем нефть.

Объем воды, закачиваемый в течение одного периода, равен объему

добываемой жидкости, а объем нефти, закачиваемый вслед за водой в течение

одного периода, в 10 раз меньше объема воды. За время разработки опытного

участка залежи совершается несколько десятков периодов закачки воды и

нефти.

Испытания технологии проводили на опытном участке ГЗУ-18 ПТВ. В

состав опытного участка были включены 6 нагнетательных скважин и 28

добывающих. Испытание технологии гидродинамического воздействия на

пласт на опытном участке показало высокую технологическую и

экономическую эффективность [58].

Для нефтеносных отложений характерны довольно высокие

фильтрационно-ёмкостные свойства: пористость порядка 27-29 %,

проницаемость 135-351 мД.

Насыщающие пласты нефти являются тяжёлыми (плотность 940-946

кг/м3) и высоковязкими (вязкость 200-300 мПа*с в стандартных условиях).

Начальные геологические запасы нефти достигают 193097 тыс.м3,

извлекаемые 78511 тыс. т, коэффициент нефтезвлечения 40,7 %.

Вследствие неглубокого залегания пластов, низкой активности

контурных вод и незначительного содержания в нефти растворённого газа

месторождение характеризуется невысоким потенциалом пластовой энергии,

преимущественный режим работы залежей – гравитационный.

Исходя из геолого-физических свойств месторождения, опыта разработки

пробных участков площади и аналогичных ему площадей для месторождения

Каражанбас по-прежнему рекомендуется внедрение тепловых методов

повышения нефтеотдачи.

29

Технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ)

Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт -

ИДТВ (патент РФ № 1266271, 1984 г., В.И. Кудинов, B.C. Колбиков, Н.В.

Зубов) [51];

Суть технологии заключается в следующем: в циклическом,

попеременном закачке в строго расчетных пропорциях в пласт теплоносителя и

холодной воды. Формирование волновых тепловых процессов при закачке

теплоносителя образовываются на границах создания «эффективной

температуры» (Тэф). В случае, если при увеличении температуры не

происходит прирост подвижности нефти, то последнюю ее величну можно

принять за эффективную температуру. Это необходимо недропользователю для

снижения расходов на производство и нагнетание теплоносителя. Каждый

пласт и (состав) нефти имеет свою «эффективную температуру».

Понятие «эффективной температуры» необходимо для определения

необходимых объемов для закачки теплоносителя и холодной воды. Согласно

[59] отношение общих объемов теплоносителя и холодной воды Q(T)/Q(X) для

теплового воздействия на участок определяется решением уравнения

энергетического баланса, в котором используется средняя температура участка

теплового воздействия.

Основное отличие механизма ИДТВ от воздействия горячей водой (ВГВ)

или паротеплового воздействия (ПТВ) состоит в том, что активизируются

внутрипластовые капиллярные процессы в неоднородных средах при

многократном повторе расчетных циклов «теплоноситель - холодная вода». Это

позволяет повышать эффективность вытеснения нефти из порово-трещинных

пластов, который приводит к увеличению коэффициента извлечения нефти из

сложнопостроенного объекта разработки.

Следующее преимущество состоит в ресурсо - и энергосбережении, за

счет прогрева пласта до заданной температуры и со снижением капитальных

вложений примерно на 25 % и эксплуатационных затрат на 27 %.

«Эффективная температура» определяется по кривой зависимости вязкости

30

пластовой нефти от температуры.

Другое преимущество заключается в том, что в период закачки холодной

воды, теплогенерирующие установки возможно использовать на других

участках залежи. Тем самым, возрастает темп охвата пласта тепловым

воздействием.

Если давление и температура соответствуют точке нахождения на линии

насыщения ОС, то вода пребывает одновременно в жидком и парообразном

состоянии, пар называется насыщенным, над линией насыщения ОС вода

находится в жидком состоянии, ниже линии ОС в виде перегретого пара.

Рисунк 1.5 - Диаграмма P-T давление - температура воды, С - критическая

точка

Критическая точка- точка росы С - соответствует состоянию воды, в котором физические свойства жидкой и газовой фаз совпадают. Для воды

Ркр=22,12 МПа, Ткр= 647,30 К (374,120 С), плотность 3

76,317м

кгкр . 

Практический опыт разработки Гремихинского нефтяного

месторождения Удмуртии показал, что себестоимость добычи нефти на этом

месторождении при использовании технологии ИДТВ за счет дополнительно

добываемой нефти ниже, чем при естественном режиме или заводнении, в

результате чего стало возможным рентабельное применение теплового метода

0 400 500 600 700 Ткр

C

жидкость

пар

P, МПа

Pкр

31

воздействия на залежь при существующих ценах на нефть. Это

очень важно, так как себестоимость нефти в 2 - 2,5 раза выше, чем при

заводнении.

Технология теплоциклического воздействия на пласт

Технология комбинированного теплоциклического воздействия

(ТЦВП) (патент РФ № 1744998, 1990 г., В.И. Кудинов, B.C. Колбиков) [60]. В

мировой практике впервые создан и внедрен единый технологический процесс

комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и

добывающих скважин. Схема представлена на рисунке 1.6.

Охват пласта вытеснением оказывается неполным при закачке

вытесняющего агента в центральную скважину и остаются невыработанные

площади по периметру стягивающего ряда добывающих скважин.

В охвате пласта вытеснением в технологии ТЦВП участвуют

расположенные по периметру элемента добывающие скважины и центральная

нагнетательная скважина, которые используются в качестве нагнетательных

или добывающих скважин попеременно в каждом цикле теплового

воздействия. Это позволяет достичь охват вытеснением по периметру

стягивающего ряда добывающих скважин и обеспечивает значительное

увеличение коэффициента извлечения нефти.

Рисунок 1.6 – Схема теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП)

Технология термополимерного воздействия

32

Технология термополимерного воздействия (ТПВ) (патент РФ №

860553, 1979 г., Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов) предусматривает закачку в пласт

полиакриламида (ПАА) в виде водного раствора с концентрации 0,05 - 0,1 %

(по сухому порошку) нагретого до температуры 90-95 °С [61].

Температура 90-95°С принята с учетом того, что при температуре 100°С

наступает деструкция полимерного раствора.

Водный раствор полиакриламида концентрации 0,05 -0,1 % при

температуре 18 -20°С (температура воды) имеет вязкость 15-20 мПа·с. Если его

подогреть до 95°С и начать закачивать в залежь, то он будет иметь вязкость 1,5

- 2,0 мПа·с, при температуре 95°С поступает в естественную существующую

систему трещин в карбонатном трещиновато-поровом коллекторе. Вследствие

закачки водного раствора полиакриламида охваченным тепловым воздействием

оказывается вся залежь, происходит снижение вязкости нефти и улучшение

смачиваемости пористой среды, которая становится гидрофильной (за счет

сорбции ПАА). В этой связи, повышается эффективность вытеснения и

увеличение подвижности пластовой нефти.

По мере движения в глубь пласта полимерного раствора (пластовая

температура Мишкинского месторождения 32°С) фильтрационные

сопротивления возрастают, т.е. раствор полимера остывает, вязкость

полимерного раствора увеличивается (до 10-15 мПа·с), в связи, с чем

увеличивается доля раствора, поступающего в менее проницаемые слои и

блоки (матрицы).

Таким образом, по мере прогрева трещиноватого пласта резко возрастает

роль капиллярной пропитки блоков, что является важным фактором в

увеличении нефтеизвлечения.

Также известны и другие модификации ТПВ:

термополимерное воздействие с добавками полиэлектролита -

ТПВПЭ (патент РФ № 1716861, 1989 г., В.И. Кудинов. Ю.В. Желтое, Г.Е.

Малофеев и др.);

Совершенствование технологии ТПВ является создании технологии

ТПВПЭ. Сущность технологии заключается в том, что более глубокое

33

проникновение полимера в пласт достигается замедлением деструкции

полимера, который осуществляется добавлением в полимерный раствор малых

количеств химреагента (метацида).

циклическое внутрипластовое полимерно-термическое

воздействие - ЦВПТВ (патент РФ № 2057916, 1993 г., В.И. Кудинов, Ю.В.

Желтов, Г.Е. Малофеев и др.).

Модификацией и дальнейшим развитием технологии ТПВ является

циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие (ЦВПТВ).

Эта технология предусматривает поддержание пластовой температуры на

первоначальном уровне и чередование в циклическом режиме в строго

расчетных объемах закачки в пласт теплоносителя (горячей воды, водяного

пара и др.) и холодного раствора полимера.

Технология «Укрупненного элемента»

Технология «Укрепненного элемента» является аналогом метода ТЦВП,

отличие состоит в том, что схема размещения скважин теплового воздействия -

обращенного 13-точечного элемента. Расположение скважины в условиях

залежи нефти выгледит так: в центре вокруг кольца добывающих скважин

расположена одна нагнетательная скважина, а за кольцом добывающих

скважин находятся шесть нагнетательных скважин. С циклическим режимом

закачки теплоносителя и отбора продукции переводятся нагнетательные

скважины в фонд добывающих скважин. Режимы работы добывающих и

нагнетательных скважин, а так же объемы закачки и добычи рассчитываются

так же, как в технологии ТЦВП.

Технология теплового воздействии на залежи ВВН без использования

паронагнетательных скважин

Данная технология является аналогом методов ТЦВП и «Укрупненного

Элемента». Отличием от других технологий является то, что центральную

нагнетательную скважину переводят в циклический режим работы, т.е.

происходит «добыча продукции - закачка теплоносителя - добыча продукции».

На Гремихинском месторождении каждая созданная технология прошла

34

промысловое испытание, сохраняет лучшие показатели предыдущих

технологий и прибавляет свои достоинства по направлению повышения

нефтеотдачи, ресурсо- и энергосбережения. Решили проблему по

использованию пробуренного фонда добывающих и паронагнетательных

скважин.

Технология воздействия на пласт горячей водой в микрозародышевом

состоянии

Сущность технологии состоит в воздействии на пласт горячей водой в

микрозародышевом состоянии, т.е. раствора воды с небольшим количеством

газа (азота, воздуха и т.п.). Предварительными исследованиями установлено,

что такие системы обладают способностью саморегулируемого перемещения

по пласту, что приводит к увеличению охвата и нефтеизвлечения. Вместе с тем

экспериментальные исследования показали, что количество тепла, необходимое

для нагрева единицы объема микрозародышевого раствора, затрачивается на 20

% меньше, чем при нагреве обычной воды [62].

Полученные результаты экспериментов свидетельствуют о

технологическом преимуществе применения смеси горячей воды с азотом в

микрозародышевом состоянии по сравнению с нагнетанием только горячей

воды с точки зрения снижении остаточной нефтенасыщенности и энергозатрат.

Достоинства закачки горячей воды

1. Простота реализации метода.

2. Сравнительно низкие энергозатраты по сравнению с другими

тепловыми методами.

3. Увеличение коэффициента охвата.

4. Стабилизируется фронт вытеснения.

Недостатки горячей воды

1. Энергозатраты для нагрева воды.

2. В процессе закачки происходят потери тепла в окружающую

среду.

35

3. Необходим учет особенностей закачки горячей воды в

обустройстве месторождения и конструкции скважины.

1.5 Пароциклическое воздействие

Сухой пар переносит больше тепла, чем вода при температуре, не

слишком близкой критической. Для нагнетания в пласт перегретого пара нет

никакой необходимости, так как при перегреве на 1 °С приращение энергии

составляет 0,1 % при давлении 20 бар и 0,2 % при давлении 100 бар.

Незначительное увеличение энергии не оправдывает решение существующих

проблем.

Эксперименты по вытеснению нефти водой, нагретой жидкостью,

водяным паром ставились в промысловых условиях. При непрерывном

нагнетании теплоносителя (система нагнетательная — добывающая скважины)

часть тепловой энергии теряется, а часть тепловой энергии расходуется на

увеличение нефтеотдачи. Тепловая энергия, которая теряется, расходуется на

тепловые потери:

- верхние слои грунта, на участке обсадной трубы скважины;

- кровле и подошве нефтяного пласта;

- при повышении температуры нефтяного коллектора.

Использование только одной скважины попеременно в качестве

нагнетательной и эксплуатационной значительно снижает отрицательное

влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода,

позволяя лучше использовать подводимую к месторождению тепловую

энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим.

Рассмотрим основные явления, возникающие при нагнетании в нефтяной

пласт водяного пара и нагретой воды.

Условия существования пара

При нагнетании пара возникает паровая фаза, состоящая из паров

компонентов двух жидких фаз:

- пара в призабойной зоне пласта, прилегающей к скважине [63] – [64];

36

- нагретой воды в пласте, насыщенный легкими фракциями

нефти, при условиях, близких к условиям испарения. Нагнетанием воды

появляется нагретая зона пара с углеводородом, которая не распространяется от

скважины вследствие не значительного давления вокруг скважин [65] – [66].

Вследствие чего происходит течение трехфазной смеси в пористой среде.

Трехфазная смесь в пласте может существовать при определенных условиях

добычи нефти и после окончания воздействия на пласт, потому что происходит

снижение давления в окрестностях скважины.

Испарение и конденсация легких фракций

В зоне существования пара происходит переход легких фракций нефти

[67], [68] в газовую фазу. Этот эффект становится заметным только, после

прокачки больших объемов пара, так как молекулы легких нефтей переходят в

газовую фазу с поверхностей раздела жидкости и пара, вследствие

молекулярной диффузии или гидродинамической дисперсии. При

термодинамическом равновесии соотношение мольных долей веществ в

жидкой и газовой фазах отличается.

Рассматривая тепловой баланс, часто пренебрегают испарением и

конденсацией углеводородов в их смеси с водяным паром вследствие их

малости, поскольку, с одной стороны, концентрации углеводородов в

газообразной фазе незначительны и, с другой — скрытая удельная теплота

испарения углеводородов ниже удельной теплоты испарения воды. При

необходимости полного описания этих явлений необходимо уточнять влияние

породы на тип термодинамических превращений жидкости [69].

При нагнетании пара в области, занятой паром, нефтенасыщение со

временем падает и происходит обогащение остаточной нефти тяжелыми

фракциями. Область, занятая паром, расширяется, оставляя внутри пласта

малое количество нефти. Такой процесс вытеснения иногда сравнивают с

«паровым поршнем».

Образование твердых отложений

37

Образование твердого или очень вязкого (с высокой молекулярной

массой) углеводородного осадка может произойти вследствие нарушения

равновесия извлечения легких углеводородных соединейний нефти под

воздействием пара. При пароциклическом воздействии на скважину

необходимо этот эффект учитывать [70]. Отложения углеводородов

образующейся в ходе закачки пара практически не растворимы ни в легкой

нефти и в нефти первоначального состава. Проницаемость среды снижается за

счет наличие твердого или очень вязкого углеводородного осадка, так как на

одной и той же скважине пароциклическое воздействие неоднократно

повторяется.

Учитывая обусловленность приоритета ПТВ перед внутрипластовым

горением экономическими, экологическими и контрольно-регулирующими

факторами, ПТВ еще долгое время будет играть главенствующую роль среди

термических методов как в России, так и в мире. Для применения ПТВ на

объектах с высоковязкой нефтью предложен следующий метод [71]. Объект

разработки разбуривают рядами скважин, и начинают его эксплуатацию на

истощение. ПТОС осуществляется в скважинах нагнетательного ряда при

снижении дебита до нижней границы рентабельности. Для определения

количества циклов применяют экономические критерии. После чего в

скважины нагнетательного ряда закачивается ненагретая вода после создания

оторочки пара, и процесс разработки переходит в обычное ПТВ. Данная

технология реализована на месторождении Катангли ООО «Роснефть-

Сахалинморнефтегаз». Эту технологию называют «методов тепловых

оторочек» [53]. Когда объект разработки подпирается активной контурной

водой нагнетание холодной воды в некоторых случаях может не производиться.

Увеличение зоны охвата и глубины проникновения парогазовой смеси в

пласт возможно достичь наличием инертного газа в паре, который позволяет

увеличить температуру конденсации. С увеличить количества инертного газа в

парогазовой смеси при каждом цикле осуществления ПТОС можно увеличить

зону охвата, по сравнению с предыдущим циклом.

Метод пароциклического воздействия на прискважинную зону пласта

38

включает три последовательные фазы, образующие цикл, который может

быть повторен.

Фаза нагнетания. Развитие процесса в этой фазе, когда пар нагнетают в

область залегания нефтяного пласта.

Фаза ожидания. В течение этой фазы скважина закрыта. Привнесенная

тепловая энергия переходит в пласт, пар конденсируется, отдавая свое тепло

коллектору и нефти, находящейся в зоне нагнетания. При этом снижается

взякость нефти и увеличивается коэффициент подвижности.

Рисунок 1.7 – Схема двух циклов паротеплового воздействия на

скважину: 1 - нагнетание пара; 2 - время ожидания; 3 -

добыча нефти

Фаза извлечения нефти. Уровень добычи нефти после откачки части

сконденсировавшейся воды заметно превышает уровень ее добычи до

нагнетания пара. В этот период (в отличие от процесса непрерывного

вытеснения нефти) все текучие вещества - сначала сконденсировавшаяся вода,

а затем нефть - нагреваются по мере приближения к нефтяной скважине. Часть

поступившего к месторождению тепла возвращается обратно. Эффективность

процесса зависит от существования в этой зоне повышенной температуры,

максимум которой достигается в непосредственной близости от скважины, т.е.

в области, где тепловые потери при нагнетании пара наиболее существенны.

Таким образом, при одинаковом давлении на забое скважины уровень

39

добычи (вследствие снижения вязкости добываемой нефти) после

пароциклического воздействия превышает уровень добычи до него.

При пароциклическом воздействии количество механической энергии

слишком незначительно для повышения нефтедобычи. Механическая энергия

для проталкивания нефти на каждой скважине обеспечивается

соответствующими факторами (собственно тепловой энергией, нагнетанием и

т.д.). Естественно предположить, что при повторениях такого цикла добыча

нефти возрастает от цикла к циклу (если не рассматривать влияние очистки и

засорения скважины) прежде всего вследствие постепенного повышения

средней температуры в окрестности скважины, и лишь затем уровень добычи

начинает снижаться в результате выработки запасов. Однако такое положение,

отчасти подтверждаемое некоторыми лабораторными исследованиями, не

всегда согласуется с данными промысловых испытаний. В частности, это

замечание относится к первым трем циклам, где необходимо учитывать

влияние побочных эффектов.

1.5.1 Анализ эффективности добычи ВВН с применением пара

Технология циклической обработки паром

На участке ПТВ-3 Усинского месторождения [72] пробурены 193

скважины: 40 нагнетательных и 153 добывающих. По состоянию на 01.01.06 г.

под закачкой пара находилась 21 нагнетательная скважина, т.е. тепловым

воздействием было введено около 70 % площади участка. На участке ПТВ-3

закачано 16 млн. т. пара, добыто 9,4 млн.т нефти. За период ПТО накопленная

добыча нефти составила 6,1 млн. т., коэффициент извлечения нефти увеличился

от 6,9 до 19,5 %. За период закачки пара в пласт дополнительная добыча нефти

составило 2,37 млн. т., паронефтяное отношение - 6,8 т/т.

На участке ПТВ-3 Усинского месторождения анализ площадной закачки

пара показал, что для условий пермо-карбоновой залежи этот процесс,

реализованный в системе вертикальных скважин, будет характеризоваться

низким коэффициентом охвата продуктивных пластов воздействием.

40

Повышение эффективности вовлечения запасов высоковязкой

нефти в разработку возможно при переходе на термоциклическое воздействие.

В 2009-2011 гг. на специальном участке предлагается освоить

технологию многократных ПЦО горизонтальной скважины с длиной

горизонтального участка до 500 м в сочетании с низкочастотными

сейсмическими колебаниями виброисточников, установленных в соседних

вертикальных скважинах. Создаваемые в пласте вибрации будут

способствовать ускоренному гравитационному продвижению нефти к

горизонтальной пароциклической скважине на стадиях пропитки и добычи. Для

усиления влияния рекомендуется пробурить из соседних вертикальных

скважин радиальные отводы с длиной до 100 м, ориентированные по

направлению к горизонтальной пароциклической скважине и расположенные

попеременно в подошве и кровле продуктивного пласта. Это позволит довести

создаваемую вибрацию до ствола скважины практически без потерь. С учетом

того, что максимальный эффект от термовибровоздействия достигается в

определенном диапазоне частот сейсмических колебаний, на опытном участке

планируется экспериментально подобрать необходимую резонансную частоту

генерируемых вибровоздействий, способствующую увеличению доли нефти в

дебитах скважин и конечной нефтеотдачи пластов.

Достоинства закачки пара

Высокая энергоёмкость пара, по сравнению с горячей водой, и как

результат – большее тепловое воздействие на пласт.

Увеличение подвижности нефти.

Недостатки закачки пара

Использование в качестве теплоносителя пара приводит к большим

энергозатратам и энергопотерям.

В результате увеличения пластовой температуры увеличивается объём

добываемого попутного газа.

Использование пара требует определенного оборудования,

удовлетворяющего ряду требований.

Необходимо следить за объёмами закачки, добычи для предотвращения

41

преждевременного прорыва пара.

Невозможность использования при наличии газовой шапки.

1.6 Механизм внутрипластового горения

В основу метода внутрипластового горения положен процесс горения

нефти, который содержится в пористой среде, для увеличения подвижности

несгоревших фракций нефти. С помощью специального оборудования

создается ПЗП требуемый температурный уровень для горения нефти. При

постоянной подаче воздуха в одну или несколько скважин дальнейший процесс

внутрипластового горения поддерживается. Температура фронта горения

превышает температуру насыщения водяного пара и находится в пределах от

400 до 600 °С. Применение в промышленных масштабах начали с пятидесятых

годов на месторождениях тяжелой нефти. Процесс вытеснения нефти

осуществляется от ПЗП одной скважины к другой, так же данный метод

используют в качестве теплового воздействия на ПЗП, при условии

чередования периода нефтедобычи и горения. В процессе горения происходит

выделение тепловой энергии, которая позволяет снизить тепловые потери в

скважинах. Полученное тепло используется для повышения температуры

коллектора и нефти, а часть энергии рассеивается в окружающих породах. При

совместном использовании методов внутрипластового горения и нагнетания

нагретой воды происходит повышение КПД всего процесса.

Рассмотрим основы различных методик для одномерных процессов,

протекающих в однородных средах, т.е. в пренебрежении теплопереносом

через боковые поверхности.

Направление перемещения фронта горения при установившемся режиме

распространения воздуха в нефтяной залежи зависит от места его образования.

При условии, если температура ПЗП нагнетательной скважины находится на

необходимом уровне, процесс горение происходитв этой области и фронт

горения направлен в сторону эксплуатационных скважин, т.е. в сторону

вытеснения нефти, данный процесс называется прямоточным горением. При

повышении температуры ПЗП эксплуатационной скважины воспламенение

42

происходит в ее окрестностях, то в таком случае, фронт горения примет

напаравление в сторону нагнетательной скважине, т.е. вытеснения нефти

происходит в противоположном направлению и данный процесс называется

противоточным горением.

Область применения прямоточного горения менее ограничена, чем

противоточного.

Лишь один дополнительный процесс протекает при внутрипластовом

горении — изменение вязкости нефти под воздействием некоторых

составляющих газообразной фазы, в частности, углекислого газа,

присутствующего в продуктах сгорания. Растворение СО2 в нефти приводит к

заметному снижению ее вязкости и увеличению удельного объема, особенно

при повышенном давлении. Однако этот эффект действует совместно с

другими второстепенными явлениями, оказывающими влияние на вязкость

нефти (крекинг и окисление, образование эмульсий).

В ходе прямоточного горения, сухого или в присутствии воды, первый

пик температуры не столь велик вследствие того, что пористая среда,

насыщенная нефтью, нагревается в присутствии тока газа, обедненного или

вообще лишенного кислорода. При противоточном горении кислород

циркулирует в области низкой температуры, при этом коксообразный остаток в

коллекторе остается несожженным. Параметры первого пика окисления также

являются определяющими при горении в режиме сверхвлажного горения

(избытка воды).

Интенсивность реакции окисления зависит от характеристик системы

нефть — коллектор [73], [74]. На скорость их течения оказывает влияние

наличие в нефти или в коллекторе катализаторов, основой которых являются

некоторые переходные металлы (Сu, Ni и т.д.). Способность к окислению также

возрастает при большой удельной поверхности коллектора (например, в

глинистых средах [74]). Эти результаты указывают на то, что некоторые

протекающие в пласте химические реакции относятся к классу гетерогенных.

Пиролиз нефти, соответствует различным типам химических реакций. На

первом этапе при крекинге под воздействием температуры длинные молекулы

43

сырой нефти расчленяются и образуют более короткие. Однако некоторые из

этих коротких молекул обладают высокой реакционной способностью, так что

при достаточной длительности процесса или высокой температуре исходные

углеводороды могут полностью превратиться в смесь летучих стабильных газов

(например, метана) и кокса.

1.7 Технология парогравитационного воздействия с применением

двух горизонтальных скважин

Одним из перспективных направлений повышения эффективности

разработки месторождений с высоковязкими нефтями является технология

парогравитационного воздействия с применением двух горизонтальных

скважин (SAGD), который с технологической, экономической и, что

немаловажно, с экологической точки зрения является наиболее эффективным.

За последние годы был разработан ряд модификаций SAGD: Vapour Extraction

– извлечение нефти посредством парообразного растворителя (Vapex) [75],

Expanding Solvent SAGD - парогравитационное воздействие с добавкой

растворителя (ES-SAGD) [76], Solvent Aided Process - процесс с добавкой

растворителя (SAP) [77], Steam Alternating Solvent - чередование закачки пара

и растворителя (SAS) [78] и др. Несмотря на многообразие технологий, их

можно разделить на три группы.

1. Технологии, в которых водяной пар полностью заменяется

растворителем.

2. Совместное нагнетание пара и растворителя.

3. Последовательная (циклическая) закачка пара и растворителя.

Только вторая группа технологий прошла полные промысловые

испытания и применяется в промышленных масштабах (например, проект

Christina Lake компании EnCana [79]).

Эффективность метода ES-SAGD оценивается сочетанием двух

процессов: разогрева битума и его растворение легких углеводородов.

Некоторые канадские ученые предлагали использовать такой растворитель,

который конденсируется одновременно с паром [76]. Если конденсация будет

44

происходить раньше, то растворитель будет использоваться неэффективно,

так как он не достигнет границы паровой камеры, а будет концентрироваться в

промытой зоне. После закачки такой растворитель будет попадать почти сразу

в добывающую скважину, так как плотность растворителя выше плотности

пара. Неконденсируемый газа может работать как изолятор и ухудшит

теплообмен, когда заполнит пространство паровой камеры. Такую

модификацию SAGD можно применять, когда происходит большие потери

тепла в вышележащие пласты. Когда закачка пара становится нерентабельной

используют неконденсирующийся газ на завершающей стадии SAGD [76].

Технология гравитационного дренирования

При воздействии на пласт через горизонтальные скважины (ГС)

происходит нагнетание пара и смешивающееся вытеснение. Параллельные ГС

пробурены одна под другой и предназначены для закачки теплоносителя и

отбора нефти.

В так называемой технологии «паровая камера» или «паронефтяная

ванна» (рис. 1.8) используют две горизонтальные скважины, пробуренные

параллельно строго один под другим, причем вышележащая служит для

закачки пара, нижняя - для добычи разогретой продукции. Основа данного

процесс состоит в противоточной гравитационной сегрегации пара, а так же

разогретого битума. Парожидкостный раздел поддерживается на уровне между

двумя скважинами для предотвращения интенсивного прорыва пара в

добывающую скважину. С течением времени зона пара достигает кровли

пласта, а затем за счет расширения по горизонтали, происходит сливание с

такими же прогретыми зонами соседних скважин. Пар конденсируется при

передаче тепла природному битуму (ПБ) на границе паровой камеры, а

нагретый природный битум вытесняется под действием гравитационных сил, т.

е. за счет гравитационного дренажа и вытеснение под давлением.

На шешминском горизонте Ашальчинского месторождения был выбран

объект для исследования технологии «паронефтяная ванна». Шешминский

горизонт находится на глубине 81 м, с начальной пластовой температурой 8 °С

45

и давлением 0,4 МПа, битумонасыщенностью 0,70 д.ед.,

пористостью 30 %, проницаемостью 2,5 мкм2, с ПБ, имеющей плотность от 850

до 986 кг/м3 и вязкость - 12200 мПа·с.

Рисунок 1.8 - Схема процесса гравитационного дренирования

Длина 700 м горизонтального ствола и расстояние между скважинами 5 м

по результатам анализа показала наилучший результат. Закачака пара

осуществлялась при давлении 0,8 Мпа, а на забое добывающей скважины

давление составил 0,3 МПа. Предварительные расчеты показали, что

горизонтальные стволы необходимо размещать в коридоре от 4 до 6 м, но не

ближе.

Анализ эффективности технологии парогравитационного воздействия на

пласт Ашальчинского месторождения

Лабораторные работы по имитации технологии гравитационного дренажа

проводились ТатНИПИнефти на моделях пласта с вертикальным вытеснением.

При вытеснении нефти снизу вверх средний конечный коэффициент

вытеснения составил 21,7 %, а сверху вниз – 68,2 %. На основе моделирования

были определены оптимальные параметры технологии для условий

Ашальчинского месторождения: режим эксплуатации, длина горизонтальных

стволов и расстояние между ними по вертикали.

46

По проекту ТатНИПИнефти с 2006 г. на месторождении начаты

опытно-промышленные работы по испытанию технологии

термокапиллярногравитационного дренирования пласта с использованием двух

ГС, а так же обладающих двумя устьями (рис 1.9).

Рисунок 1.9 – Фрагмент расположения горизонтальных скважин с

выходом на поверхность

При эксплуатации добывающей скважины с горизонтальными стволами

было установлено, что первая пара скважин вскрыла пласт с низкой

нефтенасыщенностью (рис. 1.10).

47

Рисунок 1.10 – Профиль первой пары скважин 232 и 233 опытного

участка

Для эффективной работы скважины корректируют объем закачки и

регулируют отбора жидкости через оба устья, тем самым происходит снижение

отбор попутно добываемой пластовой воды и снижения негативного влияния

пластовой воды и повышение дебита нефти. На основе анализа изменения

температуры по стволу добывающей скважины и минерализации попутно

извлекаемой воды принимаются решения.

Возможность отбора из любой точки пласта, увеличения охвата пласта

тепловым воздействием путем регулирования подачи рабочего агента по длине

ствола эффективные результаты показала пробная эксплуатация первой пары

скважин. Опробованы и разработаны различные варианты закачки пара и

отбора продукции. По состоянию на 01.04.08 г средний дебит ВВН составил

18 т/cyт, что превышает в 8 раз дебит вертикальных скважин. Текущее

паронефтяное соотношение составляло 2,9 т/т. Накопленная добыча ВВН

составил 7,1 тыс. т.

Таким образом, первые результаты работы демонстрирует

обнадеживающие перспективы применения технологии

термокапиллярногравитационного дренирования пластов месторождениях

сверхнизкой нефти для определенных условий. По результатам опытной

эксплуатации скважин позволила выработать предложения по использованию

парогравитацинного воздействия на Ашальчинском месторождении и

организовать промышленную добычу ВВН.

Достоинства метода

Высокий коэффициент нефтеизвлечения.

Высокие темпы отбора.

Большой опыт внедрения.

Сравнительно низкие энергопотери.

Использование горизонтальных скважин позволяет увеличить

коэффициент охвата.

Обеспечиваются экономически рентабельные значения нефтепарового

48

фактора.

Недостатки метода

Необходим постоянный мониторинг и контроль закачки и добычи для

предотвращения прорыва пара в добывающую скважину.

Предъявляется высокие требования к качеству бурения и проводки

траекторий горизонтальных скважин.

Также определенные требования предъявляются к обустройству

месторождения.

Вывод по разделу 1

1. В настоящее время разведанные запасы высоковязких нефтей в мире

превышают несколько миллиардов тон. Некоторые из разведннах

месторождений успешно разрабатываются с применением различных

технологий. В России успешно разрабатывается лишь часть месторождений

ВВН (Ярегское, Русское, Ван-Еганское).

2. Большиство существуюших методов добычи высоковязкой нефти

основаны на снижении её вязкости путем нагрева. Добыча нагретой нефти и

закачка в пласт теплоносителя осуществляется как наклонно-направленными,

так и горизонтальными скважинами, причем последние более эффективны.

3. Большинство месторождений ВВН имеют сложное геологического

строение, добыча осложнена разрушением прискважинных зон пласта в виду

слабой сцементированности коллекторов.

4. Месторождения ВВН о. Сахалин (Катангли, Уйглекуты)

разрабатываются с 30-х годов прошлого века, однако до сих пор для их условий

(малая глубина залегания продуктивных пластов, слабосцементированные

коллекторы, залежи нефти подстилаются подошвенной водой, низкая пластовая

температура) не разработано рентабельных технологий добычи нефти.

49

2 ОПЫТНО ПРОМЫШЛЕННЫЕ РАБОТЫ И АНАЛИЗ

РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАТАНГЛИ

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей

2.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Значительные скопления углеводородов месторождений шельфа

(Лунское, Киринское, Венинское) и суши восточного Сахалина (Катангли,

Набиль, Монги и др.), сосредоточены в отложениях надугленосной подсвиты

дагинской толщи неогеновой системы. Осадки сформированы в условиях

дельтовой платформы в зоне деятельности палеодельты р. Палеоамур.

Непосредственно в пределах месторождения Катангли скважинами

вскрыты отложения мелового, палеогенового и неогенового возраста. Наиболее

глубокий разрез вскрыт скважинами №№ 700 и 150, пробуренными,

соответственно, до глубин 3470 и 1700 м. Неогеновая система представлена

породами миоценового возраста. Вскрытый скважинами разрез подразделяется

на пять свит:

- даехуриинскую (нижний миоцен);

- уйнинскую (средний миоцен);

- дагинскую (средний миоцен);

- окобыкайскую (средний-верхний миоцен).

Окобыкайская свита перекрывает с размывом дагинские отложения.

Промышленные скопления нефти приурочены к отложениям дагинской

свиты надугленосной подсвиты, мощностью до 140 м. В подсвите выделяется

три песчаных пласта: I, II, III, залегающих на глубинах от 30 до 240 м и

представленных тонкозернистыми рыхлыми песками и песчаниками с

прослоями алевролитов и глин. Общей закономерностью всех трех пластов

является постепенное увеличение толщины от присводовой части складки к

крыльям.

Характерной особенностью продуктивных пластов является их

монолитность и относительная выдержанность по площади и разрезу, за

50

исключением зон, где I и II пласты размыты (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 – Продольный геологический разрез по линии скважин 318-

294 месторождения Катангли

2.1.2 Тектоническое строение

Нефтяное месторождение Катангли приурочено к одноименной

Катанглийской антиклинальной складке, входящей в состав Ногликско-

Катанглийской зоны. Катанглийская антиклинальная складка представляет

собой асимметричную брахиантиклиналь протяженностью порядка 6,5 км. Ось

складки простирается вдоль регионального взброса в юго-восточном

направлении. Восточное крыло относительно пологое (8-100), западное – более

крутое, с углами падения до 20-300, осложненное взбросом 1 северно-западного

простирания. Амплитуда взброса изменяется от 60 до 140 м, плоскость

сместителя падает на северо-восток под углом 600 на юге и 400 – на севере.

Другими, наиболее крупными разрывами, являются сброс 1 и взброс 2,

которые разделяют месторождение на три основных блока: I, II, III (рис. 2.1,

2.2, 2.3, 2.4, 2.5) [80].

Системой более мелких разрывных нарушений сбросового характера (в

блоке I - 1а, 1б, 1в и 1г, в блоке II - 2а и 2б ) основные блоки разбиты на более

мелкие, к которым приурочены залежи нефти.

Всего на месторождении установлено 13 залежей: I и III пласты содержат по 4

залежи, II – пять залежей. По типу ловушек залежи относятся к пластовым и

массивно-пластовым (II, III пласты); тектонически-экранированным и частично

стратиграфически ограниченным. По характеру заполнения ловушки - к

нефтяным. Залежи I и II пластов полнопластовые, имеют нефтяную и

51

водонефтяную зоны, залежи III пласта – водоплавающие. Наибольшие

площади нефтеносности имеют залежи I пласта.

Рисунок – 2.2 Геологический разрез по линии скважин 651-290; 24с-317;

151-75

Рисунок – 2.3 Подсчетный план запасов нефти I пласта (структурная

карта по кровле)

52

Рисунок – 2.4 Подсчетный план запасов нефти II пласта (структурная

карта по кровле)

Высоты залежей изменяются в широких пределах от 5 – 20 м до 120 м,

при этом максимальные высоты залежей по всем пластам наблюдаются в III

блоке.

Характерной особенностью месторождения является уменьшение

площадей нефтеносности вниз по разрезу, одновременно с этим увеличивается

доля водонефтяных зон в объеме залежей. На месторождении полностью

вскрыт разрез отложений, с которыми могут быть связаны перспективы

нефтегазоносности [80].

53

Рисунок – 2.5 Подсчетный план запасов нефти III пласта (структурная

карта по кровле)

2.1.3 Характеристика нефтегазоносности и геологического строения

продуктивных пластов

Положение начальных контуров нефтеносности установлено по данным

геофизических исследований скважин, подтверждено результатами

опробования и материалами длительной эксплуатации скважин. Поверхности

контактов нефть – вода (ВНК) приняты горизонтальными.

Продуктивный разрез дагинских отложений месторождения Катангли

вскрыт на глубинах от 30 до 240 м. Общие толщины продуктивных пластов

54

изменяются от 0 (в зонах размыва) до 29-32 м (I, II пласты), достигая до 110 -

115 м в III пласте, пределы изменения эффективных толщин – от 2,5 до 30,5 м в

I, II пластах и от 11 - 19 до 98,2 – 107 м в III пласте. Монолитность пластов

характеризуют коэффициент песчанистости, близкий к единице (0,88 - 0,99) и

коэффициент расчлененности, изменяющийся от 1-4 в I, II пластах до 7,3-9 в III

пласте.

I пласт представлен песками серыми и коричневато-серыми,

тонкозернистыми, алевритистыми, рыхлыми, иногда с прослоями глин и

глинистых песков.

Пласт промышленно нефтеносен во всех блоках месторождения.

Толщина пласта изменяется от 0 до 32 м, что связано с его размывом в

наиболее приподнятых частях I блока и во II и III блоках. Пласт содержит 4

пластовые, тектонически экранированные, частично стратиграфически

ограниченные залежи в I, II, IIa, III блоках.

I блок толщина пласта изменяется от 0 до 28 м .Эффективная толщина

пласта изменяется от 5 до 28 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

нефтяной зоне 15,9 м, в водонефтяной зоне – 17,5 м. Коэффициент

песчанистости – 0,94, коэффициент расчлененности - 2,71.

II блок толщина пласта изменяется от 0 до 32 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 4 до 30,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

нефтяной зоне - 20,1 м, в водонефтяной зоне -12 м. Коэффициент

песчанистости – 0,96, коэффициент расчлененности - 2,15.

II a блок толщина пласта изменяется от 24 до 28 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 22 до 26,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

нефтяной зоне - 22 м, в водонефтяной зоне - 17,1 м. Коэффициент

песчанистости – 0,95, коэффициент расчлененности - 4.

III блок толщина пласта изменяется от 0 до 29,5 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 2,5 до 28 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

нефтяной зоне - 18,1 м, в водонефтяной зоне -11,7 м. Коэффициент

песчанистости – 0,96, коэффициент расчлененности - 2,1.

II пласт представлен песками темно-серого и серого цвета, с

55

тонкозернистыми и мелкозернистыми, алевритистыми, рыхлыми, с тонкими

прослоями песчаников мелкозернистых, алевритистых, с редкими прослоями

глин. Толщина пласта изменяется в пределах от 0 до 29 м. Уменьшение

толщины пласта до 0 связано с размывом пласта в наиболее приподнятой части

складки, а также с размывом на западном крыле III блока. Пласт имеет 4

массивно-пластовые, тектонически экранированные залежи в I, II, IIa, III блоках

и одну пластовую тектонически экранированную, водоплавающую в Iб блоке с

утвержденными запасами.

I блок толщина пласта изменяется от 16 до 25 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 15,7 до 25 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

нефтяной зоне - 19,6 м, в водонефтяной зоне -12,9 м. Коэффициент

песчанистости - 0,98, коэффициент расчлененности -2 (таблица 2.1).

Iб блок толщина пласта изменяется от 22,3 м. Эффективная толщина

пласта 22,1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в водонефтяной зоне -

13,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,99, коэффициент расчлененности - 2,17.

II блок толщина пласта изменяется от 23 до 29 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 22,5 до 29 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

нефтяной зоне - 24,9 м, в водонефтяной зоне - 13,5 м. Коэффициент

песчанистости -0,98,коэффициент расчлененности - 1,64.

II a блок толщина пласта изменяется 28 м. Эффективная толщина пласта

изменяется от 26 до 28 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

водонефтяной зоне -26 м. Коэффициент песчанистости -1, коэффициент

расчлененности - 1.

III блок толщина пласта изменяется от 5 до 25,5 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 5 до 25 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

нефтяной зоне - 22,2 м, в водонефтяной зоне – 7 м. Коэффициент песчанистости

– 0,99, коэффициент расчлененности - 1,41.

III пласт представлен песками серого и темно - серого цвета, с рыхлыми

прослоями темно - серой, песчаной, плотной глины. Толщина пласта

непостоянна и изменяется от 0 до 115 м. Пласт имеет 4 массивно-пластовые,

56

Таблица 2.1 - Характеристика залежей

Пласт Блок

Глубина залегания пласта в своде (абс. отм.), м

Высотное положение ВНК (абс. отм), м

Размеры залежи Пределы и средние величины

нефтенасыщенных толщин

Тип залежи длина, м

ширина, м

высота, м

1 2 3 4 5 6 7 8 9

I I 13 102 1845 1060 89 16

028

Пластовая, тектонически экранированная, частично стратиграфически ограниченная

II 52 160 1445 760 108

29 - 0

19.9

Пластовая, тектонически экранированная, частично стратиграфически ограниченная

IIа 54 113 170 505 59 5.19

1.1722

Пластовая, тектонически ограниченная

III 40 160 1455 655 120 8.17

027

Пластовая, тектонически экранированная, частично стратиграфически ограниченная

II I 22 51 485 460 29 3.16

06.24

Массивно-пластовая, тектонически экранированная

Iб 31 51 295 415 20 4.13

05.17

Пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

II 65 143 810 520 78 5.24

029

Массивно-пластовая, тектонически экранированная

IIа 84 125 150 435 41 26

026

Массивно-пластовая, тектонически экранированная

57

Продолжение таблицы 2.1

1

2 3 4 5 6 7 8 9

II III 50 143 995 510 93 7.21

025

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, частично стратиграфически ограниченная

III I 46 51 240 165 5 5.3

08

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

II 87 143 685 355 56 4.25

05.38

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

IIа 110 125 120 385 15 5.16

05.16

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

III 80 143 720 415 63 2.37

05.45

Массивно-пластовая, тектонически экранированная, водоплавающая

58

тектонически экранированные, водоплавающие залежи в I, II, IIa, III блоках с

утвержденными запасами.

I блок. толщина пласта изменяется от 11 до 89 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 11 до 85,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

водонефтяной зоне - 6м.

II блок толщина пласта изменяется от 25 до 115 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 24,5 до 98,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

водонефтяной зоне - 25,4 м. Коэффициент песчанистости - 0,91, коэффициент

расчлененности - 7,8.

IIa блок толщина пласта изменяется от 20 до 69 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 19 до 61,1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

водонефтяной зоне - 16,5 м. Коэффициент песчанистости - 0,89, коэффициент

расчлененности - 9.

III блок толщина пласта изменяется от 50,5 до 110 м. Эффективная толщина

пласта изменяется от 44 до 107 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в

водонефтяной зоне - 37,2 м. Коэффициент песчанистости – 0,88, коэффициент

расчлененности - 7,33.

2.2 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.2.1 Литологическая характеристика пород и фильтрационно-емкостных свойств по

керну

На месторождении Катангли залежи нефти и газа приурочены к дагинскому

горизонту, в геологическом разрезе которого выделяется 20 алеврито-песчаных

пластов (с I по XX). Из них промышленно нефтеносны - I, II, III пласты

надугленосной подсвиты дагинской свиты. Пласты II и III образуют массивно-

пластовый резервуар с единым контуром нефтегазоносности. I пласт в I, II, III

блоках либо полностью (II, III блок), либо частично (I блок) размыт [80].

Пласты залегают на глубинах от 30 до 240 м, что обусловило не

консолидированность слагающих пласты алеврито-песчаных коллекторов. Вынос

керна из рыхлых разностей низкий, более половины отобранных интервалов имеют

59

вынос ниже 30 %. Этим объясняется слабая освещенность разреза керновым

материалом.

Отобранные образцы при определении пористости не выдерживали

насыщения, из них невозможно было сделать цилиндры для определения

проницаемости и остаточной водонасыщенности, что обусловило слабую

охарактеризованность коллекторов результатами аналитических исследований:

имеется всего 55 определений пористости, 4 абсолютной проницаемости, и 0

определений остаточной водонасыщенности. Отсутствие образцов стандартного

размера не позволило провести моделирование процесса вытеснения и определение

остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, не проведено в достаточном объеме

изучение гранулометрического анализа пород. Часто в образцах, в которых

определена пористость, нет гранулометрического состава и наоборот, т. е. керн

исследован не комплексно. Все вышесказанное не позволило оценить нижние

пределы коллекторских свойств пород лабораторными методами и установить

зависимости между коллекторскими и седиментационными параметрами пород,

слагающих продуктивные пласты.

Продуктивные пласты Катанглийского месторождения сложены

преимущественно рыхлыми породами песками и алевритами, иногда содержащими

прослои более сцементированных глинистых алевролитов и песчаников, а также

маломощных глин.

Ниже приведенная характеристика пластов дается на основе

макроскопического описания керна и результатов его лабораторного исследования.

III пласт охарактеризован керновым материалом в верхней и средней частях

разреза. Верхняя часть пласта (скв. № 64, 77, 38) представлена серыми

мелкозернистыми алевритовыми и алевритистыми песками с прослоями

алевритовой глины и глинистого алеврита (скв. № 64).

Средняя часть пласта (скв. №62, 151, 375, 652) сложена средне-

мелкозернистым песком с прослоями темно-серой глины (скв. №151, 652)

мощностью 0,2-0,3 м.

В гранулометрическом составе песков глинистая фракция составляет 4 – 17 %,

60

алевритовая – 7 – 40 %, мелкопесчаная – 19 – 82 %, крупные фракции размером

более 0,25 мм – 0,1 – 35 %. Алевриты содержат глинистую фракцию в количестве 25

– 48 %, алевритовую - 49-71%, мелкопесчаную - 3-8%, крупно-среднезернистую –

0,1-5%.

Емкостные свойства пород III пласта (блоки I, Iв, III) изучены в 19 образцах.

Величина открытой пористости меняется от 18% до 36%, среднее значение по

блокам меняется от 28,47% до 30,2%. Проницаемость не изучена.

II пласт В верхней части (скв. № 7 и 649) пласт сложен среднезернистыми

желтовато-серыми песками. В скв. № 375 среди среднезернистых песков

отмечаются прослои серых песчаных алевролитов.

Нижняя часть пласта в скв. № 227 представлена алевритами, в скв. № 64 -

переслаиванием мелкозернистого алевритового песка или песчаника с песчаными

алевритами, в скв. № 649 – среднезернистыми желтовато-серыми песками с

прослоями глин толщиной до 0,05 м.

В гранулометрическом составе песков и песчаников глинистая фракция

составляет 9-13 %, алевритовая – 22-43 %, мелкопесчаная – 11-66 %, крупные

фракции размером более 0,25 мм – 0,1-46 %. Алевриты содержат глинистую

фракцию в количестве 9-18 %, алевритовую - 42-66 %, мелкопесчаную - 15 -32 %,

крупно-среднезернистую – 0,04-7 %.

Емкостные свойства пород II пласта (блоки I, Iб, Iв, III) изучены в 15 образцах.

Величина открытой пористости меняется от 20 до 40 %, среднее значение по блокам

меняется от 28,6 % до 31,33 %. Проницаемость оценена по двум образцам из III

блока, колеблется в диапазоне 110 – 271х10-3мкм2 (среднее значение

190,5х10-3мкм2).

Раздел между I и II пластами. Над II пластом залегает относительно

маломощный 3-5-метровый прослой глины, обладающий хорошими

экранирующими свойствами. Представлен он глинами темно-серыми, пластичными,

алевритисто-песчаными, с линзовидными включениями мелкозернистого и

среднезернистого песка и гравия. В глинах отмечаются углефицированный

растительный детрит, иногда мелкие угольные включения.

61

I пласт. Верхняя часть пласта изучена в керне в скв. №7 и 649, представлена

соответственно песком и галечником.

Средняя часть пласта сложена песками. В скв. № 64, 350, 651 – пески

мелкозернистые, алевритовые и алевритистые. В скв. № 151 – пески

мелкозернистые, разнозернистые и среднезернистые. Встречаются прослои глины,

содержащей углефицированные растительные остатки (скв. № 350, 651).

Нижняя часть пласта (скв. № 75, 205) представлена алевритами и

алевролитами с песками в прослоях.

Пески серые и коричневато-серые. В гранулометрическом составе песков

глинистая фракция составляет 10-11 %, алевритовая - 17-36%, мелкопесчаная - 41-

53 %, крупные фракции размером более 0,25 мм - 0,1-33 %. Алевриты и алевролиты

более темные, содержат глинистую фракцию в количестве 11-12 %, алевритовую -

47-67 %, мелкопесчаную - 27 -35 %, крупно-среднезернистую – 1-7 %.

По пласту (I блок, зона ВH) имеется 15 определений открытой пористости,

величина которой меняется от 22 до 41 %, среднее значение 34 %. Проницаемость

изучена в блоке II (зона H) и представлена двумя значениями 376-922х10-3мкм2

(среднее значение 649х10-3мкм2).

Над I пластом дагинского горизонта залегает мощная (до 200 м) толща глин

окобыкайского горизонта, которая с размывом лежит на дагинских отложениях.

Размыв фиксируется наличием конгломератов в основании окобыкайских

отложений, обнаруженных в керне и в обнажениях, а также размывом всех трех

пластов в сводовых частях отдельных блоков. Окобыкайская толща сложена темно-

серыми с голубоватым оттенком глинами уплотненными иногда пластичными,

песчаными и алеврито-песчаными, содержащими включения растительных остатков

и фауны. Среди глин отмечаются прослои толщиной 2-6 м мелкозернистого

алеврито-глинистого песка и алеврита с редкой галькой. В верхней части количество

прослоев песка и алеврита возрастает. Отложения окобыкайского горизонта

являются надежной региональной покрышкой.

Состав обломочной части коллекторов. В составе обломочной части

алеврито-песчаных коллекторов преобладают минеральные компоненты: кварц и

62

полевые шпаты. В группе полевых шпатов встречаются калиевые разности и

плагиоклазы. Доминируют калиевые разности: ортоклазы и решетчатые

микроклины. Плагиоклазы ряда олигоклаз-андезин. Обломки пород составляют 20-

25% и представлены яшмами, кварцитами, эффузивами кислого, реже среднего

состава, аргиллитами, кварц-мусковитовыми сланцами, микропегматитами.

Присутствуют в различной степени гидратизированные пластинки биотита.

Цемент в песках и алевритах скудный, контактной текстуры. В песчаниках и

алевролитах текстура цемента поровая и контактная, в единичных прослоях –

базальная. Состав цемента гидрослюдистый, каолинитовый; реже в цементах

встречаются смешанослойные минералы ряда монтмориллонит-гидрослюда с

примесью железистого карбоната. В отдельных прослоях отмечаются кальцитовые

прослои (особенно, в приразломных участках). Изредка в порах присутствуют

цеолиты и хлориты. Из аутигенных минералов развиты пириты в виде округлых

стяжений, и зеленый глауконит.

Коллекторские свойства пород. В связи с недостаточной изученностью

коллектора и для оценки проницаемости и глинистости в качестве аналогового

можно привлечь месторождение Уйглекуты, продуктивные пласты которого

представлены также песками и алевритами с прослоями глинистых пород

надугленосной дагинской свиты. Продуктивные пласты этих двух месторождений

залегают на близких глубинах, пористость слагающих их пород колеблется в

одинаковых диапазонах: преимущественно от 18% до 41% для Катангли и от 18% до

44% для Уйглекут, и пористость не зависит от глубины залегания пород.

Таким образом, коллекторы месторождения Катангли, представленные

песками мелкозернистыми алевритовыми и алевритистыми, алевритами

песчанистыми и песчаными, содержат 10-35 % глинистого материала, имеют

пористость преимущественно 26–43 % и проницаемость - 150–3000х10-3мкм2.

Породы с проницаемостью 20-150х10-3 мкм2 на месторождении в керне не

встречены.

63

2.4 Характеристика текущего состояния разработки месторождения

Месторождение Катангли открыт в 1928 г., начали разрабатывать в 1929 г.

С 1931 г. трестом Сахалиннефть и японским концессионером начата разведка

и последующая эксплуатация I пласта месторождения. Начальные дебиты скважин в

пределах I блока составляли 2-9 т/сут, в III блоке – 8-21 т/сут.

В 1936 г. в разработку введен II пласт и в 1948 – III пласт. Начальные дебиты

скважин – III пласта составляли 1.5-1.6 т/сут,

I блок разбурен по квадратной и прямоугольной сетке с расстояниями между

скважинами 60-70 м и плотностью 0.85 т/скв, II и III блоки – по треугольной сетке с

расстояниями между скважинами 100 м и плотностью 0.8 га/скв.

Разбуривание месторождения завершено в 1956 г. В последующем бурились

лишь некоторые скважины взамен старых ликвидированных.

До 1969 г. месторождение разрабатывалось на естественном режиме.

Бурение скважин в 1969-1970 гг. осуществлялось согласно технологической

схемы разработки опытных участков вытеснения нефти паром I блока [81-82]. Вновь

бурение скважин было возобновлено в 1985-2000 гг. согласно уточненной

технологической схемы разработки месторождения [83-84].

Выполнение проектных решений

Всего на месторождении пробурено 867 скважин, в том числе 753

добывающих, 105 нагнетательных и 9 специальных скважин (поглотительных).

Проектный фонд скважин по месторождению по состоянию на 1.01.2008 г.

реализован на 82,1 % (фактически пробурено 639 скважин из 778), табл. 2.2.

Основное отставание допущено по I блоку I пласта (157 скважин из 245 проектных

или 64.1%). Разбуривание площади прекращено по причинам отсутствия

финансирования для расширения тепловых методов воздействия на пласт. По этой

причине 83 скважины, вышедшие из бурения были законсервированы.

По состоянию на 1.01.2008 г. эксплуатационный фонд по месторождению

составил 285 добывающих и 81 нагнетательную скважину. В консервации

находились 196 скважин (174 добывающих и 22 нагнетательных); в наблюдении - 33

скважины и 12 поглотительных. Фонд ликвидированных скважин и в ожидании

64

ликвидации составил 260.

Таблица 2.2 - Состояние реализации проектного фонда скважин на 1.01.2008 г.

№ п/п

Категория фонда

Итого по месторождению

пласт

I II III Всего

1 Утвержденный проектный фонд, всего, шт. 778 514 152 112в том числе: - добывающие 603 393 120 90 - нагнетательные 175 121 32 22 - газовые - контрольные - водозаборные

2 Фонд скважин на 1.01.2008 г., всего, шт. 639 397 128 114в том числе: - добывающие 512 324 100 88 - нагнетательные 120 73 27 20 - газовые - контрольные 7 0 1 6 - водозаборные

3 Фонд скважин для бурения на 1.01.2008 г., всего, шт. 146 117 25 4 в том числе: - добывающие 91 69 20 2 - нагнетательные 55 48 5 2 - газовые - контрольные - водозаборные

Отмечается отставание фактического фонда скважин от проектного. Так, по

проекту должно быть 390 добывающих и 103 нагнетательных скважины, фактически

- 285 и 81 [96] скважин.

Начальные дебиты нефти скважин были относительно высокими: от 2 до 30

т/сут. В процессе эксплуатации отмечается снижение их и к началу внедрения

тепловых методов (1983-1985 гг.) составляли 0.9 т/сут по нефти и 6.3 т/сут по

жидкости.

Скважины вступали в эксплуатацию безводными. Характер обводнения

определялся расположением скважин на структуре относительно ВНК. Так, по

65

скважинам I пласта безводный период отмечался в течение 14 лет, по II пласту – в

течение 17 лет и по III пласту – в течение 7 лет.

Текущая обводненность продукции составила 90.4 % против 88.8 % в 1984 г.

(на начало внедрения тепловых методов).

Распределение фонда скважин на 1.01.2008 г. приведено в таблице 2.3, 2.4.

Таблица 2.3 - Распределение фонда скважин по дебиту нефти

Диапазон изменения дебитов

нефти, т/сут

Обводнённость продукции, %

< 2 2-10

10-30 30-50 50-70 70-90 90-95 ≥ 95

< 1 1 2 12 38 25 1-5 3 27 25 39 56 54 ≥ 5

Всего 3 28 27 51 94 79

Таблица 2.4 - Распределение фонда скважин по дебиту жидкости

Диапазон изменения дебитов жидкости,

т/сут

Обводнённость продукции, %

< 2 2-10

10-30 30-50 50-70 70-90 90-95 ≥ 95

< 1 1 1-5 3 18 15 11 27 2 5-10 9 12 21 9 3 10-20 16 24 12 ≥ 20 3 34 62 Всего 3 28 27 51 94 79

В первые годы разработки месторождения отмечался рост годовой добычи

нефти с увеличением числа эксплуатационных скважин. Максимальная годовая

добыча была достигнута в 1951-1958 гг. и составляла 109 - 112 тыс. т/год при

эксплуатационном фонде 200 скважин. Дальнейшая эксплуатация скважин в

условиях истощения пластовой энергии и роста обводненности приводили к

падению годовых объемов добычи нефти.

С целью поддержания пластового давления с 1958 г. проводились опытные

работы по нагнетанию воды в скв. 105 и 106, расположенные в сводовой части

66

блока. В качестве нагнетательных были выбраны скважины с высокими начальными

дебитами по нефти (32 и 23 т/сут), которые снизили дебит к моменту закачки воды

до 0.4 т/сут, но давали безводную нефть. Вначале начали закачку воды через скв.

105. Через 7 суток обводнилась скв. 106, расположенная в 60 м. После обводнения

скв. 106 перевели под закачку воды, приемистость скважин снизилась с 150 до 50

м3/сут, а устьевое давление поднялось до 1.5 МПа.

В 1960 г. проводилось опытное нагнетание воды в пределах I пласта III блока

(скв. 99, 142, 177). Реакция на закачку выразилась в некотором увеличении дебитов

и быстром появлении воды в окружающих скважинах: №№ 137, 133 и 134. В этом

же году незначительные объемы воды были закачаны в скв. 97, 134, 174, 179 и 180;

эффекта от нагнетания воды получено не было. В 1961 г. были продолжены работы

по закачке воды в скв. 97, 134, 174, 179, 58, 256 I пласта III блока и в пределах II

блока (скв. 182, 185, 189, 240 и 255). В 1962 г. продолжали закачку воды в пределах

II блока.

В течение 1964, 1967 и 1968 гг. проведены 25 тепловых обработок

призабойной зоны пласта путем электропрогрева, из них 16 обработок были

эффективными. Дополнительно добыто 268 т нефти.

С 1966 по 1970 гг. проведено 28 паротепловых обработок, из них 21 оказались

эффективными. Отсутствие эффекта на семи скважинах объясняется низкими

параметрами пара (давление 0.4 МПа, температура пара 120 ºС). Объем нагнетания

пара составил 16.1 тыс. т, за счет чего получено 9.2 тыс. т нефти, т.е. удельный

расход пара составил 1.75 т/т. В среднем на одну эффективную скважино-обработку

приходится 440 т дополнительно добытой нефти. Среднесуточный дебит скважины

по нефти после обработки возрастал от 2 до 22 раз, продолжительность эффекта от 4

месяцев до 2 лет.

Организация опытных участков по парозакачке и бурение скважин в пределах

II и III блоков обусловили увеличение добычи нефти с 74.8 тыс. в 1969 г. до 88.5

тыс. т в 1975 г. За этот период действующий фонд скважин увеличился с 194 до 240

единиц. В последующие годы отмечается падение годовой добычи нефти в связи с

истощением запасов нефти в пределах опытных участков; в 1983-1985 гг. отбор

67

нефти составил 50-50.7 тыс. т/год при действующем фонде 185-176 скважин. В

последующие годы в связи с организацией тепловых методов разработки на залежах

II и III блоков отмечается рост годовой добычи нефти до 188.2 тыс. т в 2004 г. За

2007 г. из недр месторождения добыто 153.1 тыс. т нефти и 1596.9 тыс. т жидкости

при действующем фонде 282 скважина.

Фактический годовой отбор нефти за 2007 г. (153.1 тыс. т) ниже проектного

(228 тыс. т). Отбор жидкости (1596.9 тыс. т) выше проектного (1267 тыс. т) за счет

меньшего числа элементов (объемов дренирования), большего объема закачки воды

для проталкивания паровой оторочки и меньших темпов нагнетания пара по

сравнению с проектными величинами, рис. 2.6. В разработку вовлечен 81 участок

(полей) против 103 по проекту. Так, за 2007 г. в пласты закачано 717.5 тыс. т пара и

972.9 тыс. м3 воды при проектных 1023 и 371 тыс. т соответственно и по [85].

Фактические накопленные отборы нефти, жидкости, закачка пара и воды

50

100

0

200

400

2002 2003 2004 2005 2006 2007 обводненность

, %

добыча

неф

ти, тыс.

т

годы

проектанализфакт

010002000300040005000600070008000

2002 2003 2004 2005 2006 2007

накопленная добыча

неф

ти,

тыс.

т

годы

проект

0

500

1000

1500

2000

2500

2002 2003 2004 2005 2006 2007добыча

жидкости,

тыс.

т

годы

проект анализ

0

10000

20000

30000

40000

50000

2002 2003 2004 2005 2006 2007

накопленная добыча

жидкости,

тыс.

т

годы

проект анализ

68

Рисунок 2.6 - Сопоставление проектных и фактических показателей раработки

превышают расчетные уровни [85]: добыча нефти 133 тыс.т., жидкости 1140 тыс.т,

закачка 612 тыс. т пара и 642 тыс.м3 воды. Накопленный отбор нефти с начала

разработки составил 5896 тыс. т, в том числе с начала применения тепловых

методов – 2476 тыс. т. табл. 2.5 Текущий коэффициент извлечения нефти составил

0.317 при утвержденном 0.385 (конечном 0,481).

Фактически с начала разработки на месторождении добыто меньше нефти,

чем предусмотрено технологической схемой разработки (по проекту (5896.4 тыс. т

нефти и 31922 тыс. т жидкости по факут 7163 тыс. т нефти и 39903 тыс. т жидкости).

Это вызвано меньшими объемами закачки рабочих агентов (фактически закачано

11720 тыс. т пара и 5939.1 тыс. м3 воды, по проекту – 18868 и 10295 тыс. т,

соответственно) и меньшего охвата фонда тепловым воздействием.

0

200

400

600

800

1000

1200

2002 2003 2004 2005 2006 2007

закачка

пара,

тыс.

т

годы

проект анализ

0

5000

10000

15000

20000

2002 2003 2004 2005 2006 2007накопленная закачка

пара

, тыс.

т

годыпроект анализ

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2002 2003 2004 2005 2006 2007закачка

воды

, тыс.

т

годы

проект анализ

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

2002 2003 2004 2005 2006 2007

наопленная закачка

воды

, тыс.

т

годы

проект анализ

69

Таблица 2.5 – Распределение отбора жидкости и фонда скважин по пластам за

2007 г.

Показатели Месторож-

дение пласт

I II III Годовая добыча, тыс. т

нефти 153.1 100.5 39.6 13.0 жидкости 1596.9 1240.9 227.5 128.4

Обводненность, % 90.4 91.9 82.6 89.9 Закачка, тыс. т

пара 717.5 538.5 137.5 41.5 воды 972.9 636.9 123.2 212.8

Дополнительная добыча, тыс. т 103.0 72.6 24.2 6.2 Темп отбора нефти от НИЗ, % 1.7 1.7 2.2 1.1 Темп отбора нефти от ТИЗ, % 4.7 5.1 4.5 3.1

Действующий фонд скважин, шт. добывающих 282 184 69 29

нагнетательных 75 48 16 11 из них: паровых 45 27 9 4 водяных 30 21 7 7

Таблица 2.6 – Текущее состояние разработки объектов

Показатели Месторож-

дение пласт

I II III 1 2 3 4 5

Накопленная добыча, тыс. т нефти 5896.4 4154.8 965.5 776.0 из них до ТМР 3420.1 2460.1 573.7 386.3 жидкости 31922 24508 3736 3678 Отбор от НИЗ, % 65.6 69.1 53.8 65.8 Коэффициент извлечения нефти, доли ед. 0. 317 0.356 0.237 0.270 Закачка, тыс. т пара 11720 7611.0 1835.0 2274.0 воды 5939.1 4335.7 479.0 1125.1 Паронефтяной фактор, т/т 4.7 4.5 4.8 6.0 Объем прокачки рабочим агентом, доли ед. порового объема (поровый объем, тыс. м3)

0.62 (28616)

0.67 (17717)

0.35 (6599)

0.79 (4300)

Фактические накопленные отборы нефти, жидкости, закачка пара и воды

превышают расчетные уровни [85]: добыча нефти 5633 тыс.т., жидкости 30408

тыс.т, закачка 10306 тыс. т пара и 5822 тыс.м3 воды. За 2007 г. в пласт закачано 717.5

тыс. т пара и 972.9 тыс. м3 воды (для проталкивания паровой оторочки) при

действующих 75 скважинах, в том числе 45 паровых и 30 водяных. Среднесуточная

приемистость одной скважины по пару 54 т, по воде 84 м3. Текущий паронефтяной

фактор 4.1 т/т.

70

Выводы по разделу 2

1. Начальный период разработки залежей месторождения

характеризовался кратковременным развитием режима растворенного газа с

последующим переходом на гравитационный режим при незначительной

активности контурных и подошвенных вод.

2. Начальные дебиты скважин по нефти изменялись от 2 до 33 т/сут.

3. На естественных режимах разработки месторождения максимальный

годовой темп отбора нефти 1.2 % от начальных извлекаемых запасов приходится на

1951-1958 гг.

4. Динамика обводненности для скважин I и II пластов идентична и имеет

характерные особенности:

длительный период безводной эксплуатации (I пласт – 14 лет, II пласт – 17

лет);

отмечено появление воды по отдельным скважинам на 4 год эксплуатации;

обводнение добывающих скважин определяется положением их на

структуре.

Безводный период добывающих скважин III пласта – 7 лет за счет наличия

обширной водонефтяной зоны.

5. Метод поддержания пластового давления на месторождении Катангли

неприемлем из-за высокой вязкости пластовой нефти.

6. Проектный фонд скважин по месторождению реализован на 82,1%

(фактически пробурено 639 скважин из 778). Основное отставание допущено по I

блоку I пласта (157 скважин из 245 проектных или 64.1%). Не вовлеченными в

разработку остаются северная и западная части залежи с балансовыми запасами

нефти соответственно 2898 тыс. т и 831 тыс. т из 5955 тыс. т. По II пласту не

вовлечены залежи I, Iб, IIа блоков с суммарными геологическими запасами 884

тыс.т.

7. В течение 1964, 1967 и 1968 гг. проведены 25 тепловых обработок

призабойной зоны пласта путем электропрогрева, из них 16 обработок были

эффективными. Дополнительно добыто 268 т нефти.

71

8. С 1966 по 1970 гг. проведено 28 паротепловых обработок, из них 21

оказались эффективными. Отсутствие эффекта на семи скважинах объясняется

низкими параметрами пара (давление 0.4 МПа, температура пара 120 ºС). Объем

нагнетания пара составил 16.1 тыс. т, за счет чего получено 9.2 тыс. т нефти, т.е.

удельный расход пара составил 1.75 т/т. В среднем на одну эффективную скважино-

обработку приходится 440 т дополнительно добытой нефти. Среднесуточный дебит

скважины по нефти после обработки возрастал от 2 до 22 раз, продолжительность

эффекта от 4 месяцев до 2 лет.

9. В 2006 году начаты опытно-промышленные работы по циклической

закачке пара в пределах II и III блоков обусловили увеличение добычи нефти с 74.8

тыс. в 1969 г. до 88.5 тыс. т в 1975 г. За этот период действующий фонд скважин

увеличился с 194 до 240 единиц. В последующие годы отмечается падение годовой

добычи нефти в связи с истощением запасов нефти в пределах опытных участков; в

1983-1985 гг. отбор нефти составил 50-50.7 тыс. т/год при действующем фонде 185-

176 скважин. В последующие годы в связи с организацией тепловых методов

разработки на залежах II и III блоков отмечается рост годовой добычи нефти до

188.2 тыс. т в 2004 г.

10. Фактический годовой отбор нефти за 2007 г. (153.1 тыс. т) ниже

проектного (228 тыс. т). Отбор жидкости (1596.9 тыс. т) выше проектного (1267 тыс.

т) за счет меньшего числа элементов (объемов дренирования), большего объема

закачки холодной воды для проталкивания паровой оторочки и меньших темпов

нагнетания пара по сравнению с проектными величинами. В разработку вовлечен 81

участок (полей) против 103 по проекту. Так, за 2007 г. в пласты закачано 717.5 тыс. т

пара и 972.9 тыс. м3 воды при проектных 1023 и 371 тыс. т соответственно.

72

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ И

ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И РАЗРАБОТКА

УТОЧНЕННОЙ МОДЕЛИ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОГО

ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА

3.1 Особенности фильтрации высоковязких нефтей

Разработка залежей, содержащих высоковязкие нефти, сопровождается

осложнениями, которые обусловлены составом и структурно-механическими

свойствами флюидов. Существует несколько методов повышения нефтеотдачи

(МПН), позволяющие увеличить добычу нефти и которые опираются, в основном,

на экспериментальные опытно-промышленные работы. Наиболее

распространенными МПН являются различные виды заводнения, термогазовое

воздействие, пароциклическая обработка добывающих скважин, теплоциклическое

воздействие на пласт и другие. Для определения оптимальных режимов

эксплуатации скважин и выбора необходимого метода увеличения нефтеотдачи

(МУН) следует учитывать особенности фильтрации высоковязких нефтей, знать и

уметь определять фильтрационно-емкостные параметры пласта. Выбор

оптимального дебита скважины зависит от проницаемости, нефтенасыщенной

толщины пласта и вязкости нефти, которые характеризуются коэффициентом

гидропроводности. Определение этого коэффициента для высоковязких нефтей

позволяет подобрать необходимый режим эксплуатации добывающей скважины.

Существуют несколько моделей фильтрации, описывающих течение флюидов

в пласте и учитывающих структурно-механические свойства нефтей [86, 87].

Для вязкопластических нефтей обобщенный закон Дарси имеет вид:

*gradpgradpk

v

(3.1)

Где v – скорость фильтрации; k –коэффициент проницаемости; μ -

коэффициент динамической вязкости; gradp*– начальный градиент давления; gradp –

переменный градиент давления.

Из уравнения (3.1) следует [94], что фильтрация флюида начинается при

значениях текущего градиента давления выше начального градиента давления [88].

73

Введем p1 –приведенное пластовое давление, равное [88]

)(*1 rppp (3.2)

*

*1 ,

gradpg

ggradpgradpgradpgradp

(3.3)

тогда (3.1) можно записать в виде обычного закона Дарси

1gradpk

v

(3.4)

Рассмотрим реологические уравнения, определяющие зависимость

коэффициентов пористости, проницаемости, вязкости и плотности от давления. В

общем случае каждое из них можно записать в виде )(

00ppeaa (3.5)

где α – соответствующий коэффициент. Из (3.2) следует p=p1+p*. Для

начального пластового давления p=p0 , запишем p0=p10+p*. Где p10 - приведенное

начальное пластовое давление. Тогда 1010 pppp , следовательно, выражения (3.5)

остаются справедливыми с заменой p на p1.

Подставляя (3.4) и (3.5) в уравнение неразрывности получим нелинейное

дифференциальное уравнение пьезопроводности в виде [87]:

211

0

010 ))(()( gradpp

k

t

pm kgporg

(3.6)

Здесь m0, k0, µ0 – начальные значения коэффициентов пористости,

проницаемости, вязкости, βg, βpor, βµ, βk – коэффициенты сжимаемости жидкости,

порового пространства, изменение вязкости и проницаемости. Пренебрегая в виду

малости вторым слагаемым в правой части, получим дифференциальное уравнение в

частных производственных относительно приведенного уравнения p1, аналогичное

уравнение пьезопроводности Щелкачева [87]

11 pt

p

(3.7)

gcgporgpor

mmk

m

k

00

**

0

0

00

0 , (3.8)

- коэффициент пьезопроводности; βс=m0βpor – коэффициент объемной

упругости пласта; β* - коэффициент упругоемкости пласта.

74

Заметим, что входящий в уравнение (3.6) коэффициент βµ – остается

постоянным, если структура нефти в процессе фильтрации не меняется. Подставляя

(3.3), (3.4) в (3.7), получим уравнение пьезопроводности вякопластичной нефти:

)( *ppt

p

(3.9)

В цилиндрических координатах (3.9) примет вид:

2

*2

2

2

2

*

2

2

2)(

1)(

1

z

p

z

ppp

rrg

r

pr

rrt

p

(3.10)

Для плоско – радиальной фильтрации примет следующий вид:

)(1

rgr

pr

rrt

p (3.11)

Уравнение (3.11) совподает с уравнением, полученным в [89].

Предполагается, что структура нефти в процессе фильтрации не меняется, в

коэффициенты (3.8) не входит параметр изменения вязкости, поскольку является

сомножителем величины второго порядка малости.

При режиме эксплуатации с постоянным дебитом Q начальные и граничные

условия, необходимые для построения автомодельного решения (3.7) следующие:

kh

Q

r

pr

ptprp

r

2

),()0,(

0

1

1011

Решение уравнения (3.7) запишется в виде:

)4

(4

),(2

101 t

rEi

kh

Qptrp (3.12)

где )4

(2

t

rEi

- интегрально-показательная функция.

Переходя к искомому давлению, получим:

)()()4

(4

),( **2

0 rppkh

rEi

kh

Qptrp

(3.13)

Воспользуемся методом суперпозиций для интерпретации результатов

замеров КВД.

Считается, что после остановки скважины в момент времени Т, она

продолжает работать с тем же дебитом, а восстановление давления происходит за

75

счет введения в расчетные формулы отрицательного дебита, отсчет времени

восстановления давления t начинается от момента остановки скважины.

По методу суперпозиций [90] из (3.12) можно записать:

)(4

()4

(4

)()(22

1102 tT

rEi

t

rEi

kh

Qtpptp cc

c (3.14)

В момент остановки скважины давление на забое равно pc1(T):

)4

(4

)()(2

1102 T

rEi

kh

QTppTp c

c

(3.15)

Вычитая из (3.14) и (3.15), получим:

)4

())(4

()4

(4

)()()()(222

1122 T

rEi

tT

rEi

t

rEi

kh

QTptpTptp ccc

cc (3.16)

Проведем обработку КВД методом касательной:

Если T время работы скважины до остановки много больше, чем время

восстановления давления t , то второе и третье слагаемые в (3.16) приблизительно

равны. Обозначая через

)()()( 111 Tptptp cc

получим )4

(4

)(2

1 t

rEi

kh

Qtp c

.

Для малого аргумента 22

2 25,2lnln

25,2ln)

4(

cc

c

rt

r

t

t

rEi

Тогда )25,2

ln(ln4

)( 21cr

tkh

Qtp

(3.17)

Согласно выводам предыдущего параграфа положим gdr

dp

*

, следовательно,

p*=gr+С, где С – константа интегрирования.

Учитывая, что давления замеряются на забое при r=rc , запишем:

)()()()()()()( 111 tpTptpgrTpgrtpTptpp cccccccc (3.18)

Таким образом, КВД строится в координатах lnt – Δp(t) и обрабатывается

методом касательной также как и для маловязких нефтей [90]. Коэффициент

гидропроводности определяется по тангенсу угла наклона касательной α,

проведенной на конечном участке кривой. Коэффициент пьезопроводности – по

76

отрезку А, отсекаемому касательной на оси Δp(t).

)exp(25,2

,4

2

tg

Ar

tg

Qkh c (3.19)

Если известны коэффициенты проницаемости k, упругоемкости β* и

коэффициент гидропроводности, то можно определить коэффициент динамической

вязкости.

Проведем обработку КВД скважины, дренирующей залежь высоковязкой

нефти методом Хорнера:

В этом случае, время работы скважины до остановки Т, сравнимо со временем

восстановления давления t.

Из уравнения (3.14), с учетом приближенного значения интегрально-

показательной функции малого аргумента, запишем давление восстановления p1с(t)

t

tT

kh

Qptp c

ln4

)( 101 (3.20)

Проведем замену приведенного давления p1 на истинное давление p.

CgRppCgrpp occc 011 , (3.21)

где R – радиус контура питания, на котором поддерживается постоянное

давление p0.

В результате получим

t

tT

kh

QrRgptp cc

ln4

)()( 0 (3.22)

Коэффициент гидропроводности определяем также как и для маловязких

нефтей. По отрезку В, отсекаемому касательной к конечным точкам КВД на оси

pс(t), найдем величину начального пластового давления.

)(,4 0 crRgBP

tg

Qkh

(3.23)

Если начальное пластовое давление известно, то можно определить начальный

градиент давления

crR

BPg

0 (3.24)

Заметим, что определение начального градиента по (3.24), существенно

зависит от точности (достоверности) замеренного начального пластового давления и

77

от выбора радиуса контура питания.

3. Расчет параметров по КПД

Для этого воспользуемся соотношением (3.13), в котором интегрально-

показательную функцию заменим ее приближенным значением и примем

CgrrpCgRp cc )(,)( ** , положим ),()( 0 trpptp c , тогда из (3.13) получим

)(25,2

ln4

ln4

)( 2 cc

rRgrkh

Qt

kh

Qtp

(3.25)

Откуда

tg

Qkh

4. По отрезку В, отсекаемому на оси pс(t), определяем

начальный градиент давления

c

c

rRr

tgB

g

2

25,2ln*

(3.26)

Если начальный градиент давления известен, например, по результатам

обработки гидродинамических исследований на установившихся режимах

фильтрации [91], то из (3.26) определяется коэффициент пьезопроводности.

Рассмотрим скважину 91 Русского месторождения, интервал перфорации 889-

893м. КВД. Время КВД снятия 9 часов 50 минут, до этого скважина отработала в

течении 2-х часов с дебитом равным 4,8 м3/сут, толщина нефтенасыщенной толщи

h= 3,7м. Время исследования сравнимо с временем работы скважины Т=2 часа.

После обработки результатов исследования методом Хорнера была построена

кривая КВД рис. 3.1.

Рисунок 3.1 - КВД скв. 91 Русского месторождения, время работы скважины

до остановки 2 часа.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0,000 0,500 1,000 1,500 2,000

Ln((T+t)/t)

P, МПа

78

Коэффициенты гидропроводности, подвижности и проницаемости равны

соответственно ε = 0,002 мкм2м/мПа·с, к/μ = 0,000551мкм2/мПа·с, к = 0,079 мкм2

при коэффициенте динамической вязкости μ = 144 мПас. Начальный градиент

давления равен: g = 0,213 МПа/м [91]. Отрезок В=8,42 МПа. По формуле (3.23)

определим расчетное значение начального пластового давления, радиус контура

питания определим по формуле, приведенной в [92] учитывающей особенности

фильтрации высоковязких жидкостей, R=5,88м. Расчетное пластовое давление будет

равно 9,67 МПа.

Анализируя полученное решение (3.13), можно сделать следующие выводы:

1) необходимо знать (уметь строить) функцию p*(r), которая соответствует

начальному градиенту давления;

2) функция p*(r) должна быть ограничена;

3) решение уравнения пьезопроводности при помощи функции p1(r) позволяет

использовать метод суперпозиций, в частности, для интерпретации результатов

КВД, КПД:

4) применение метода суперпозиций позволяет определить коэффициенты

гидропроводности, причем формулы, полученные для маловязких нефтей, остаются

справедливыми.

5) методом Хорнера при известном начальном градиенте давления

рассчитывается начальное пластовое давление и наоборот.

3.2 Особенности вытеснения вязкопластичной нефти водой

Высоковязкие нефти в отличие от маловязких, легких нефтей имеют

особенности строения, физических свойств, химического состава. Это влияет на

процессы фильтрации, вытеснения нефти и, в конечном счете, на нефтедобычу. Для

описания процессов фильтрации, учитывающих особенности высоковязких нефтей,

отечественными авторами А.Х. Мирзаджанзаде, А.Т. Горбуновым [93, 94] и

другими разработаны три модели фильтрации. Применение любой технологии для

повышения нефтеотдачи, построение гидродинамических моделей фильтрации

высоковязких нефтей должны основываться на одной из трех моделей выбор,

79

которой определяется физическими свойствами нефтей и коллектора.

Рассмотрим процесс поршневого вытеснения вязкопластичной нефти,

соответствующей первой модели фильтрации, холодной водой при пластовой

температуре [87].

Пусть нагнетательная скважина работает с постоянной приемистостью Qв=Q.

Начальное пластовое давление P0. Эксплуатационные скважины находятся на

расстоянии R. Температура закачиваемой в пласт воды совпадает с пластовой

температурой, теплообменом между нефтью и водой пренебрегаем, вытеснение

гидродинамическое. При поршневом вытеснении нефти водой зона двухфазной

фильтрации отсутствует, фронтом вытеснения движения является вода.

Уравнение пьезопроводности для закачиваемой в пласт воды примет вид:

gr

r

pr

rrt

p . (3.27)

Начальное условие

p(r,0)=p0.

Граничные условия

qr

pr

crr

2

Qq (3.28)

где Q – приемистость скважины, ε – коэффициент гидропроводности воды, g –

начальный градиент давления. По первой модели фильтрации начальный градиент

давления величина постоянная.

Граничное условие на фронте вытеснения примет вид:

gr

ptr

)( (3.29)

Здесь p – давление воды в зоне вытеснения, ρ(t) – радиус фронта вытеснения.

Знак минус соответствует закачке воды.

Для определения распределения давления в зоне вытеснения применим метод

интегральных соотношений, решение будем искать в виде [92] и в результате

получим:

)()())((

)(),( 0 t

rLn

t

rqtg

t

rqLnptrp

n

n

. (3.30)

80

n=1,2,3..

Радиус фронта вытеснения определяется из кубического уравнения

0)()2()(4

)4()( 223

tgrqnt

nqntg c (3.31)

Уравнение (3.31) совпадает с уравнением, полученным для определения

радиуса зоны возмущения давления добывающей скважины [92]. Но в (3.31) все

параметры, кроме g, являются характеристиками фильтрации воды.

Зависимость времени от радиуса фронта вытеснения примет вид:

)()2(4

)4()(4)(2

2

cgrqn

nqntgtt

. (3.32)

Из (3.32) следует, что q-grc>0 или

ckhgrQ

2 .

Таким образом, на время продвижения фронта вытеснения существенно

влияют коэффициент гидропроводности вытесняющей жидкости, начальный

градиент давления и приведенный радиус скважины. Начальный градиент давления

пропорционален динамической вязкости нефти и зависит от размеров поровых

каналов и физических свойств коллектора.

Отметим, что при не поршневом вытеснении в пласте возникает двухфазная

фильтрация. Для определения распределения давления нефти и воды в зоне

совместной фильтрации необходимо знать зависимости относительных фазовых

проницаемостей от коэффициента водонасыщенности.

Гидродинамический фронт вытеснения нефти горячей водой опережает

тепловой фронт. Физика процесса: нефть и пласт нагреваются медленнее, чем

происходит гидродинамическое вытеснение [53]. На первом этапе холодная нефть

вытесняется горячей водой (практически поршневое вытеснение). На втором,

нагретая нефть вытесняется горячей водой. Заметим, что принятая модель

поршневого вытеснения холодной нефти горячей водой справедлива для

двухфазной фильтрации. Для несжимаемых жидкостей [95] среднее давление

вытеснения (p) равно

1 / (3.33)

Где , – давление воды и нефти, соответсвенно, – капиллярное

81

давление, – функция Бакли-Леверетта ∗

∗ ∗ , (3.34)

s – коэффицент водонасыщенности; ∗, ∗ - относительные фазовые

проницаемости коллектора для воды и нефти; , – динамические вязкости воды

и нефти.

При вытеснениии холодной нагретой нефти < следовательно, = 1.

Из (3.33) следует, что среднее давление p=p1. Таким образом, уравненение (3.27),

решение (3.30) и формула (3.32) справедливы для непоршневого вытеснение

холодной нефти горячей водой в интервале между гидродинамическим и тепловым

фронтами вытеснения.

В результате гидродинамических испытаний и эксплуатации скважин

месторождения Катангли установлен значительный вынос механических примесей

(КВЧ до 0,5 мг/л жидкости). В призабойной зоне пласта коллектор,

слабосцементированный, разрушался даже при небольших депрессиях и забойных

давлениях 6,0-8,6 МПа, величина забойного давления превышала предел прочности

породы, приведенный радиус скважины в процессе эксплуатации увеличивается.

Для предотвращения выноса механических примесей и закрепления призабойной

зоны использовали полимерные композиции «Геотерм-01» [96].

Определим время продвижения фронта вытеснения (3.32) для разных значений

приемистости от 300 м3/сут до 80 м3/сут., начальный градиент давления постоянный.

Пример 1.

Пусть k=3*10-13м2,µв=1мПас, βв=2*10-41/МПа, g=0,473МПа/м, R=100м.

Результаты расчетов приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Зависимость время продвижения фронта вытеснения нефти

водой от приемистости.

Q 300 м3/сут. 150 м3/сут 80 м3/сут g=0 n t cут t сут t cут t cут 1 2,53 7,70 186,88 0,009 2 1,43 4,35 105,31 0,012 3 0,92 2,80 67,56 0,014

82

При постоянной приемистости с увеличением численного параметра n время

продвижения фронта вытеснения убывает. С уменьшением приемистости время

возрастает. Если начальным градиентом давления пренебречь (последний столбец

g=0), то время достижения менее одних суток. Давление на забое нагнетательной

скважины меняется от 9,3 до 9,21 МПа. Превышает предел прочности породы.

Частицы породы закупоривают поровые каналы в призабойной зоне пласта вокруг

нагнетательной скважины. Причем, в первую очередь каналы большого диаметра,

проницаемость высокопроницаемых прослоев резко уменьшается, приемистость

падает. Увеличивается время достижения границы R. Из условия (3.32) следует, что

с возрастанием приведенного радиуса скважины время возрастает.

Пусть при Q=150 м3/сут приведенный радиус меняется от 0,154 м до 0,195 м.

Значения t приведены в таблице 3.2. Сравнивая расчетные значения таблиц 1 и 2,

отметим, что величина приведенного радиуса скважины существенно влияет на

время распространения фронта вытеснения.

Таблица 3.2 - Изменение времени фронта вытеснения от приведенного

радиуса скважины.

rпр,м 0,154 0,194 n t cут t cут. 1 18,34 889,93 2 10,35 502,29 3 6,66 322,86

Пример 2. Пусть добывающая и нагнетательная скважины начали работать

одновременно. Примем приведенный радиус скважин одинаковым 0,194 м.

Приемистость нагнетательной скважины равна 150 м3/сут, дебит добывающей

скважины 10 м3/сут время работы скважин 80 суток.

Таблица 3.3 - Расчет радиусов вытеснения нефти водой и радиуса зоны

возмущения давления добывающей скважины.

n ρв(t) ρн(t) 1 44,58 86,57 2 53,90 105,87 3 62,42 121,11

При одновременном начале эксплуатации радиус зоны возмущения давления

добывающей скважины в два раза превышает радиус фронта возмущения давления

нагнетательной скважины.

83

Итак, при поршневом вытеснении нефти водой гидродинамический фронт

вытеснения зависит не только от физических свойств коллектора, но и от

начального градиента давления вытесняемой нефти. Распространение фронта

вытеснения высоковязкой нефти происходит медленнее, чем фронт вытеснения

маловязкой нефти. На скорость фронта вытеснения влияют степень

сцементированности коллектора, вынос механических примесей свидетельствует о

разрушении первоначальной фильтрационно-емкостной системы в ПЗП

добывающих и нагнетательных скважин. Следовательно, на моделирование

технологических процессов и конечную нефтеотдачу.

Как было установлено разрушение призабойной зоны пласта (увеличение

приведенного радиуса скважины) замедляет рост вытеснения нефти водой. Таким

образом, является актуальной задача об уменьшении выноса механических

примесей в слабоцементированных коллекторах.

При непоршневом вытеснении нефти за фронтом вытеснения в пласте

возникает зона двухфазной фильтрации. Размеры этой зоны зависят от

фильтрационных параметров пласта, физических свойств вытесняемой и

вытесняющей жидкостей [96].

3.3 Анализ работ по изоляции водопескопроявлениям на скважинах

месторождений «РН-САХАЛИНМОРНЕФТЕГАЗ»

Современное состояние разработки многих месторождений нефти в ООО

«РН-Сахалинморнефтегаз» характеризуется снижением дебитов скважин,

повышением их обводненности, значительными водопескопроявлениями, наличием

фонда простаивающих скважин и низким коэффициентом извлечения нефти (КИН).

В первую очередь это относится к месторождениям, представленными залежами со

слабосцементированными коллекторами. Длительные периоды эксплуатации

скважин обусловили возникновение негерметичности колонн и заколонных

перетоков воды, обводнение продуктивных пластов, их разрушение и образование

песчаных пробок. Форсированные отборы жидкости, а иногда и бессистемное

84

закачивание воды, создали условия для прорыва нагнетаемой воды к забоям

эксплуатационных скважин. Все эти обстоятельства приводят к значительному

количеству неработающих скважин по причине высокой обводненности и наличия

песка (КВЧ до 0,5 мг / 1 л жидкости) в продукции. Отключение этих скважин из

процесса разработки не позволяет достичь проектных величин добычи и

коэффициента извлечения нефти. В этой ситуации остается актуальной проблема

эффективного проведения мероприятий по ограничению и ликвидации

водопескопроявлений.

Для ограничения водопескопроявлений на месторождения ООО «РН-

Сахалинморнефтегаз» (Набиль, Катангли, Шхунное, Монги, З-Сабо, Мухто) были

проведены ремонтно-изоляционные более чем на 15 скважинах в период с 2007 по

2010 год. В качестве изоляционного материала применяли полимерные композиции

«Геотерм-01» разработанные компанией НПФ «Геотерм». По составу представляет

собой продукт поликонденсации фенола с формальдегидом в щелочной среде,

модифицированные алкилрезорцином [96, 97]. Самая большая часть ремонтно-

изоляционных работ приходится на месторождении Набиль, в которой было

выполнено 9 скважин операций таблица 1. В 2007 году было выполнено две работы

на скважинах № 72 и № 158 по ограничению выноса песка и водопроявлений. По

скважине № 72 получен положительный эффект по увеличению МРП на 35 суток

после обработки и увеличение дебита нефти на 0,8 т/сут и жидкости на 3 м3/сут. По

скважине № 158 не был получен положительный эффект, в связи с

негерметичностью эксплуатационной колонны. В феврале 2010 года были

проведены повторные работы закрепления призабойной зоны полимерной

композицией «Геотерм-01» по предотвращению выноса песка. Проводились так же

экспериментальные лабораторные исследования по закреплению проппанта в

трещине ГРП в лаборатории моделирования и исследования пластовых систем в

Институте геологии и геоинформатики ТюмГНГУ. В модель трещины ГРП

продавливались разработанные композиции на основе смолы «Геотерм-001»,

порообразователя, отвердителя «Геотерм-101» и модифицированного

доотмывающего раствора (МДР), увеличивающего проницаемость и проводимость

85

модели проппантной пачки. Исследования показали, что проппант закрепляется

достаточно прочно, проницаемость увеличивается с ростом концентрации

порообразователя (концентрация в 7,0 % порообразователя является критической,

образец крепится недостаточно прочно, а концентрация порообразователя в 3-6 %

будет оптимальной) [98]. Скважина № 72 находится в работе по сегодняшний день,

а скважина № 158 выводилась на режим. В период с 2008 по 2010 год работы,

проведенные по ограничению выноса песка и предотвращения образования

песчаных пробок, были более успешны по сравнению с 2007 годом. Из 8 скважинно-

операций успешными были, 7 и только на одной скважине не был получен

успешный результат. На скважинах № 151, 168, 179 проведенные работы по

закреплению призабойной зоны полимерной композицией «Геотерм-01» были

получены положительные результаты по увеличению МРП, дебита нефти и

жидкости. Результаты проведенных работ в 2010 году еще не определены, в связи

работой их по сегодняшний день. Пример не успешного проведения обработки

призабойной зоны полимерной композицией «Геотерм-01» является скважина №

121. Произошел прихват НКТ после обработки. Так же была проведена одна работа

по изоляции перетока воды из выше лежащего водоносного пласта.

Так же с 2007 по 2009 года были проведены две работы по креплению

призабойной зоны на скважинах месторождении Катангли (табл. 3.5).

Положительный эффект был получен по скважине № 433, что после обработки

призабойной зоны дебит нефти увеличился на 1,7 т/сут, увеличился МРП на 34

суток и произошло снижение дебита по жидкости до 25 м3/сут. В 2009 году были

проведены работы на скважине № 241 по которой не были получены

положительные результаты.

86

Таблица 3.4 - Результаты применения полимерной композиции «Геотерм-01»

на скважинах месторождения Набиль

№ скв.

Дата обработки

Интервал перфорации (нарушения),

м

Параметры работы скважины Примечание (материалы,

последовательность работы)

До обработки пласта После обработки

пласта

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Ограничение водо- и пескопроявлений

№ 72

17.11.2007 699-710 28 5,5 4 31 6,3 39

№ 158

17.11.2007 630-642 25 4,6 3 25 4,6 3 Негерметичность

Э/К Ограничение пескопроявлений

№ 151

07.05.2008 661-666 7,2 1,8 4 15 5,6 15

№ 168

09.05.2008 620-629 9,2 4,2 29 10 5,4 58

№ 151

30.07.2009 661-666 24 1,7 34 9,2 1,5 106

№ 179

01.08.2009 632-647 26 2,9 61 15,9 3,6 165

№ 121

10-13.02.2010

602-630 30 12,7 18 16 7 Вывод на режим

№ 167

12.02.2010 665-667 11,6 5,7 22 11 5,8 В работе с

14.02.2010 по сегодняшний день

№ 72

23.02.2010 699-710 20,8 5,4 11 19 6,02 В работе с

25.02.2010 по сегодняшний день

№ 158

27.02.2010 610-624 20 5,4 19 26 2,5 Вывод на режим

№ 160

28.02.2010 636-642 25 4,7 18 30 6 Вывод на режим

Водоизоляционные работы №

185 30.07.2009 618-628 36 2,45 260 30 3,1

В работе по сегодняшний день

Таблица 3.5 - Результаты применения полимерной композиции «Геотерм-01»

на скважинах месторождения Катангли

№ скв.

Дата обработки

Интервал перфорации (нарушения),

м

Параметры работы скважины Примечание (материалы,

последовательность работы)

До обработки пласта После обработки

пласта

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Ограничение водо- и пескопроявлений

№ 433

22.11.2007 144-165 26 1 30 25 2,7 64

№ 241

22.07.2009 101-106 37 0,9 25 29 5,7 84

87

Положительные результаты по обработке призабойной зоны полимерной

композицией «Геотерм-01» были достигнуты на скважинах месторождения Монги

(табл. 3.6). Работы проводились на скважинах № 53 и 348 по ограничению притока

воды в скважину и ограничению выноса песка. На скважине № 53 обработку

проводили в 2008 году и были получены следующие результаты: до обработки

полимерной композицией «Геотерм-01» скважина работала с дебитом Qж-57,7

м3/сут, Qн-11,1 т/сут и МРП 29 суток. После обработки полимерной композицией

«Геотерм-01» работа скважины вышла, на режим Qж-56 м3/сут дебит по жидкости

уменьшился, на 1,7 м3/сут, Qн-9,7 т/сут дебит по нефти уменьшился на 1,4 т/сут и

МРП составил 83 суток. Ремонт скважины был успешным.

Неудачная работа по изоляции притока воды и выноса песка полимерной

композицией «Геотерм-01» произошла на скважине № 114 месторождения Мухто

(табл. 3.7). Не успешность операции произошла в связи не герметичностью

эксплуатационной колонный выше интервала перфорации.

Таблица 3.6 - Результаты применения полимерной композиции «Геотерм-01»

на скважинах месторождения Монги

№ скв.

Дата обработки

Интервал перфорации (нарушения),

м

Параметры работы скважины Примечание (материалы,

последовательность работы)

До обработки пласта После обработки

пласта

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Ограничение водо- и пескопроявлений

№ 53

20.05.2008 1400-1406 57,7 11,1 29 56 9,7 83

№ 348

08.02.2010 1526-1542 70 12,8 92 87 17,9 В работе с

10.02.2010 по сегодняшний день

Таблица 3.7 - Результаты применения полимерной композиции «Геотерм-01»

на скважине № 114 месторождения Мухто

№ скв.

Дата обработки

Интервал перфорации (нарушения),

м

Параметры работы скважины Примечание (материалы,

последовательность работы)

До обработки пласта После обработки

пласта

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Ограничение водо- и пескопроявлений

№ 114

09.08.2009 953-958 64 7,8 70 54 15 179

88

Успешное проведение ремонтно-изоляционной работы на месторождении

Шхунное с использованием полимерной композиции «Геотерм-01» на скважине №

86 представлено в таблице 3.8. Обработка проводилась в 2007 году и до обработки

скважина работала с дебитом Qж-5,1 м3/сут, Qн-2,2 т/сут, содержание взвешенных

частиц в добываемой продукции составляла 20000мг/л. После ремонта скважины

вышла на режим Qж-5,8 м3/сут, Qн-2,67 т/сут. Прирост по нефти после ремонта в

среднем составило 0,5 т/сут, а обводненность снизилась на 6,6 %. Ремонт скважины

признан успешным.

Таблица 3.8 - Результаты применения полимерной композиции «Геотерм-01»

на скважине № 86 месторождения Шхунное

№ скв.

Дата обработки

Интервал перфорации (нарушения),

м

Параметры работы скважины Примечание (материалы,

последовательность работы)

До обработки пласта После обработки

пласта

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

Qж м3/сут

Qн т/сут

МРП сут

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Ограничение водо- и пескопроявлений

№ 86

30.11.2007 1108-1121 5,1 2,2 КВЧ

20000 мг/л

5,8 2,67 КВЧ 5000 мг/л

Получен прирост по нефти в среднем

+ 0,5 т/сут, обводненность

снизилась на 6,6 %

После проведенного анализа применения полимерной композиции «Геотерм-

01» на месторождениях ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» можно сделать следующие

выводы:

Из 15 скважин проведенных ремонтно-изоляционные работы были

достигнуты успешные результаты в 12 скважинах. Существенно увеличилось МРП,

а так же снизилась обводненность. В трех скважинах с не успешным проведением

обработки скважин с полимерной композицией «Геотерм-01» связано с отсутствием

достоверных данных по характеру обводнения скважин, созданием необоснованных

депрессий на пласт с применением гидрожелонок и так же отсутствием циркуляции

на скважинах.

89

Успешность проведенных операций на скважинах ООО «РН-

Сахалинморнефтегаз» полимерной композицией «Геотерм-01» составляет 80 %.

Полученные результаты показывают эффективность технологии

полимерной композиции «Геотерм-01» и экономическую эффективность метода

интенсификации добычи нефти, применяемого на месторождениях, находящихся на

поздней стадии эксплуатации.

Выводы по разделу 3

1) При поршневом вытеснении нефти водой гидродинамический фронт

вытеснения зависит не только от физических свойств коллектора, но и от

начального градиента давления вытесняемой нефти. Получено решение уравнения

пьезопроводности для вяскопластичной нефти с учетом начального градиента

давления. Показано, что распространение фронта вытеснения высоковязкой нефти

происходит медленнее, чем фронт вытеснения маловязкой нефти.

2) Установлено, что время вытеснения вязкопластичной нефти водой при

поршневом вытеснении зависит от коэффициента гидропроводности вытесняющей

жидкости, начального градиента давления и приведенного радиуса скважины.

3) На скорость фронта вытеснения влияют степень сцементированности

коллектора. Вынос механических примесей свидетельствует о разрушении

первоначальной фильтрационно-емкостной системы в ПЗП добывающих и

нагнетательных скважин (увеличение приведенного радиуса скважины) замедляет

рост вытеснения нефти водой, в связи с чем был предложен способ закрепления

призабойной зоны полимерной композицией «Геотерм-01» по предотвращению

выноса песка.

4) При непоршневом вытеснении нефти за фронтом вытеснения в пласте

возникает зона двухфазной фильтрации. Размеры этой зоны зависят от

фильтрационных параметров пласта, физических свойств вытесняемой и

вытесняющей жидкостей.

90

4 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ

СКВАЖИН НА СЕВЕРНОМ УЧАСТКЕ I БЛОКА I ПЛАСТА

МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАТАНГЛИ

4.1 Обоснование численной модели участка залежи месторождения

Катангли

Моделирование работы горизонтальных скважин осуществлялось в

гидродинамическом симуляторе Eclipse E100 с подключением термальной опции.

Размерность сектора составила 80×80×100 ячеек. Общее количество ячеек 640 000.

Размер ячейки по оси x – 12.5 м, по y – 12.5 м, по z – 0.24 м. Общая толщина

продуктивного пласта составила 24 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 18

м, начальное пластовое давление на уровне ВНК составило 7 атм. Средняя глубина

залегания залежи 150 м. Начальная пластовая температура составила 10 ºС.

Плотность нефти принималась равной 929 кг/м3. Зависимость вязкости нефти от

температуры определялось в качестве функции (рисунок 4.1), а зависимость

вязкости воды от температуры задавалась графически (рисунок 4.2).

Рисунок 4.1 – График зависимость вязкости нефти от температуры

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 50 100 150 200 250 300 350

Температура, °С

Вязкость нефти

, сП

з

91

Рисунок 4.2 – График зависимость вязкости воды от температуры

На рисунке 4.3 представлено сеточная аппроксимация участка залежи.

Расположение добывающей и нагнетательной скважины в трехмерной модели

представлено на рисунке 4.4.

Рисунок 4.3 – Графическое представление сеточной аппроксимации участка

залежи

Рисунок 4.4 – Графическое отображение расположения добывающей (сверху)

и нагнетательной (снизу) скважин в трехмерной модели

Моделирование разработки залежи производилось путем вскрытия

продуктивной части залежи 1 горизонтальной и 1 нагнетательной скважиной. Длина

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

0 50 100 150 200 250

Температура, °С

Вязкость воды

, сП

з

92

горизонтального участка скважин составляет 700 м, траектория скважин

прокладывалась одна под другой (расстояние между скважинами по оси Z

составляет 10 м). Давление на забое нагнетательной скважины поддерживалось на

уровне 10 атм., на забое добывающей скважины равным 2 атм. Ограничение по

дебиту жидкости по добывающим скважинам составляет 1000 м3/сут, по

приемистости нагнетательных скважин 1000 м3/сут. Всего было рассчитано два

варианта: 1 вариант с закачкой воды с температурой 10 °С, 2 вариант закачка

горячей воды нагретой до 98 °С. Основные графики изменения температуры,

насыщенности, давления представлены в главе 4.2.

Профиль горизонтальной части ствола выбран в форме синусоиды по

следующим причинам: а) коэффциент расчлененности коллектора равен 6; б)

увеличивается площадь фильтрации и, следовательно, дебит скважины (q=Sv, где v

– скорость фильтрации (притока флюида), S – площадь фильтрации). Выбор

обоснован моделированием процесса извлечения нефти (гидродинамической

моделью). Амплитуда равна 20 метров, длина волны 60 м.

4.2 Результаты расчета термического воздействия на участке залежи

месторождения Катангли

На рисунке 4.5 представлена динамика изменения температуры по рзрезу

добывающей и нагнетательной скважины. Начальное значение температуры для

моделирования работы пары горизонтальной скважины составило 10 0С. После

шести месяцев работы температура пласта повысилась до 54 0С. Проработав от

одного и до двух лет из динамики изменения температуры, по разрезу добывающей

и нагнетательной скважины видно, что температурное поле между скважинами

достиг до 98 0С и начинает распостранятся вверх и вниз. Через 60 месяцев работы

добывающей и нагнетательной скважины температура по разрезу составила 98 0С

всего моделируемого района скважины.

93

начальные условия динамика изменения температуры после

6 месяцев

динамика изменения температуры после

12 месяцев динамика изменения температуры после

24 месяцев

динамика изменения температуры после 60 месяцев

Рисунок 4.5 – Динамика изменения температуры по разрезу добывающей и

нагнетательной скважин

Динамика изменения распостранения теплового поля в районе пара

горизонтальной скважины за 60 месяцев работы представлено на рисунке 3.6. После

одного года рабты скважины температурное поле между скважинами составило 90 0С, а над скважинами составило 54 0С. За 24 и 60 месяцев работы скважины

температура между добывающей и нагнетательной скважины достигает 98 0С и

тепловое поле над скважинами увеличивается.

94

начальные условия динамика изменения температуры после

12 месяцев

динамика изменения температуры после

24 месяцев динамика изменения температуры после

60 месяцев Рисунок 4.6 – Динамика изменения распространения теплового поля в районе

скважин

Динамика изменения давления за период работы скважины представлено на

рисунке 4.7. Начальные условия по давлению были следующими: на кровле пласта

давление составляло 5,9 атм., а на подошве пласта составляло 7,6 атм.. За 6 месяцев

работы скважины давление на подошве пласта достигло максимального значения и

составило 10,9 атм.. Давление между добывающей и нагнетательной скважиной

составило 7,6 атм. После 12, 24 и 60 месяцев работы скважины давление на подошве

пласта составило 10 атм., а на кровле с течением времени изменялось. Так

проработав год, на кровле пласта давление составило 5 атм., а давление между

скважинаим осталось на прежнем уровне. Проработав от двух до четырех лет

давление на кровле пласта держалось примерно на одном уровне от 7,5 до 8 атм..

95

начальные условия динамика изменения давления после 6

месяцев

динамика изменения давления после 12

месяцев динамика изменения давления после 24

месяцев

динамика изменения давления после 60 месяцев

Рисунок 4.7 – Динамика изменения пластового давления по разрезу скважин

Динамика изменения вязкости нефти по разрезу скважин представлен на

рисунке 4.8. Начальная вязкость в модели задавалась 1083,7 мПа·с. За шесть месяцев

работы скважины вязкость нефти в пласте между добывающей и нагнетательной

скважиной составила 25,6 мПа·с, а через год вязкость нефти вокруг добывающей и

нагнетательной скважины достиг 25,6 мПа·с. Начальная температура пласта 100С.

начальные условия динамика изменения вязкости нефти

после 6 месяцев

динамика изменения вязкости нефти после 12 месяцев

Рисунок 4.8 – Динамика изменения вязкости нефти по разрезу скважин

96

Динамика изменения насыщенности нефти по разрезу скважин представлен на

рисунке 4.9. Начальная нефтенасыщенность нефти составляла 85 %. Траектория

горизонтальной добывающей и нагнетательной скважины выглядит ввиде

синусоиды и после шести месяцев работы скважины в нижней части

нефтенасыщенность снизилось до 45 %. Через год нефтенасыщенность в районе

добывающей скважины составляло в пределах от 0,43 % до 0,6 %. Через два года

работы скважины нефтенасыщенность в районе нагнетательной скважины

составляла порядка 0,17 %. В районе добывающей скважины нефтенасыщенность

составляла 0,34 %. После 60 месяцев работы скважины нефтенасыщенность между

добывающей и нагнетательной скважиной составляла 0,17 %.

начальные условия динамика изменения насыщенности

после 6 месяцев

динамика изменения насыщенности

после 12 месяцев динамика изменения насыщенности

после 18 месяцев

динамика изменения насыщенности

после 24 месяцев динамика изменения насыщенности

после 60 месяцев Рисунок 4.9 – Динамика изменения насыщенности по разрезу скважин

Результаты расчетов в графическом ввиде представлены на рисунках 4.10 –

4.16. Динамика температуры добываемой жидкости по двум вариантам представлен

на рисунке 4.10. При первом варианте закачки жидкости при температуре 10 0С

температура добываемой жидкости составляет 10 0С. Конец разработки достигается

97

27 мая 2016 года. При втором варианте закачки жидкости температурой 98 0С

температура добываемой жидкости за первый и второй год работы скважины

составляет 87 0С. За 01.01.2014 год температура добываемой жидкости составляет

90,7 0С. Конец разработки второго варианта достигается в конце 2029 года и

температура добываемой жидкости составляет 95,8 0С.

Рисунок 4.10 – Динамика температуры добываемой жидкости по двум

вариантам (вариант Т10 – закачка жидкости при температуре

10 °С, вариант Т98 – закачка жидкости при температуре 98 °С)

Динамика дебита нефти по двум вариантам представлена на рис. 4.11. По

первому варианту за весь срок эксплуатации скважины дебит нефти в среднем

составил 8 м3/сут.

Рисунок 4.11 – Динамика дебита нефти по двум вариантам (вариант Т10 –

закачка жидкости при температуре 10 °С, вариант Т98 –

закачка жидкости при температуре 98 °С)

0

20

40

60

80

100

120

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Дата

Температура добы

ваемой

жидкости

, °С

Т10 Т98

0

20

40

60

80

100

120

140

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Дата

Дебит нефти

, м3/сут

Т10 Т98

98

По второму варианту максимальное значение дебита нефти достиг в первый

год работы скважины 22 октября 2012 года значением 128,15 м3/сут, а к концу года

значение дебита нефти составил 73,5 м3/сут. Падение дебита нефти происходило до

30 июля 2013 года до 50 м3/сут, затем начался рост и к концу года составил 52,5

м3/сут. Рост дебита нефти продолжился до 7 февраля 2014 года до 52,61 м3/ сут

после чего продолжилось снижение дебита нефти. К концу года дебит нефти

составил 45,1 м3/сут. С 2015 года происходит плавное снижение дебита нефти с

45 м3/сут до 2030 года – 15 м3/сут.

Динамика добычи жидкости по двум вариантам представлен на рисунке 3.12.

По первому варианту дебит жидкости за первый год работы скважины составил 107

м3/сут, за второй год – 188 м3/сут, за третий год – 271 м3/сут, за четвертый год –

352,4 м3/сут и до 27.05.2016 дебит жидкости составил 384,7 м3/сут. По второму

варианту до 18 октября дебит жидкости возростал и достиг 1000 м3/сут и до конца

эксплуатации скважины 01.01.2029 г. дебит жидкости составлял 1000 м3/сут.

Рисунок 4.12 – Динамика добычи жидкости по двум вариантам (вариант Т10 –

закачка жидкости при температуре 10 °С, вариант Т98 –

закачка жидкости при температуре 98 °С)

Динамика обводненности скважины по двум вариантам представлен на

рисунке 4.13. По первому варианту обводненность скважины за первый год

эксплаутуции составил 92 %, за второй год – 95,7 %, за третий год– 97 %, за

четвертый год – 97,8 % и до 27.05.2016 обводненность составило 98 %. По второму

0

200

400

600

800

1000

1200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Дата

Дебит жидкости

, м3/сут

Т10 Т98

99

варианту обводненность за первый год эксплуатации скважины составляет 92,8 %,

за второй год работы скважины обводненность составляет 94,8 %, за третий год

работы – 95,4 %, за четвертый год – 96,2 %, за пятый год 96,8 % и до 01.01.2029 года

одводненность растет до 98,5 %.

Рисунок 4.13 – Динамика обводненности скважины по двум вариантам

(вариант Т10 – закачка жидкости при температуре 10 °С,

вариант Т98 – закачка жидкости при температуре 98 °С)

Рисунок 4.14 – Динамики приемистости скважины по двум вариантам

(вариант Т10 – закачка жидкости при температуре 10 °С,

вариант Т98 – закачка жидкости при температуре 98 °С)

Динамика приемистости скважины представлен на рисунке 3.14. По первому

варианту динамика приемистоти скважины изменяется так же как и динамика

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Дата

Обводненность

, д.ед.

Т10 Т98

0

200

400

600

800

1000

1200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Дата

Приемистость

, м

3/мут

Т10 Т98

100

добычи жидкости и в 27.05.2016 года достигает 384,18 м3/сут, а прекращается

закачка жидкости 29 ноября 2016 г. По второму варианту скважина проработав до

31 октября 2012 года была остановлена, т.к. примемистость достигла 1000 м3/сут и

до 01.01.2029 года держалась на одном уровне.

Начальное пластовое давление по первому варианту составляло 6,2 атм, а к

концу 2012 года и до 27 мая 2016 года составило 9,2 атм (рисунок 4.15). По второму

варианту начальное пластовое давление равняется 6,2 атм максимальное значение

пластового давления достигается 13 мая 2012 года. После чего снижается к концу

года становится 8,9 атм. Значение пластового давления 8,9-8,8 атм держится до

01.01.2029 г.

Рисунок 4.15 – Динамика пластового давления по двум вариантам (вариант

Т10 – закачка жидкости при температуре 10 °С, вариант Т98 –

закачка жидкости при температуре 98 °С)

Накопленная добыча нефти по первому варианту составила 12189,53 м3

(рисунок 4.16). По второму варианту накопленная добыча нефти составила

176854,5 м3.

0123456789

10

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Дата

Пластовое

давление,

атм

Т10 Т98

101

Рисунок 4.16 – Динамика накопленной добычи нефти по двум вариантам

(вариант Т10 – закачка жидкости при температуре 10 °С,

вариант Т98 – закачка жидкости при температуре 98 °С)

1. Моделирование показало, что с точки зрения интенсификации добычи и

повышения нефтеотдачи пласта наиболее эффективным из рассмотренных

вариантов является второй вариант закачка жидкости при температуре 98 0С.

2. Результат моделирования пара горизонтальной скважины демонстрирует

перспективность применения технологии термокапилярного дренирования

высоковязких нефтей для условий пласта месторождения Катангли.

3. Две горизонтльные скважин синусоидальным профилем позволят снизить

затраты на уплотнение сетки скважин по сравнению с традиционным вертикальным

бурением. Использование синусоидального профиля оправдано с точки зрения

максимального охвата пласта дренированием в условиях его послойной

неоднородности и большей поверхности дренирования скважины.

4.3 Обоснование технологий и рабочих агентов воздействия на пласты

На месторождении применяется закачка пара с последующим проталкиванием

созданной паровой оторочки холодной водой. Объем паровой оторочки, согласно

[99], должен быть равным 1 поровому пространству, входящему в элемент.

Рекомендуется сохранение данной технологии разработки.

020406080

100120140160180200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

Дата

Накопленная

добыча

нефти

,тыс.

м3

Т10 Т98

102

Дополнительно на неразбуренном северном участке I блока I пласта были

рассмотрены следующие технологии при одинаковом размещении 10

горизонтальных скважин с 300 м заканчиванием.

Выбор теплоносителя. В качестве источника теплоносителя были приняты:

горячая вода 150 С, пар 200 С с сухостью 0.4; пар 240 С с сухостью 0.6. Согласно

произведенным гидродинамическим расчетам технологических показателей

разработки наилучшими показателями характеризуется технология разработки с

применением пара пар 240 С с сухостью 0.6.

Таблица 4.1 - Результаты расчета

Вид рабочего агента Коэффициент извлечения нефти, доли ед.

горячая вода 150 С 0.251

пар 200 С с сухостью 0.4 0.386

пар 240 С с сухостью 0.6 0.399

Выбор давления нагнетания рабочего агента – наилучшими показателями

характеризуется вариант разработки с давлением нагнетания 2.0 МПа, однако

учитывая небольшую глубину залегания (от 40 до 140 м) к реализации

рекомендуется пар с давлением нагнетания 1.0-1.5 МПа.

Таблица 4.2 - Результаты расчета

Давление нагнетания Коэффициент извлечения нефти, доли ед.

1.0 МПа 0.392

1.5 МПа 0.405

2.0 МПа 0.425

Метод SAGD – парогравитационное воздействие – суть метода заключается в

размещении двух скважин: нагнетательной и добывающей в одной вертикальной

плоскости. Разогретая нефть под воздействием сил гравитации поступает к забою

добывающей скважины. Коэффициент извлечения нефти составит 0.404.

Пароциклическое воздействие – паротепловые обработки на добывающих

скважинах: закачка пара осуществляется в течение 30 дней, затем в течение 15 дней

остановка для распределения пара и в течение последующих 45 дней осуществляем

103

отбор жидкости. Затем цикл повторяется. Параметры пара: 280 С, 22 атм., 0.8

сухость. Коэффициент извлечения нефти составит 0.314.

На основании вышеизложенного, к реализации рекомендовано разбуривание

северного участка I блока I пласта горизонтальными скважинами с параметрами

пара: температурой 240С, сухостью 0.6 и давлением нагнетания 1.0-1.5 МПа.

На основании проведенных расчетов к реализации рекомендуется сохранение

существующей технологии разработки: закачка пара с последующим

проталкиванием созданной паровой оторочки холодной водой при этом планируется

достижение КИН 0,300.

4.4 Выбор плотности и размещения скважин

Выбор плотности сетки скважин осуществлен в [99]. К реализации

предложена семиточечная обращенная система размещения скважин с расстоянием

между скважинами 90-100 м. В связи с тем, что технологическая схема разработки

месторождения [99] составлена на материалах подсчета запасов нефти [100],

результаты которого положены в основу данного «Проекта...», и система разработки

практически реализована, рекомендуется сохранить утвержденную сетку скважин.

Дополнительно на неразбуренном северном участке I блока I пласта были

рассмотрены варианты по разбуриванию горизонтальными скважинами длиной 150

и 300 м, а также при последнем (300-метровом горизонтальном заканчивании

скважины) – расстояние между рядами скважин: 100 и 150 м, рис. 4.17.

Коэффициент извлечения нефти составили: 0.407 и 0.383 соответственно. К

реализации рекомендовано однорядное размещение горизонтальных скважин с

длиной 300 м и расстоянием между рядами 100 м.

104

 зависимость КИН

от расстояния между рядами скважин

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1

соотношение длин скважины и участка

КИН

, доли

ед

.

75 м 100 м 150 м 200 м

105

Рисунок 4.17 - Зависимость длины горизонтального участка скважины и КИН

(на рисунке принято a – расстояние между скважинами, м; l –

длина горизонтального ствола, м; желательность –

коэффициент, характеризующий оптимальные технико-

экономические показатели системы разработки).

4.5 Технологические показатели вариантов разработки

Рассматриваемые нефтяные и нефтегазовые залежи месторождения находятся

на поздней стадии разработки, и на данном этапе сложилась определенная

закономерность изменения технологических показателей во времени, которая

обусловлена комплексом природных и технологических факторов. В связи с этим,

при расчетах технологических показателей разработки были использованы

программный комплекс ROXAR для залежи I блока (северная часть) I.

Технологические показатели разработки рассчитаны и представлены:

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1Относительная длина /a

Желательн

ость

a=75 м a=150 м a=300 м a=450 м

106

I пласт

0 (базовый) вариант. Предусматривает разработку при сложившейся системе.

Проектный фонд – 397 скважин, из которых 73 нагнетательные. Динамика

добычи нефти типична для завершающей стадии разработки. Максимальный отбор

приходится на 2008 г. и составляет 92,6 тыс. т нефти. За проектный период

планируется отобрать 667 тыс. т нефти, 13117 тыс. т жидкости, закачать 3860 тыс. т

пара и 12277 тыс. м3 воды. С начала разработки отборы составят: 4822 тыс. т нефти,

или 41,3 % от начальных балансовых запасов, 37625 тыс. т жидкости. Закачка с

начала разработки составит: 11471 тыс. т пара и 16612 тыс. м3 воды.

I вариант. Отличается от базового увеличением проектного фонда за счет

бурения 142 вертикальных скважин, в том числе 73 добывающих.

Предусматривается ввод из простоя 85 скважин, в том числе 65 добывающих. 9

скважин переводятся из нефтяного в нагнетательный фонд, из них 4 действующие.

Проектный фонд – 539 скважин, из которых 142 нагнетательные.

Максимальный отбор нефти – 252,3 тыс. т будет достигнут в 2014 г. За проектный

период планируется отобрать 1895 тыс. т нефти, 26106 тыс. т жидкости, закачать

6874,5 тыс. т пара и 24172 тыс. м3 воды. С начала разработки отборы составят:

6050,5 тыс. т нефти, или 51,9 % от НБЗ, 50613 тыс. т жидкости. Закачка с начала

разработки составит: 14485,5 тыс. т пара и 28507 тыс. м3 воды.

II вариант. Отличается от 1 уменьшением проектного фонда на 102 единицы.

Сокращается вертикальное бурение на 112 скважин, из них 95 по добывающему

фонду. Проводится бурение 10 горизонтальных скважин (в том числе 6

добывающих) с забоем длиной 300 м. Ввод из простоя увеличивается до 103

скважин, в том числе 80 добывающих. 10 скважин переводятся из нефтяного в

нагнетательный фонд, из них 4 действующие.

Проектный фонд – 437 скважин, из которых 90 нагнетательные. Максимальный

отбор нефти – 178,0 тыс. т будет достигнут в 2013 г. За проектный период

планируется отобрать 1915 тыс. т нефти, 24145 тыс. т жидкости, закачать 6875 тыс. т

пара и 19107 тыс. м3 воды. С начала разработки отборы составят: 6070 тыс. т нефти,

или 52,0 % от НБЗ, 48653 тыс. т жидкости. Закачка с начала разработки составит:

107

14486 тыс. т пара и 23442 тыс. м3 воды.

4.6 Результаты пароциклической эксплуатации горизонтальных скважин

в условиях строения I блока I пласта месторождения Катангли

Выбран опытный участок (рисунок 4.18), состоящий из добывающих

горизонтальных скважин №№ 1г, 2г, 3г, 4г, 5г, 6г, 7г, 8г, 9г, 10г. По авторским

рекомендациям построены скважины № 1 г и № 2 г.

Рисунок 4.18 – Фрагмент карты накопленных отборов жидкости

месторождения Катангли

Скважина № 1г построена в 2010 году, длина горизонтального участка

составила 543 м глубина скважины 72 м. При вводе в эксплуатацию дебит по нефти

составил 6,8 т/сут, обводненность продукции 37 %. В начальный период

эксплуатации горизонтальных скважин возникла проблема не достижения уровня

добычи ВВН, который связан с низким пластовым давлением и задержкой начала

закачки пара. До применения ПТО средний дебит нефти составлял 2,7 т/сут

накопленная добыча нефти 1556,4 тонн. С 20.12.2011 по 29.01.2012 г проводили

108

закачку пара 13,157 тыс. т. С 11.02.2012 г начали добычу нефти и средний дебит

составил 11,8 т/сут, прирост дебита нефти - 9,1 т/сут, кратность увеличения 4,4. По

состоянию на 19.04.2012 накопленная добыча по нефти составила 535 т. После 14

месяцев накопленная добыча нефти составляет 2091,4 тонн, обводненность не

превышает 4 %, работа скважины в целом эффективна. Динамика технологических

показателей работы скважины представлена на рисунке 4.19.

Рисунок 4.19 – Динамика дебита нефти и закачки пара горизонтальной

добывающей скважины № 1г.

Скважина № 2г построена в 2010 году, длина горизонтального участка

составила 612 м, глубина скважины 68 м. При вводе скважины из бурения дебит по

нефти составил 3,6 т/сут, обводненность продукции 3 %. На 16.08.2011 г. дебит по

нефти составил 0,8 т/сут, обводненность 1 %. Накопленная добыча по нефти

составила 351,8 т. С 25.08.2011 г. начата закачка пара и на 04.10.2011 г. накопленная

закачка пара составила 12,476 тонн. Добычу нефти возобновили с 13.11.2011 дебит

по нефти составил 1,8 т/сут и на 21.04.2012 г накопленная добыча нефти составила

280,5 т. Работа скважины не эффективна. Кратность увеличения дебита после ПТО

составила 3,9, а прирост 2,3 т/сут, дебит после ПТО 3,1 т/сут. По данной скважине

была досрочно остановлена закачка пара вследствие его прорыва в открытую

скважину № 510. После 17 месяцев эксплуатации накопленная добыча нефти

составила 733,3 т обводненность 99,9 %.

Скважина № 1 ГЭ

0

5

10

15

20

25

30

35

0 100 200 300 400 500 600 700

жидкость нефть

Прове

дение ПТО

109

Рисунок 4.20 – Динамика дебита нефти и закачки пара горизонтальной

добывающей скважины № 2г.

Скважина № 3г построена в 2010 году, длина горизонтального участка

составила 654 м, глубина скважины 69 м. При вводе скважины из бурения дебит по

нефти составил 12,6 т/сут, обводненность 10 %. По состоянию на 18.09.2011 г. дебит

по нефти составляет 0,3 т/сут, обводненность 10 %. Накопленная добыча по нефти

составила 114,2 т. Работа скважины в целом не эффективна. На протяжении 14

месяцев эксплуатации обводненность скважины изменялась от 80 до 10 %.

Рисунок 4.21 – Динамика дебита нефти горизонтальной добывающей

скважины № 3г.

Скважина №4г построена в 2011 году, длина горизонтального участка

составила 604 м глубина скважины 85 м. При вводе скважины из бурения дебит по

нефти составил 0,515 т/сут, обводненность продукции 95 %. На 22.04.2012

накопленная добыча нефти составила 233 т, обводненность 85 % с 22 февраля 2012

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

21 июл

10

3 авг

10

16 авг

10

29 авг

10

11 сен

10

24 сен

10

7 окт

10

20 окт

10

2 ноя

10

15 ноя

10

28 ноя

10

11 дек

10

24 дек

10

6 янв

11

19 янв

11

1 фев

11

14 фев

11

27 фев

11

12 мар

11

25 мар

11

7 апр

11

20 апр

11

3 май

11

16 май

11

29 май

11

11 июн

11

24 июн

11

7 ию

л 11

20 июл

11

2 авг

11

15 авг

11

28 авг

11

10 сен

11

Дата

Дебит

нефти

, жидкости,

т/сут

, м3/сут

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Обводненность

, %

Qн, т/сут Обводненность, %

Прове

дение ПТО

110

снизилась до 2,3 %. С 13 апреля 2012 года начали закачку пара и на 22.04.2012

накопленная закачка пара составляет 1,323 т. Средний дебит нефти до обработки

ПТО составлял 5,2 т/сут, после обработки кратность увеличения дебита составил

2,3, а прирост 6,9 т/сут, дебит после ПТО 12 т/сут.

Рисунок 4.22 – Динамика дебита нефти горизонтальной добывающей

скважины № 4г

Скважина №5г построена в 2011 году, длина горизонтального участка

составила 712 м, глубина скважины 76 м. При вводе скважины из бурения дебит по

нефти составил 6,7 т/сут, обводненность продукции 5 %. До 16.02.2012 года

накопленная добыча нефти составила 437,7 т. С 16.02.2012 г. скважина была

переведена в ПТО до 23.03.2012 г. и накопленная закачка пара составила 8,375 т. С

01.04.2012 г. начали эксплуатацию и на 22.04.2012 г. накопленная добыча нефти

составила 32,7 т, обводненность 20 %. Средний дебит нефти до ПТО был 2,4 т/сут,

после обработки кратность увеличения дебита составил 1,1, а прирост 0,3 т/сут,

дебит после ПТО 2,7 т/сут. Низкий прирост и кратность увеличение дебита

объясняется нарушением технология обработки, вследствие отворота НКТ

(прогревом охвачена кровельная часть пласта).

Скважина № 4 ГЭ

0

5

10

15

20

25

0 50 100 150 200 250 300

жидкость нефть

Прове

дение ПТО

111

Рисунок 4.23 – Динамика дебита нефти горизонтальной добывающей

скважины № 5г

Скважина № 6г построена в 2011 году, длина горизонтального участка

составила 517 м глубина скважина 70 м. При вводе скважины из бурения дебит по

нефти составил 0,1 т/сут, обводненность 99 %. По состоянию на 22.04.2012 г дебит

по нефти составил 4 т/сут, обводненность - 11,4 %. Накопленная добыча нефти

составила 668,9 т.

Рисунок 4.24 – Динамика дебита нефти горизонтальной добывающей

скважины № 6г.

Скважина № 7г построена в 2011 году, длина горизонтального участка 458 м

глубина скважины 70 м. При вводе скважины из бурения дебит по нефти составил

0,1 т/сут, обводненность продукции 99 %. На 02.03.2012 г. дебит по нефти 0,5 т/сут,

Скважина № 5 ГН

0

5

10

15

20

25

0 100 200 300 400 500 600

жидкость нефть

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

17 мар

11

29 мар

11

10 апр

11

22 апр

11

4 май

11

16 май

11

28 май

11

9 ию

н 11

21 июн

11

3 ию

л 11

15 июл

11

27 июл

11

8 авг

11

20 авг

11

1 сен

11

13 сен

11

25 сен

11

7 окт

11

19 окт

11

31 окт

11

12 ноя

11

24 ноя

11

6 дек

11

18 дек

11

30 дек

11

11 янв

12

23 янв

12

4 фев

12

16 фев

12

28 фев

12

11 мар

12

23 мар

12

4 апр

12

16 апр

12

Дата

Дебит

нефти

, жидкости,

т/сут

, м3/сут

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

Обводненность

, %

Qн, т/сут Обводненность, %

Прове

дение ПТО

112

обводненность 4 %, накопленная добыча по нефти составила 205,5 т. На протяжении

7 месяцев эксплуатации обводненность скважины снизилось до 4 %. При добыче без

теплоносителя как на скважине №7 г средний дебит нефти за период эксплуатации

составил 2,4 т/сут.

Рисунок 4.25 – Динамика дебита нефти горизонтальной добывающей

скважины № 7г.

Скважина № 8г построена в 2011 году, длина горизонтального участка 570 м

глубина скважины 77 м. При вводе скважины из бурения дебит по нефти составил

0,3 т/сут, обводненность 98 %. По состоянию на 22.02.2012 г. дебит по нефти

составил 0,043 т/сут, обводненность - 98,6 %. Накопленная добыча нефти 25,3 т. На

протяжении четырех месяцев эксплуатации обводненность скважины не снизилась.

Скв.7г. Дебит нефти и обводненность

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,01 авг

11

31 авг

11

30 сен

11

31 окт

11

30 ноя

11

31 дек

11

30 янв

12

1 мар

12

31 мар

12

тн/сутки

0

20

40

60

80

100

%

Qнефти, т/сут

% обв

113

Рисунок 4.26 – Динамика дебита нефти горизонтальной добывающей

скважины № 8г.

Скважина № 9г построена в 2011 году, длина горизонтального участка 705 м

глубина 110 м. При вводе скважины из бурения дебит по нефти составил 9,4 т/сут,

обводненность составила 99 %. По состоянию на 20.04.2012 г. дебит по нефти

составил 1,8 т/сут, обводненность 86,8 %, накопленная добыча нефти 154,5 т.

Рисунок 4.27 – Динамика дебита нефти горизонтальной добывающей

скважины № 9г.

Скважина № 10 г построена в 2011 году, длина горизонтального участка 709 м

глубина 107 м. При вводе скважины из бурения дебит по нефти составил 0,2 т/сут,

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

6 ноя

11

11 ноя

11

16 ноя

11

21 ноя

11

26 ноя

11

1 дек

11

6 дек

11

11 дек

11

16 дек

11

21 дек

11

26 дек

11

31 дек

11

5 янв

12

10 янв

12

15 янв

12

20 янв

12

25 янв

12

30 янв

12

4 фев

12

9 фев

12

14 фев

12

19 фев

12

24 фев

12

29 фев

12

5 мар

12

10 мар

12

15 мар

12

20 мар

12

25 мар

12

30 мар

12

4 апр

12

9 апр

12

14 апр

12

19 апр

12

Дата

Дебит

нефти

, жидкости,

т/сут

, м3/сут

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Обводненность

, %

Qн, т/сут Обводненность, %

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

29 окт

11

4 ноя 1

1

10 ноя

11

16 ноя

11

22 ноя

11

28 ноя

11

4 дек

11

10 дек

11

16 дек

11

22 дек

11

28 дек

11

3 янв 1

2

9 янв 1

2

15 янв

12

21 янв

12

27 янв

12

2 фев

12

8 фев

12

14 фев

12

20 фев

12

26 фев

12

3 мар

12

9 мар

12

15 мар

12

21 мар

12

27 мар

12

2 апр 1

2

8 апр 1

2

14 апр

12

20 апр

12

Дата

Дебит

нефти

, т/сут

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Обводненность

, %

Qн, т/сут Обводненность, %

114

обводненность 99 %. По состоянию на 20.04.2012 г. дебит по нефти 10,2 т/сут,

обводненность 1,2 %, накопленная добыча нефти 1596,2 т. За 9 месяцев

эксплуатации обводненность скважины снизилась до 1,2 %.

Рисунок 4.28 – Динамика дебита нефти горизонтальной добывающей

скважины № 10г.

4.7 Результаты внедрения технологии площадной циклической закачки пара

Совместно со специалистами ОАО «РН-СахалиНИПИморнефть» на основе

выполненных исследований и резульататов опытно-промышленных работ по

строительству и эксплуатации горизонтальных сквжажин была обоснована

конструкция и расположение скважин. К реализации рекомендовано однорядное

размещение горизонтальных скважин с длиной 300 м и расстоянием между рядами

100 м (рис. 4.29).

Скв.10г. Дебит нефти и обводненность

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

1 авг

11

31 окт

11

31 янв

12

1 май

12

1 авг

12

31 окт

12

31 янв

13

тн/сутки

0

20

40

60

80

100

%

Qнефти, т/сут

% обв

115

Рисунок 4.29 – Схема расположения горизонтальных скважин.

В связи с недостаточной технологической эффективностью циклической

закачки пара (ПТО) было принято решение о трансформации системы разработки.

Предложено закачку пара производить комплексно по нескольким скважинам,

таким образов преобразовав циклическую закачку в площадную циклическую

закачку пара (ПЗП). Эффективность мероприятия оказалась достаточно высокой

(рис. 4.30,4.31).

116

Рисунок 4.30 – Зависимость степени реакции скважины № 1 на закачку пара от

системы разработки.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Нак

опленная

 добыча

 нефти 1ГЭ, т

Накопленная закачка пара в скв.№1 в ходе обработки

0

100

200

300

400

500

600

700

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Нак

опленная

 добыча

 нефти 5ГН

,т

Накопленная закачка пара в скв.№5 в ходе обработки

y = 0,0553xR² = 0,8727

y = 0,3006x ‐ 915,07R² = 0,9572

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Нак

опленная

 добыча

 нефти 2ГН

, т

Накопленная закачка пара в скв.№1 в ходе обработки

ПТО

ПЗП

117

Рисунок 4.31 – Зависимость степени реакции скважины № 10 на закачку пара

от системы разработки.

Аналогичные зависимости были построены и для других скважин,

вовлеченных в процесс. Анализ зависимостей, полученных в результате

аппроксимации фактических данных, показывает, что кратность прироста

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000Нак

опленная

 добыча

 нефти 10ГЭ,т

Накопленная закачка пара в скв. №10 в ходе обработки

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 2000 4000 6000 8000 10000

Нак

опленная

 добыча

 нефти 2ГН

,т

Накопленная закачка пара в скв. №2 в ходе обработки

y = 0,1378x ‐ 30,934R² = 0,9757

y = 0,4398x ‐ 859,61R² = 0,9944

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Нак

опленная

 добыча

 нефти 9ГЭ, т

Накопленная закачка пара в скв. №10 в ходе обработки

ПТО ПЗП

118

накопленной добычи достигает 3. Таким образом, подтверждена эффективность

дальнейшей реализации на месторождении Катангли разработанной технологии.

Расположение скважин, вовлеченных в процесс площадной циклической закачки

пара приведено на рисунке 4.32.

Рисунок 4.32 – Расположение скважин, вовлеченных в ПЗП на карте

эффективных нефтенасыщенных толщин.

Разработанные рекомендации, касающиеся внедрения технологии площадной

циклической закачки пара системой горизонтальных скважин утверждены в

качестве проектных решений по разработке месторождений Катангли (протокол

ЦКР Роснедра от 18.12.2008 г № 4474) и Уйглекуты (протокол ЦКР Роснедра от 67-

12 от 18.12.2012 г).

119

Выводы по разделу 4

1. Моделирование показало, что с точки зрения интенсификации добычи и

повышения нефтеотдачи пласта наиболее эффективным из рассмотренных

вариантов является второй вариант - закачка жидкости при температуре 98 0С.

2. Результат моделирования работы пары горизонтальных скважин

демонстрирует перспективность применения технологии термокапилярного

дренирования высоковязких нефтей для условий пласта месторождения Катангли.

3. Две горизонтльные скважин с синусоидальным профилем позволяют

снизить затраты на уплотнение сетки скважин по сравнению с традиционным

вертикальным бурением.

4. Проведенный анализ показал, что низкое пластовое давление привело к не

достижению уровней добычи в начальный период эксплуатации скважин без

применения закачки теплоносителя.

5. Опытные работы по паротепловым обработкам горизонтальных скважин на

месторождении Катангли на неразбуренном участке залежи блока I пласта I прошли

успешно. Кратность увеличения дебита составила 3 – 3,5 раз.

120

ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что выбор теплового метода воздействия обусловлен

геолого-физической характеристикой месторождения: глубиной залегания пластов

нефтяных пластов 120-230 м, проницаемостью 0,934 – 1,06 мкм2, вязкостью нефти в

пластовых условиях 232 – 401 мПа· с, плотностью нефти в поверхностных условиях

0,931-0,937 т/м3.

2. В результате анализа мировой ресурсной базы высоковязкий нефтей

установлено, что перспективным направления увеличения темпов добычи нефти в

России является разработка месторождений высоковязких нефтей. Установлено, что

наибольшей эффективностью обладает технология парогравитационного

дренирования и площадной циклической закачки перегретого сухого пара.

3. Установлено, что разработку месторождений о. Сахалин осложняет ряд

факторов геологического (сложное строение залежей, слабосцементированные

коллектора) и инфраструктурного (отсутствие мощностей по выработке перегретого

пара) характера. В этой связи обосновано совершенствование энергоблоков

промыслов на основе определения оптимальных параметров и потребности пара.

4. При поршневом вытеснении нефти водой гидродинамический фронт

вытеснения зависит не только от физических свойств коллектора, но и от

начального градиента давления вытесняемой нефти. На основе нового уравнение

пьезопроводности для вяскопластичной установлено время распространения фронта

вытеснения высоковязкой нефти.

5. На скорость фронта вытеснения влияют степень сцементированности

коллектора, вынос механических примесей свидетельствует о разрушении

первоначальной фильтрационно-емкостной системы в ПЗП добывающих и

нагнетательных скважин (увеличение приведенного радиуса скважины) замедляет

рост вытеснения нефти водой.

6. Две горизонтальные скважины синусоидальным профилем позволят

снизить затраты на уплотнение сетки скважин по сравнению с традиционным

вертикальным бурением.

121

7. В результате опытных работ по паротепловым обработкам горизонтальных

скважин на месторождении Катангли на неразбуренном участке залежи блока I

пласта I установлено увеличение дебита в 3 – 3,5 раза.

8. Разработанные рекомендации приняты в качестве проектных решений при

разработке месторождений Катангли и Уйглекуты. На 01.01.2014 накопленная

добыча составила 4 тыс. т. эффект продолжается.

122

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и

подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. РД 39-1-159. М.:

Мшнефтепром, 1979. — 27 с.

2. Позднышев Г.Н. Особенности подготовки тяжелых высоковязких

нефтей / Г.Н. Позднышев, Р.И. Мажуров, Ю.В. Сидурин // Обзор., информ.

ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 9 (58), — М, 1983. — 36 с.

3. Халимов Э.М. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР /

Э.М. Халимов, И.М. Климушин, Л.Н. Фердман // Справ, пособие. — М: Недра, 1987.

— 174 с.

4. Веревкин К.И. Классификация углеводородов при выборе методов их

добычи / К.И. Веревкин, Р.Н. Дияшев // Нефтяное хозяйство - 1982. - №3. - С. 31-34.

5. Скороваров Ю.Н. Свойства высоковязких нефтей месторождений СССР

/ Ю.Н. Скороваров, Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырип // Геология нефти и газа. - 1985. - №

2. - С. 24-27.

6. Вахитов Г.Г. / Г.Г. Вахитов, В.Д. Морозов, Р.Х. Сафиуллин // Проблемы

скважинной разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

за рубежом: Обзор. информ. ВНИИОНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 19

(126). - М, 1986. - 49 с.

7. Сургучев М.Л. Мировые запасы и ресурсы нефти, природного газа,

тяжелых нефтей, битумов и нефтяных сланцев / М.Л. Сургучев // Нефтяное

хозяйство. - 1988. - № 10. - С. 57-60.

8. Oiiweek. —1980. — Vol. 31,—№34. — P. 12.

9. World Oil. — 1980. — Vol. 190, №7. — P. 157—164.

10. J. Petrol. Tech. — 1977. — Vol. 29, №2. —P. 105—109.

11. Oil and Gas J. — 1979. — Vol. 77, № 12. —P. 295.

12. Petroleum Engineer Internation. — 1979. — Vol. 51. № 9. — P. 39.

13. Mapтос B.H. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей / В.Н. Мартос

// Обзор. информ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 5 (29). — 1982. — 38 с.

123

14. Дорохин В.П. Состояние и перспективы добычи тяжелых и

битуминозных нефтей в мире / В.П. Дорохин, А.О. Палий //Нефтепромысловое дело.

- 2004. - № 5. - С. 47-50.

15. Гарушев А.Р. Разработка залежей тяжелых нефтей и битумов /

А.Р. Гарушев, В.Т. Ишханов, И.А. Воскресенский // Обзор. информ. ВНИИОЭНГ.

Сер. «Нефтепромысловое дело» - 1983. - 33 с.

16. Антониади Д.Г. Состояние добычи нефти методами повышения

нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи / Д.Г. Антониади,

А.А. Валуйский, А.Р. Гарушев // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № l. – С. 16-23.

17. Report of Second international conference on heavy crude and tar sands //

Important Future. - 1982. - Vol. 7, № 1. - P. 3-21.

18. Leonard lim. EOR set to take significant contribution // Oil and Gas J. —

1984. - Vol. 82, № 14. - P. 38-105.

19. UN agencies tally heavy oil, bitumen reserves // Oil and Gas J. —1984. - Vol.

82. - № 20. - P. 66-67.

20. Технико-экономическое обоснование термических методов увеличения

нефтеотдачи на период до 2010 года - Краснодар, 1989 г.

21. Федорцов В.К. Освоение и исследование разведочных скважин / В.К.

Федорцов, В.Е. Пешков, Ф.К. Салманов // М.: Недра, 1976. – 161 с.

22. Антониади Д.Г. Состояние и проблемы внедрения термических методов

повышения нефтеотдачи пластов / Д.Г. Антониади, А.Д. Бичкевский,

М.М. Завертайло, В.Г/ Ишханов // Тр. НПО Союзтермнефть. Теория и практика

разработки нефтяных месторождений термическими методами. – М.: изд.

ВНИИОЭНГ. – 1985. – С. 3-7.

23. Антониади Д.Г. Перспектива развития термических методов добычи

нефти в отрасли / Д.Г. Антониади, В.Г. Ишханов, Л.П. Мяшина // Тр. НПО

Союзтермнефть. Вопросы технического и технологического обеспечения

термических методов добычи высоковязких нефтей. – М.: изд. ВНИИОЭНГ. – 1991.

– С. 3 – 11.

124

24. Аржанов Ф.Г. Термические методы воздействия на нефтяные пласты /

Ф.Г. Аржанов, Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов, И.И. Бекух // Недра. -

1995. – 192 с.

25. Иванов В.А. Разработка месторождений высоковязких нефтей

термическими методами / В.А. Иванов, А.А. Боксерман, В.Г. Ишханов // Обзор.

информ. Сер. Нефтепромысловое дело. – 1986. – Вып. 3. – 55 с.

26. Stashok Y.I. Cyclic gas-steam well stimulations / Y.I. Stashok,

D.G. Antoniady, R.T. Drampov, A.R. Garushev // Sixth Eurupean Symposium on

Improved Oil Recovery. – 1991, May 21 – 23, Proceedings. Vol. 1, Book I, p. 105 – 114.

– Stavanger. Norway.

27. Боксерман А.А. Способ разработки нефтяного месторождения /

А.А. Боксерман, С.А. Жданов, С.В. Копанев, Д.Г. Антониади // А.с. 16331166

(СССР).

28. Bokserman A. Diverse methods spread thermal EOR in USSR /

А. Bokserman, Y. Mamedov, D. Antoniady // Oil & Gas J. – 1991, Oct. 7, Vol. 89, No.

40, p. 82-84.

29. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов /

Ж. Бурже, П.Сурио, М. Комбарну // М.: Недра, 1988. – 422 с.

30. Giusti L.E. –CSV makes steam soak work in Venezuela field / L.E. Giusti //

Oil and Gas J., 1974, November, № 4.

31. Дошер Т.М. Влияние вязкости нефти и толщины продуктивного пласта

на эффективность паротеплового воздействия / Т.М. Дошер, Ф. Хассеми // Экспресс

– информ. Сер. Нефтепромысловое дело. – М.: изд. ВНИИОЭНГ. – 1984. – Вып. 1. –

10 с.

32. Желтов Ю.П. Математическое моделирование термических процессов

воздействия на пласт / Ю.П. Желтов // Термические методы повышения

нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1990. С. 46-65.

33. Аржанов Ф.Г. Роль и место термических методов в проблеме

увеличения нефтеотдачи пластов / Ф.Г. Аржанов, В.Г. Ишханов // Состояние и пути

125

усовершенствования технологических процессов и технических средств

термического воздействия на пласт. – М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1990. – С. 3 – 10.

34. Антониади Д.Г. Проектирование и строительство скважин для

термических методов добычи нефти / Д.Г. Антониади, И.И. Бекух, А.Р. Гарушев //

М.: Недра, 1996. – 112 с.

35. Вахитов Г.Г. Проблемы скважинной разработки месторождений

высоковязких нефтей и природных битумов за рубежом / Г.Г. Вахитов,

В.Д. Морозов, Р.Х. Сафиуллин // Обзор, информ. ВНИИОНГ. Сер

«Нефтепромысловое дело»; Вып. 19 (126). - М., 1986. - 49 с.

36. Дорохин В.П. Состояние и перспективы добычи тяжелых и

битуминозных нефтей в мире / В.П. Дорохин, А.О. Палий // Нефтепромысловое

дело. - 2004. - № 5. - С. 47-50.

37. Mapтос B.H. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей / В.Н. Мартос

// Обзор, информ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 5 (29). - 1982. - 38 с.

38. Джавадян А.А. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими

нефтями и пути их решения / А.А. Джавадян, В.Е. Гавура, В.И. Сафронов //

Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 6. - С. 12-17.

39. Халимов Э.М. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР /

Э.М. Халимов, Л.Н. Климушин, Л.Н. Фердман // Справ, пособие. – М.: Недра, 1987. -

- 174 с.

40. Мокропуло И.П. Разработка нефтяных залежей с использованием

тепловых оторочек на месторождении Оха // Разработка нефтяных и нефтегазовых

месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Материалы совещ. — г.

Альметьевск, сентябрь 1995 г. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — С 228—236.

41. Максутов Р.А. Технико-технологические комплексы для разработки

залежей высоковязких нефтей и природных битумов / Р.А. Максутов, Г.И. Орлов,

А.В. Осипов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 2. – С. 34-37.

42. Бажал А.И. Специфические особенности добычи вязких нефтей /

А.И. Бажал, О.В. Борозняк, А.С. Зотов, М.М. Шапченко, В.Г. Горбачев // Геология,

геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. - № 11. – С. 36-

126

39.

43. Разработка месторождений тяжёлых и высоковязких нефтей за рубежом.

Труды ВНИИОЭНГ. - Москва, выпуск 13 (33), 1989.

44. Oil & Gas Journal 1984, vol 88, №23, рр.138-140

45. Oil & Gas Journal 1984, vol 88, №26, pp.49-53

46. Oil & Gas Journal 2000, vol. 98, №12, pp.39-61

47. Oil & Gas Journal 2002, vol. 100, №15, pp. 71-83

48. Кузнецов М.А. Разработка реестра месторождений компании с

трудноизвлекаемыми запасами, шаблона применения технологий и алгоритмов

расчета вариантов разработки высоковязких нефтей с использованием наиболее

эффективных технологий / М.А. Кузнецов, Д.А. Юрьев, П.В. Брюзгин,

А.А. Кузнецов, Е.И. Лапухина, А.С. Угрюмов // ООО «РН –

СахалинНИПИморнефть». – 2009 – С. 81-86.

49. Kocheshkov A.A.– Etude de l’influence de divers facteurs sur le processus de

deplacement de l’huile par des caloporteurs. / A.A. Kocheshkov, V.I. Khomutov,

V.N. Lisicyn // NTSb. Po dobyche nefti, VNII, Nedra, Moscou, vyp 41, p. 99-108 (1971).

Traduction Inst. Franc. Du Petrole, russe, 1038/24046 (1976).

50. Fayrs F.J. – Some theoretical results concerning the displacement of a viscous

oil by a hot fluid in a porous medium. J. Fluid Mech. Vol. 13, p. 65-76 (1952).

51. Abrams A. – The influence of fluid viscosity, interfacial tension, and flow

velocity on residual oil saturation left by water-flood. Annu. Fall Meeting of Soc.

Petroleum Engrs, SPE Paper no 5050 (1974).

52. Poston S.M., Ysrael S.C., Hossain A.K.M.S., Montgomery E.F., III et Ramey

H.J.Jr. – The effect of temperature on irreducible water saturation and relative

permeability of unconsolidated sands. Trans. Soc. Petroleum Engrs AIME, vol. 249, p.

171-180 (1970).

53. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998. -

365 с.

127

54. Байбаков Н.К. Разработка нефтяных месторождений с применением

теплоносителей / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. // Тепловые методы разработки

нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1981. С. 58-61

55. Lo H. Y. et Mungun N. — Effect of temperature on water-oil relative

permeabilities in oil-wet and water-wet systems. Annu. Fall Meeting of Soc. SPE Рaper no

4505 (1973).

56. Sinnokrot (A. A). Ramey (H. J. Jr.) et Marsden (S. S. Jr.). — Effect of

temperature level upon capillary pressure curves. Soc. Petroleum Engrs J., vol. II, p. 13-21

(1971).

57. Wu (С. H.) et Fulton (P. F.). — Experimental simulation of the zones

preceding the combustion front of an in situ combustion process. Soc. Petroleum Engrs J.,

vol. II, p. 38-46 (1971)

58. Джуламанов К.Д., Симонов В.А., Тулешев К Т., Салимгереев М.Ж,

Червяков И.Н., Жармагамбетов Т.У. Анализ применяемых технологий и их

модификаций при разработке месторождения Каражанбас тепловыми методами,

1992.

59. Кудинов В.И. Патент РФ: Способ разработки залежей высоковязкой

нефти / В.И. Кудинов, В.С. Колбиков, Н.В. Зубов, М.И. Дацик, С. А. Карасев. - №

1266271 от 22.06.86.

60. Колбиков B.C. Патент РФ: Способ извлечения вязкой нефти из залежи. /

B.C. Колбиков, Н.В. Зубов, В.И. Кудинов, М.И. Дацик, С.А. Карасев - № 1744998 от

01.03.92.

61. Кудинов В.И. Разработка сложнопостроенных месторождений с вязкими

нефтями // Интервал. – 2002. - № 6. – С. 13-22.

62. Аметов И.М. Тепловое воздействие на пласт с применением горячей

микрозародышевой воды / И.М. Аметов, А.О. Богопольский, К.А. Коасари, В.В.

Полковников, А.Г.Тарасов / РМНТК «Нефтеотдача». ВНИИнефть, г. Москва

63. Hagoort (J.), Leijnse (A.) et Van Poelgeest (F.). — Steam-strip drive: a

potentiel tertiary recovery process. Annu. Fall Meeting of Sec. Petroleum Engrs, SPE

Paper no 5570 (1975).

128

64. Wu (C. H.) et Brown (A). — A laboratory study on steam distillation in

porous media. Annu. Fall Meeting of Soc. Petroleum Engrs, SPE Paper no 5569 (1975).

65. Alikhan (A A.) et Farouq Ali (S. M.). — Oil recovery by hydrocarbon slugs

driven by a hot water bank. Soc. Petroleum Engrs J., vol. II, p. 34З-350 (1971).

66. El-Saleh (M. M.) et Farouq Ali (S. M). — Oil recovery by a water driven

steam slug. Soc. Petroleum Engrs J., vol. II, p. 351-355 (1971).

67. Johnson (F. S.), Walker (C. J.) et Bayazeed (A. F.). — Oil vaporization

during steam flooding, Petroleum Technol,. vol. 23, p. 731-742 (1971).

68. Namiot (A. J.)- — Amelioration de la precision dans le calcul de la

vaporisation de l'huile lors de l’injection de vapeur d'eau dans une couche. NTSb. po

dobyche nefti, VNII, Nedra, Moscou. vyp. 47. p. 160-165 (1973). Traduction lnst. Frunc.

dи Petrole. russe. 1036/24121 (1976).

69. Miller (F. G.). — Steady flow of two-phase single-component fluids through

porous media. Trans. Soc. Petroleum Engrs AIME, vol. 192. p. 205-216 (1951).

70. Khomutov (V. I.). — Etude experimen-tale du mecanisme du deplacement

d'huile dans des couches par des caloporteurs. NTSb, po dobyche nefti, VNII, Nedra,

Moscou. vyp. 40, p. 84-93 (1971). Traduction Inst. Franc, du Petrole, russe, 1037/24122

(1976).

71. Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и

парогазовыми методами. Москва. Недра. 1998. С. – 126.

72. Шкандратов В.В. Базовые принципы, эффективность и основные

перспективы разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения /

В.В. Шкандратов, С.В. Буракова, С.О. Урсегов, Г.А. Тарасов // Нефтяное хозяйство.

– 2007. - № 8. – С. 84-88.

73. Burger (J.) et Sahuquet (В.). — Chemical aspects of in situ combustion. Heat

of combustion and kinetics. Soc. Petroleum Engrs J., vol. 12. p. 410-422 (1971).

74. Burger (J.). — Mecanismes reactionnels mis en jeu par la combustion in situ.

II. Etude de l'oxydation d'une huile en milieu poreux. C. R. Troisieme Colloque

A.R.T.F.P., Editions Technip, Paris, p. 721-735 (1969).

129

75. Das, S.K. VAPEX: An Efficient Process for the Recovery of Heavy Oil and

Bitumen//SPE Journal. - September 1998. - Vol. 3. - No. 3. - Pp. 232-237.

76. Nasr T. and Ayodele O. New Hybrid Steam - Solvent Processes for the

Recovery of Heavy Oil and Bitumen // SPE Paper 101717, SPE International Petroleum

Exhibition and Conference, Abu Dhabi, U.A.E., November 5 - 8, 2006.

77. Gupta S. et al. Field Implementation of Solvent Aided Process; Journal of

Canadian Petroleum Technology. - November 2005. -Vol. 44. - No. 11. - Pp. 8 - 13.

78. Zhao L. et al. Steam Alternating Solvent process: lab test and simulation //

Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2005. - Vol. 44. -No.9.-Pp. 37-43.

79. Gupta S. et al. Christina Lake Solvent Aided Process Pilot; paper 2005 - 190,

Canadian International Petroleum Conference, Calgary, AB, June 7 - 9, 2005.

80. Игумнов В.И. и другие. Проект разработки месторождения Катангли

2007 г

81. Гизатуллин Р.З. Проект опытно-промышленной площадной закачки пара

в I пласт I блока месторождения Катангли / Р.З. Гизатуллин, Н.С. Кувшинов,

А.А. Боксерман, Н.Л. Раковский // Отчет по теме 13/68, фонды

СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1968.

82. Технологическая схемы разработки месторождения Катангли с

применением теплового воздействия на пласт, Раковский Н.Л., Кувшинов Н.С. и др.

Отчет по теме 483 ВНИИ, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1970.

83. Уточненная технологическая схема разработки месторождения Катангли

с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи, Лавренников В.А. и др.

Отчет по теме, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1985.

84. Уточненная технологическая схема разработки месторождения Катангли

с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи, Тагун А.И. и др. Отчет

по теме 4-91, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1991.

85. Анализ текущего состояния разработки месторождений ОАО

«Роснефть-Сахалинморнефтегаз» и уточнение технико-экономических показателей

разработки на период действия лицензии, Хлебников П. А., Отчет, фонды

СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1999.

130

86. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.,

«Недра», 1981,-237 с.

87. Коротенко В.А. Особенности вытеснения вязкоплатичной нефти водой /

В.А. Коротенко, Р.Р. Сабитов, Н.П. Кушакова, И.В. Сидоров // Электронный журнал

«Нефтегазовое дело», 2013. - № 5, С. 190-196.

88. Телков А.П. Гидромеханика пласта применительно к прикладным

задачам разработки нефтяных и газовых месторождений / А.П. Телков, С.И. Грачев

// учеб. пособие. В 2 ч. Ч.1 – Тюмень: ТюмГНГУ, 2009, -240с.

89. Огибалов П.М. Нестационарные движения вязкопластичных сред /

П.М. Огибалов, А.Х. Мирзаджанзаде // М., изд-во МГУ, 1977г., 372с.

90. Бузинов С.П. Гидродинамические методы исследования скважин и

пластов / С.П.Бузинов, И.Д. Умрихин // М.: Изд-во Недра, 1973. – 248 с.

91. Коротенко В.А. Определение начального градиента давления по

результатам гидродинамических исследований скважин/ В.А. Коротенко, С.И

Грачев, А.К. Ягафаров, А.Н. Сумин // Известия вузов: Нефть и газ 2012. - № 1. -

ТюмТНГУ, С. 55-58.

92. Коротенко В.А. Определение радиуса зоны возмущения давления

скважин, эксплуатирующих залежи с вязкопластическими нефтями / В.А.

Коротенко, Н.П Кушакова., А.Н Сумин., А.К Ягафаров. // Наука и ТЭК. - 2011. - №

7. - С.21-22.

93. Огибалов П.М. Нестационарные движения вязкопластичных сред /

П.М. Огибалов, А.Х. Мирзаджанзаде // изд-во МГУ, 1977, 372с.

94. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений /

А.Т. Горбунов // М.: «Недра», 1981. - 237 с.

95. Баренбалатт Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пласта /

Г.И. Баренбалатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик // М.: Недра, 1984. С. 207

96. Сидоров И.В. Анализ работы по изоляции водо- и пескопроявления на

скважинах месторождений «РН-Сахалинморнефтегаз» / И.В.Сидоров, С.С. Демичев,

Р.Р. Сабитов // Территория нефтегаз, 2010. - № 4, С. 14-16.

97. Полимерные композиции «Геотерм -01», «Геотерм-02», «Геотерм-03»,

131

Технические условия. ТУ 2257-075-26161597-2007.

98. Сидоров И.В. Анализ технологий по закреплению проппанта в трещинах

гидравлического разрыва пласта / И.В. Сидоров, Р.Р. Сабитов // Территория

нефтегаз, 2010. - № 4, С. 18-20.

99. Уточненная технологическую схема разработки месторождения

Катангли с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи, Тагун А.И. и

др. Отчет по теме 4-91, фонды СахалинНИПИморнефть, Южно-Сахалинск, 1991.

100. Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти и газа

месторождения Катангли (по состоянию на 1.01.1986 г.), Стыценко Т.Л., Гармидер

В.В., Зюлина Т.Н., и др., Отчет по теме Г6-86, фонды СахалинНИПИморнефть,

Южно-Сахалинск, 1987.

101. Дополнение к технологической схеме разработки месторождения

Катангли, ООО «РН-СахалиНИПИморнефть» (протокол ЦКР Роснедра от

18.12.2008 г № 4474)

102. Дополнение к технологическоей схеме разработки месторождения

Уйглекуты, ООО «РН-СахалиНИПИморнефть» (протокол ЗС нефтегазовой секции

ЦКР Роснедра от 67-12 от 18.12.2012 г).