image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 7-8 2016

Добыча нефти и газа

01.7-8.2016 10:00 Анализ эффективности технологий добычи сверхвязкой нефти для условий месторождений ПАО «Татнефть»
Статья посвящена технологиям добычи сверхвязкой нефти (СВН) и оценке их эффективности на месторождениях Республики Татарстан. За девять лет эксплуатации залежи СВН Ашальчинского месторождения добыто более 1015 тыс. т тяжелой нефти. Большая часть тяжелой нефти была добыта горизонтальными скважинами. Дебиты горизонтальных скважин в 8–10 раз выше вертикальных. Средний суточный дебит по горизонтальным скважинам в 2015 г. составлял 22,9 т нефти. За счет увеличения количества горизонтальных скважин годовая добыча 2015 г. составила 376,4 тыс. т нефти. На примере эксплуатации Ашальчинского месторождения выявлена зависимость между добычей нефти на 1 т пара и толщиной пласта. С увеличением толщины продуктивного пласта эффективность работы горизонтальных скважин, эксплуатирующихся технологией парогравитационного дренирования, увеличивается. Среди одиночных горизонтальных скважин максимальная успешность отмечается по скважинам, работающим вблизи парных горизонтальных скважин за счет отбора нефти от развивающейся в их сторону паровой камеры. С бурением каждой следующей скважины повышается опыт в проводке горизонтального ствола и снижаются риски попадания в водонасыщенные интервалы. Для залежи высоковязкой нефти Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения выявлена сильная изменчивость положения водонефтяного контакта на небольших расстояниях, которая усложняет процесс добычи высоковязкой нефти. Процесс парогравитационного дренирования является наиболее эффективной технологией добычи для Ашальчинского месторождения СВН, а также может быть распространен на аналогичные месторождения. Использование зависимости и комплексного анализа в процессе проектирования горизонтальных скважин на месторождении с использованием эффективной технологии добычи высоковязкой нефти позволит найти решение главной проблемы нефтяной отрасли – увеличения нефтедобычи.
Ключевые слова: сверхвязкая нефть, месторождение, пароциклическое воздействие, парогравитационное дренирование, внутрипластовое горение, горизонтальные скважины, водонефтяной контакт, продуктивный пласт.
Ссылка для цитирования: Зарипов А.Т., Шайхутдинов Д.К., Хафизов Р.И., Захаров Я.В. Анализ эффективности технологий добычи сверхвязкой нефти для условий месторождений ПАО «Татнефть» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 7–8. C. 42–50.
Открыть PDF


1.pngИстощение запасов традиционной нефти каменноугольных и девонских отложений Республики Татарстан – актуальная проблема рационального вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, к которым относятся тяжелые сверхвязкие нефти и природные битумы (ПБ), запасы и ресурсы которых в пермских отложениях Республики Татарстан, по разным оценкам, составляют до 7 млрд т [1].

Месторождения сверхвязкой нефти и природных битумов в Татарстане имеют небольшую глубину залегания. Малая подвижность подобной нефти и битума обусловлена их высокой вязкостью в пластовых условиях. Попытки разработки битуминозных песчаников пермских отложений известны еще с XIX в. Ласло Шандор, американский предприниматель, в пос. Шугурово вел добычу нефтенасыщенного песчаника. Работы велись шахтовым методом. Длина штолен достигала 2,5 км. Нефтенасыщенная порода из шахты вывозилась на поверхность, на поверхности в котлах порода смешивалась с водой и нагревалась. Нефть всплывала и отбиралась с поверхности. В начале
XX в. работы прекратились из-за низкой рентабельности. Поэтому для добычи в настоящее время применяют технологии, способствующие снижению вязкости нефти и природного битума в пластовых условиях с целью обеспечения притока к добывающим скважинам и повышению рентабельности разработки. К числу таких технологий относятся закачка теплоносителя в пласт, внутрипластовое горение и другие [2]. В зоне деятельности ПАО «Татнефть» выявлено 149 залежей СВН пермских отложений, освоение которых сдерживается ввиду отсутствия высокоэффективных технологий разработки.

2.pngВ качестве полигона для отработки технологий добычи мелкозалегающих залежей ОАО «Татнефть» были выделены Мордово-Кармальское и Ашальчинское нефтяные месторождения.

В 1980 г. институтом «ТатНИПИнефть» на основе новых данных был составлен проектный документ, где предусматривалось разбуривание залежи Мордово-Кармальского месторождения по площадной обращенной семиточечной системе с расстоянием между вертикальными скважинами 100 м, добыча за счет реализации влажного внутрипластового горения, опытно-промышленные испытания на трех элементах Южного участка циклической закачки воздуха в пласт при внутрипластовом горении и на четырех элементах Северного участка – закачки пара с воздухом [3–5]. Накопленная добыча нефти составила 224,3 тыс. т нефти (24,1% от начальных извлекаемых запасов), жидкости – 685,2 тыс. т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,06 д. ед. при водонефтяном факторе 2,05 д. ед. Проектный КИН равен 0,272 д. ед. Добычу обеспечили закачка 1,04 млрд м3 воздуха, 98,7 и 46,1 тыс. т пара и парогаза соответственно. В 1992 г. достигнут наибольший за всю историю разработки залежи уровень добычи нефти, равный 21,6 тыс. т. Объем добычи обеспечивался эксплуатацией 104 добывающих скважин, среднесуточный дебит которых составил 1,6 т нефти при обводненности продукции 48,4%. Нагнетательный фонд составлял 44 скважины, в которые было закачано 79,9 млн м3 воздуха. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляла 20,5 тыс. м3/сут. С целью тепловой обработки закачано 8,5 тыс. т
пара в 63 скважины, 4,9 тыс. т парогаза в 5 скважин. Удельно на добычу одной тонны нефти израсходовано 3,7 тыс. м3 воздуха [6–8]. В связи с прекращением прямого финансирования из источников союзного министерства, отсутствием специальных парогенераторов, компрессоров для сжатия воздуха, термостойких насосных установок, устьевых арматур и пакеров, низкой результативностью технологий произошло постепенное снижение добычи нефти. Одной из основных причин остановки реализации внутрипластового горения является большое значение образующегося в пласте сгорающего топлива и связанное с ним высокое значение удельного расхода закачиваемого воздуха на извлечение нефти.

На Ашальчинском месторождении СВН испытывались следующие технологии:

  • паротепловое воздействие на обращенном семиточечном элементе с расстоянием между скважинами 100 м с 1989 по 1993 г. и в 2001, 2002 гг.;

  • парогазовое воздействие на обращенном девятиточечном элементе с расстоянием между скважинами 100 м
    в 1991 г.

3.pngЭти технологии промышленного распространения не получили, в частности, по следующим причинам:

  • пласт не принимает закачиваемые флюиды вследствие исходной низкой приемистости из-за большого фильтрационного сопротивления, ухода пара в водонасыщенную часть пласта ввиду малой подвижности сверхвязкой нефти, что не позволяло закачивать пар необходимыми темпами;

  • продуктивный пласт расположен на небольшой глубине, и это накладывает ограничения по давлению нагнетания – необходимо закачивать пар при давлении нагнетания не более давления гидроразрыва, что ограничивает оптимальный режим закачки в пласт теплоносителя – пара;

  • требуется применение плотных сеток скважин и больших объемов капиталовложений.

В реальности разработка разбуренной по плотной сетке вертикальных скважин залежи оказывалась малорезультативной по объему добычи и нерентабельной по экономическим показателям. Вертикальные скважины не обеспечили рентабельных дебитов при отборе продукции из пласта, а приемистость скважин и охват пласта тепловым воздействием, особенно на начальном этапе, были низкими.

Зарубежный опыт применения горизонтальных скважин для добычи тяжелых СВН позволил создать собственную технологию с использованием попарно расположенных горизонтальных скважин (одна – добывающая, вторая – паронагнетательная), имеющих два устья (рис. 1). Технология опробована на Ашальчинском месторождении [9]. Основное преимущество применения горизонтальных скважин на залежах СВН по сравнению с традиционными вертикальными скважинами заключается в том, что они позволяют вовлечь в разработку большую часть коллектора, увеличить производительность, ускорить добычу и сократить конусное обводнение. При разработке залежей СВН горизонтальные дренирующие скважины уменьшают величину перепада давления, что препятствует образованию конуса обводнения и ослабляет приток песка. Применение технологии позволяет повысить эффективность закачки пара – увеличивается объем пара, закачиваемого в пласт, что ведет к созданию максимально возможной площади прогрева продуктивного пласта и, соответственно, к увеличению площади дренирования скважины.

За девять лет эксплуатации залежи СВН добыто 1015 тыс. т тяжелой нефти (данные на 01.03.2016). Большая часть тяжелой нефти была добыта горизонтальными скважинами (рис. 2).

4.png

Дебиты горизонтальных скважин в 8–10 раз выше вертикальных. Средний суточный дебит по горизонтальным скважинам в 2015 г. составлял 22,9 т нефти. За счет увеличения количества горизонтальных скважин годовая добыча в 2015 г. составила 376,4 тыс. т нефти.

В процессе опытно-промышленных работ для строительства первых парных горизонтальных скважин были пробурены оценочные скважины, проведены геофизические и лабораторные исследования для оценки критериев применимости метода парогравитационного дренажа на горизонтальных скважинах (толщина пласта – не менее 10 м).

В процессе бурения парных горизонтальных скважин были пройдены водонасыщенные интервалы продуктивного пласта, которые негативно повлияли на показатели эксплуатации добывающих скважин. Водонасыщенные интервалы не отмечались геологическими построениями по материалам пробуренных в этом районе вертикальных разведочных и оценочных скважин. Это подтверждает сильную изменчивость положения поверхности водонефтяного контакта на небольших расстояниях Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения по площади залежи в пределах десятка метров. Снизить отрицательное влияние водонасыщенных интервалов позволило наличие двух устьев, которые позволяли выбрать оптимальный режим отбора и закачки.

За все время эксплуатации трех двух-устьевых пар горизонтальных скважин среднее паронефтяное соотношение составило 2,6, геологические запасы по двухустьевым парам – 547 тыс. т СВН, накопленная добыча – более 222 тыс. т СВН. Рисунок 3 показывает, что наблюдается снижение суточных дебитов по нефти, что связано с активной выработкой геологических запасов продуктивного пласта, приводящее к увеличению обводненности отбираемой продукции продуктивного пласта. Степень выработки запасов по трем парам от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составила более 58%. Средний текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) по двухустьевым скважинам составил 0,408 д. ед.

После проведения опытно-промышленных работ с использованием двухустьевых горизонтальных скважин началось активное разбуривание Ашальчинского поднятия парными одноустьевыми горизонтальными скважинами.

Критерии подбора участка для проводки пары горизонтальных скважин в продуктивном пласте зависят от толщины разрабатываемого пласта. Минимальное расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами должно составлять не менее 5 м, поэтому пары горизонтальных скважин располагают в центре залежи продуктивного пласта, а одиночные горизонтальные скважины – на периферии залежи. Такое расположение горизонтальных скважин на поднятии позволяет повысить эффективность процесса выработки запасов СВН, применяя парогравитационное дренирование по всей залежи с созданием общей паровой камеры. 

5.pngНа начальном этапе проводится освоение скважин закачкой пара в целях прогрева около- и межскважинной зоны. После предварительного прогрева скважин закачка пара в скважины останавливается на время термокапиллярной пропитки, в процессе которой теплота пара передается породе и насыщающим флюидам. Эксплуатация скважин ведется с одновременной закачкой пара в верхнюю горизонтальную скважину и отбором из нижней.

За время эксплуатации горизонтальными скважинами на Ашальчинском поднятии происходит активная выработка продуктивного пласта.

С начала эксплуатации накопленная добыча нефти по каждой паре одноустьевых горизонтальных скважин составляет более 19 тыс. т нефти (рис. 4).
Среднее значение паронефтяного отношения по всем одноустьевым горизонтальным скважинам, вышедшим на режим эксплуатации по технологии парогравитационного воздействия на пласт, составляет 3,1 т/т.

Выработка разрабатываемого продуктивного пласта центральной части Ашальчинского поднятия парогравитационным дренированием с начала разработки идет равномерно (рис. 5).

Среднесуточная добыча по горизонтальным скважинам не снижается. По трем парам суточная добыча превысила более 60 т по нефти. Работа скважин характеризуется низким дебитом нефти в начале работы скважин и высокой обводненностью. По мере эксплуатации пары скважин в призабойной зоне добывающей скважины наблюдается повышение температуры, что свидетельствует о подтягивании паровой камеры к скважине. После достижения температуры в призабойной зоне добывающей скважины около 90–110° добыча нефти возрастает, и снижается обводненность продукции. Период выхода скважин на промышленную добычу нефти у скважин отличается. Отличия работы скважин связаны как с геологическими причинами, так и с особенностью конструкции скважин и их проводки по пласту.

6.pngДля выработки периферийных участков продуктивного пласта Ашальчинского поднятия применяют пароциклическое воздействие на 15 одиночных горизонтальных скважинах.

Пароциклические обработки добывающих скважин осуществляются периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей их эксплуатацией. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, т.е. меняется с ней местами.

Средний дебит по нефти по горизонтальным пароциклическим скважинам составляет 4,16 т [10]. Максимальная успешность отмечается по скважинам, работающим вблизи парных горизонтальных скважин, за счет отбора нефти от развивающейся в их сторону паровой камеры. Средние дебиты по нефти парогравитационного дренирования в 6,5 раза выше по сравнению с пароциклическим воздействием на продуктивный пласт Ашальчинского поднятия (рис. 6).

7.pngCравнивая показатели эксплуатации метода парогравитационного дренирования одно- и двухустьевых скважин с пароциклическим методом воздействия, можно сделать вывод, что наибольший суточный дебит наблюдается у одноустьевых скважин. В то же время самые высокие показатели накопленной и удельной добычи нефти – у двух-
устьевых скважин, поскольку их эксплуатация началась с 2006 г. Применение одноустьевых горизонтальных скважин позволило снизить стоимость обустройства скважин и увеличить длину горизонтальных скважин, но потребовало закупки на начальном этапе специальных буровых установок, позволяющих выполнять устье скважин наклонным. С бурением каждой следующей скважины повышается опыт в проводке горизонтального ствола, и снижаются риски попадания в водонасыщенные интервалы [11, 12].

Для разработки залежей СВН со сложным геологическим строением, схожим с Ашальчинским поднятием, наиболее перспективным способом является парогравитационное дренирование.

Для оценки эффективности расположения горизонтальных скважин анализировалась толщина продуктивного пласта по Ашальчинскому поднятию.

В куполе Ашальчинского поднятия толщина продуктивного пласта составляет более 25 м. Разработка центральной части залежи парогравитационным дренированием позволяет создать паровую камеру и вовлечь в разработку весь продуктивный пласт, тем самым увеличивается отбор разогретой СВН, поэтому с увеличением толщины продуктивного пласта удельная добыча нефти на 1 т пара в горизонтальных скважинах будет также увеличиваться (рис. 7).

По мере движения от центральной части к периферийным участкам залежи эффективность работы скважин снижается, поэтому применение технологии парогравитационного дренирования рекомендуется в продуктивном пласте с нефтенасыщенной толщиной более 10 м.

В процессе разработки месторождений сверхвязкой нефти активно используется система контроля на месторождениях. На используемом полигоне производят отбор поверхностных (4 водопоста) и подземных проб вод (2 колодца,
4 родника) и почв. Также для определения загрязнения подземных вод используется эколого-гидрогеологические скважины. В процессе эксплуатации скважин осуществляются наблюдения за состоянием воздуха на наличие выброса вредных газов в атмосферу.

В процессе нагнетания теплоносителя и отбора из продуктивного пласта сверхвязкой нефти ведется контроль деформации земли, при этом сбор данных производится в автоматическом режиме с интервалом в 1 час и передается в центр обработки информации.

По текущим результатам опытно-промышленных работ на Ашальчинском месторождении можно сделать следующие выводы:

  1. для залежи СВН Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения выявлена сильная изменчивость положения водонефтяного контакта на небольших расстояниях, которая усложняет процесс добычи СВН;

  2. процесс парогравитационного дренирования является наиболее эффективной технологией добычи для Ашальчинского месторождения СВН и может быть распространен на аналогичные месторождения;

  3. показана зависимость между добычей нефти на 1 т пара и толщиной пласта. С увеличением толщины продуктивного пласта эффективность работы горизонтальных скважин, эксплуатирующихся технологией парогравитационного дренирования, возрастает;

  4. среди одиночных горизонтальных скважин максимальная успешность отмечается по скважинам, работающим вблизи парных горизонтальных скважин, за счет отбора нефти от развивающейся в их сторону паровой камеры;

  5. в процессе разработки месторождения СВН ведется контроль за поверхностными и подземными водами, производится отбор проб почв и атмосферного воздуха. Замеры деформаций земли осуществляются с интервалом 1 час в автоматическом режиме, данные передаются в центр обработки информации. Производимый контроль позволяет разрабатывать месторождения сверхвязкой нефти без негативного воздействия на экологическую обстановку.



← Назад к списку


im - научные статьи.