image

Территория Нефтегаз № 10 2016

Разработка и эксплуатация месторождений

01.10.2016 10:00 Особенности разработки залежей сверхвязкой нефти западного склона Южно-Татарского свода

История разработки залежей сверхвязкой нефти (СВН) термическими методами в Татарстане связана с разработкой Мордово-Кармальского нефтяного месторождения и Ашальчинского поднятия Ашальчинского нефтяного месторождения.

В статье проведен анализ опытно-промышленной разработки Ашальчинского поднятия, на котором реализуется технология парогравитационного и пароциклического воздействия в ПАО «Татнефть».

Поскольку применение на залежи Ашальчинского месторождения технологий с закачкой пара, парогаза в вертикальные скважины в период 1989–2002 гг. не имело эффекта, с 2006 г. начато испытание технологии парогравитационного дренирования: эксплуатация парными горизонтальными скважинами (ГС), пробуренными параллельно одна под другой через 5 м, закачка пара ведется в верхнюю скважину, добыча нефти – из нижней скважины. Также на залежи применяется технология пароциклической добычи нефти на одиночных ГС по схеме «закачка пара – остановка на период термокапиллярной пропитки – добыча нефти».

Опыт разработки Ашальчинского месторождения СВН и его результаты использованы при проектировании опытно-промышленной разработки четырех залежей СВН трех месторождений, расположенных поблизости от Ашальчинского в юго-восточном направлении.

Использование технологии парогравитационного дренирования позволяет достичь высоких дебитов добывающих скважин. Технологическая эффективность пароциклических скважин намного ниже.

Авторами рассчитан вариант разработки четырех залежей СВН по аналогии с Ашальчинским месторождением парными парогравитационными скважинами в зоне с нефтенасыщенной толщиной более 10 м и пароциклическими скважинами в зоне с меньшей нефтенасыщенной толщиной (но не менее 5 м).

На Кармалинском месторождении основной фонд добывающих скважин составляют технологически более эффективные парогравитационные скважины. Максимальный среднегодовой дебит нефти по залежи выше, чем по другим месторождениям, удельный расход пара на 1 т добытой нефти ниже. Для повышения эффективности пароциклических скважин, используемых для вовлечения в разработку зон с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, необходимо дальнейшее совершенствование технологии пароциклического воздействия в условиях месторождений СВН данного региона.

Ключевые слова: сверхвязкая нефть, горизонтальные скважины, закачка пара, парогравитационное дренирование, пароциклические скважины.
Открыть PDF


Залежи СВН шешминского горизонта уфимского яруса в Татарстане были открыты в 70-х гг. ХХ в. путем разбуривания территории западного склона Южно-Татарского свода структурными и разведочными скважинами и значились как полезные ископаемые природных битумов. В 2007–2008 гг. запасы большинства залежей нефти шешминского горизонта поставлены на государственный баланс в качестве запасов сверхвязкой нефти.

Уфимский ярус представлен отложениями шешминского горизонта, который подразделяется на две пачки: песчано-глинистую и песчаную. Песчаная пачка, к которой приурочены месторождения тяжелых нефтей, представлена песчаниками и песками полимиктовыми, мелко- и среднезернистыми, косослоистыми, хорошо отсортированными. Песчаники различной степени сцементированности – от рыхлых, слабо сцементированных до плотных. Рыхлые песчаники преобладают в верхней части и отдельными прослоями прослеживаются в нижней части песчаной пачки. В нефтенасыщенной зоне цементирующим материалом служит сверхвязкая нефть. В нижней части пачки преобладают песчаники известковистые, кальцитизированные, участками пиритизированные.

1.jpg

Пористость песчаников высокая, на рассматриваемых залежах в среднем составляет 30–31 %. Нефть песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса по проведенным исследованиям характеризуется как битуминозная, сверхвязкая. Вязкость нефти рассматриваемых поднятий составляет 15506–56336,9 мПа.с (табл. 1).

Особенностью залежей СВН является наличие внутри них маломощных водонасыщенных пропластков, что может приводить к осложнениям в процессе эксплуатации. Нижней границей для залежей не всегда является водонефтяной контакт. На некоторых участках подошвой залежи служат плотные, малопроницаемые, кальцитизированные песчаники или коллектор с пониженным нефтенасыщением (рис. 1).

История разработки залежей СВН термическими методами в Татарстане связана с разработкой Мордово-Кармальского нефтяного месторождения и Ашальчинского поднятия Ашальчинского нефтяного месторождения.

На Мордово-Кармальском месторождении преимущественно использовалась технология внутрипластового горения. Залежь сверхвязкой нефти шешминского горизонта Мордово-Кармальского поднятия за 1978–1990 гг. была полностью разбурена вертикальными скважинами по обращенной семиточечной системе с расстоянием между скважинами 100 м. Добыча осуществлялась двумя методами: с помощью внутрипластового горения и закачки теплоносителя. Удельный расход воздуха на 1 т добытой нефти составил 3,7 тыс. м3, теплоносителя – 6,5 т.

1_1.jpg

Также на месторождении были испытаны технологии паровоздушного, парогазового воздействия, и в связи с низкой эффективностью по техническим и технологическим причинам данные технологии не получили распространения.

В 1999 г. впервые были пробурены две ГС по технологии парогравитационного дренирования на северном куполе Мордово-Кармальского поднятия. При этом над горизонтальным стволом добывающей скважины выше на 2–4 м пробурен горизонтальный ствол нагнетательной скважины со смещением влево на 6–8 м. Длина горизонтального участка стволов составила в среднем 120–130 м. Ввиду отсутствия гидродинамической связи между стволами эксплуатация добывающей скважины производилась путем пароциклической обработки. Паронефтяное отношение (ПНО) имело высокое значение, далее стабилизировалось на низком уровне. Однако с 2008 г. ПНО стало повышаться и в 2009 г. достигло величины 12,5 т/т. В связи с этим с 2010 г. разработка опытного участка не ведется. Накопленный удельный расход пара составил 4,9 т на 1 т добытой нефти, максимальный суточный дебит нефти не превышал 6 т/сут. Относительно небольшая эффективность технологии связана с тем, что по техническим причинам горизонтальные стволы были пробурены не строго друг над другом, а со смещением, а также имели небольшую длину.

Масштабное применение ГС по технологии парогравитационного дренирования и пароциклической обработки было начато с 2006 г. на залежи СВН Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения.

В период опытно-промышленной разработки (ОПР) на Ашальчинском поднятии было испытано несколько технологий:

• добыча из вертикальных скважин, пробуренных по треугольной сетке с расстоянием 100 м, осуществлялась с закачкой пара по семиточечной системе и парогаза – по девятиточечной системе;

• эксплуатация парными ГС с выходом забоя на поверхность. Скважины пробурены параллельно одна под другой через 5 м, закачка пара ведется в верхнюю скважину, добыча нефти – из нижней скважины;

• эксплуатация парными ГС, как и в предыдущем случае, но без выхода забоя на поверхность;

• эксплуатация одиночных ГС с применением технологии пароциклической обработки по схеме «закачка пара – остановка на период термокапиллярной пропитки – добыча нефти».

1_2.jpg

Технологии с закачкой пара, парогаза в вертикальные скважины в период с 1989 по 2002 г. не имели эффекта. Получены небольшие значения среднегодовых дебитов по нефти 0,3–2,2 т/сут.
В связи с этим с 2006 г. начато испытание описанной выше технологии парогравитационного дренирования. С целью предварительного прогрева пласта для создания гидродинамической связи между скважинами в первые месяцы ведется закачка пара во все скважины: добывающие и нагнетательные парогравитационные, пароциклические. На Ашальчинском поднятии предварительная закачка пара на новых добывающих парогравитационных скважинах в среднем велась 2 месяца, потом скважины останавливались и переводились под добычу нефти.

Все парогравитационные добывающие скважины в начальный период добычи начинают работать с высокой обводненностью (на уровне 70,8–99,7 %) и основная часть скважин (65 %) – с небольшими начальными среднемесячными дебитами по нефти (0,1–4,0 т/сут), далее обводненность продукции снижается и дебит по нефти увеличивается. На постоянную добычу нефти скважины выходят после 1–2 лет эксплуатации при постоянной закачке пара, а иногда даже при уменьшении объемов закачиваемого пара. Это связано с тем, что камера закачиваемого пара от ствола нагнетательной скважины увеличивается в течение данного периода, далее достигает кровли пласта, создавая условия для максимально возможного притока разогретой нефти к добывающей скважине, расположенной ниже нагнетательной.

1_3.jpg

На рис. 2 показана динамика среднегодовых дебитов добывающих скважин на Ашальчинском поднятии. На поднятии пробурены 41 парогравитационная, 23 пароциклические скважины. Использование технологии парогравитационного дренирования позволяет достичь дебитов нефти добывающих скважин выше 20 т/сут. Технологическая эффективность пароциклических скважин намного ниже, среднегодовые дебиты нефти скважин, находящихся в эксплуатации более года, составили 1,6–9,5 т/сут, в среднем – 5,1 т/сут.

Одними из условий эффективной добычи СВН с применением закачки пара являются достижение и поддержание оптимального ПНО. На Ашальчинском поднятии текущее значение ПНО составляет 3,5 т/т (рис. 2). В связи с постоянной закачкой пара попутно с нефтью отбирается часть конденсированного в пласте пара, поэтому для месторождений СВН в течение всего периода разработки характерна высокая обводненность продукции скважин.

Опыт разработки Ашальчинского месторождения СВН и его результаты использованы при проектировании опытно-промышленной разработки четырех залежей СВН Чумачкинского, Кармалинского, Северо-Кармалинского месторождений, расположенных поблизости от Ашальчинского месторождения в юго-восточном направлении.

Авторами рассчитан вариант разработки данных залежей СВН с использованием гидродинамических моделей, предусматривающий разбуривание, по аналогии с Ашальчинским месторождением, парными парогравитационными скважинами в зоне с нефтенасыщенной толщиной более 10 м и пароциклическими скважинами – в зоне с меньшей нефтенасыщенной толщиной (но не менее 5 м). Расстояние между скважинами по горизонтали – 100 м.

На рис. 3 представлено распределение температуры на разрезе залежи Кармалинского поднятия на разные периоды разработки по результатам гидродинамического моделирования. На рисунке четко прослеживается постепенный прогрев пласта.

Средняя нефтенасыщенная толщина по залежи Кармалинского месторождения выше, чем на других двух месторождениях, и основной фонд добывающих скважин на месторождении составляют технологически более эффективные парогравитационные скважины в количестве 43 шт., а также 8 пароциклических (рис. 4). Соответственно, как видно из табл. 2, максимальный среднегодовой дебит по нефти по залежи Кармалинского месторождения выше, чем по другим месторождениям, удельный расход пара на 1 т добытой нефти ниже.

Показатели разработки месторождений СВН зависят от многих факторов, в том числе от неоднородности пласта, средней нефтенасыщенной толщины залежи, а также от распространения зон с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, для вовлечения в разработку которых используются пароциклические скважины, характеризующиеся относительно невысокими дебитами по нефти и зачастую более высоким значением ПНО. Для повышения эффективности пароциклических скважин необходимо дальнейшее совершенствование технологии пароциклического воздействия в условиях месторождений СВН данного региона.

На примере Кармалинского поднятия по результатам моделирования разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием технологии парогравитационного дренирования парными ГС и пароциклической обработки одиночных ГС (рис. 4) можно выделить несколько периодов:

1) период прогрева пласта, характеризующийся повышенным значением ПНО и высокой обводненностью скважин;

2) период стабильной добычи и стабильной закачки (значение ПНО, как и обводненности добываемой продукции, держится на одном уровне);

3) период падающей добычи нефти, увеличения обводненности добываемой продукции.

 

Выводы

1. Все парогравитационные добывающие скважины в начальный период добычи начинают работать с высокой обводненностью и с небольшими начальными среднемесячными дебитами по нефти, далее обводненность продукции снижается и дебит по нефти увеличивается.

2. С расширением паровой камеры начинаются рост и стабилизация добычи нефти из добывающей скважины.

3. Для стабильной добычи нефти важно достижение и поддержание оптимального ПНО, что осложняется ухудшением геолого-физических условий новых залежей СВН.

4. Показатели разработки месторождений СВН зависят от многих факторов, в том числе от неоднородности пласта, средней нефтенасыщенной толщины залежи, а также от распространения зон с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м,
для вовлечения в разработку которых используются пароциклические скважины, характеризующиеся относительно невысокими дебитами по нефти и зачастую более высоким значением ПНО. Для повышения эффективности пароциклических скважин необходимо дальнейшее совершенствование технологии пароциклического воздействия в условиях месторождений СВН данного региона.

   

Таблица 1. Сравнение геолого-физических характеристик рассматриваемых залежей

Table 1. Comparison of the geological and physical characteristics of the deposits under consideration

Параметры

Parameters

Месторождение

Oil field

Ашальчинское

Ashalchinskoye

Кармалинское

Karmalinskoye

Северо-Кармалинское

Severo-Karmalinskyoe

Чумачкинское

Chumachkinskoye

Средняя глубина залегания кровли, м

Average reservoir top, m

79,1

63,1

121,4

140,0

Средняя общая толщина, м

Average gross thickness, m

20,2

32,9

20,7

35,2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

Average net thickness, m

13,9

18,0

9,8

11,7

Коэффициент пористости, д. ед.

Porosity, fraction

0,31

0,28

0,30

0,30

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, д. ед.

Oil saturation factor, fraction

0,69

0,58

0,53

0,50

Проницаемость, мкм2

Permeability, micron2

1,66

2,044

2,162

2,056

Коэффициент песчанистости, д. ед.

Net-to-gross ratio, fraction

0,766

0,706

0,541

0,489

Расчлененность, д. ед.

Average number of permeable interlayers, fraction

1,35

4,0

3,65

3,0

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с

In-situ oil viscosity, mPa.s

27 350

15 506

56 336,9

38 571,2

 

 

Таблица 2. Прогнозные технологические показатели разработки по месторождениям

Table 2. Forecast reservoir performance

Месторождение

Oil field

Количество добывающих парогравитационных скважин, шт.

SAGD-wells

Количество пароциклических скважин, шт.

CSS-wells

Отношение количества пароциклических к общему фонду добывающих, %

Percent of SAGD-wells of total number of producers, %

Максимальный среднегодовой дебит добывающих скважин, т/сут

Maximum average annual production rate of wells, tons/day

Количество прогнозных лет разработки

Forecast reservoir life, years

ВНФ, д. ед.

WOR, fraction

Удельный расход пара на 1 т нефти, т/т

Steam-oil ratio per 1 ton of oil, t/m

Кармалинское

Karmalinskoye

43

8

15,7

16,1

31

7,0

4,9

Северо-Кармалинское

Severo-Karmalinskoye

51

14

21,5

12,7

44

16,4

7,6

Чумачкинское

Chumachkinskoye

70

55

44,0

11,6

45

9,9

8,0




р1.jpg


← Назад к списку


im - научные статьи.