Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и обоснование технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и обоснование технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти"

На правах рукописи

00553*»

ДУБИВ ИГОРЬ БОГДАНОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ (на примере Тазовского месторождения)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

3 ОКТ 2013

Тюмень - 2013

005534154

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Ведущая организация: - Открытое акционерное общество «Сибирский

Защита состоится 24 октября 2013 года в 11.30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 24 сентября 2013 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат технических наук,

Научный руководитель: - доктор геолого-минералогических наук

Лапердин Алексей Николаевич

Официальные оппоненты: - Ермолаев Александр Иосифович

доктор технических наук, профессор, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, зав. кафедрой разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений - Юшков Антон Юрьевич кандидат технических наук, Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский Нефтяной Научный Центр» (ООО «ТННЦ»), эксперт по газовым проектам

научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

доцент

Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Наращивание уровней добычи нефти возможно двумя путями: либо вовлечением в разработку новых месторождений, либо увеличением извлекаемых запасов за счет применения новых технологий, позволяющих достичь прироста текущей и конечной нефтеотдачи.

В настоящее время, в условиях падающей добычи нефти на большинстве крупных месторождений севера Западной Сибири, возрастает роль освоения трудноизвлекаемых запасов, добыча которых традиционными способами нерентабельна. Большая их часть приходится на запасы высоковязкой нефти, которые в структуре запасов составляют около 60 %. Для эффективной разработки таких месторождений требуется применение новейших технологий в области строительства скважин, добычи и воздействия на пласт.

Геологические запасы высоковязкой нефти в сеноманских отложениях Западной Сибири составляют около 3 млрд. т., что позволяет говорить о высоком потенциале их промышленного освоения. На ряде месторождений эти запасы приурочены к тонким нефтяным оторочкам, ограниченным снизу водоносным бассейном и наличием сверху газовой шапки. Залежи характеризуются сложными условиями разработки, такими как опасность прорыва газа и воды, высокая степень расчлененности продуктивного разреза, малая нефтенасыщенная толщина.

Разработка месторождений с вязкостью нефти более 30 мПа-с, как правило, связана с применением методов увеличения нефтеотдачи, которые требуют значительных инвестиций в обустройство промыслов и организацию добычи.

По этой причине исследование и поиск эффективных методов, и создание новых технических и технологических решений по разработке данных залежей, характеризующихся большей инвестиционной привлекательностью, является актуальной научной и практической задачей.

Цель работы

Повышение эффективности разработки залежей высоковязкой нефти сеноманских отложений Западной Сибири за счет применения современных технологий воздействия на пласт.

Основные задачи исследования

1. Обзор и анализ мирового опыта применения методов увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязких нефтей (первичные, тепловые, нетепловые, комбинированные).

2. Анализ и обобщение результатов экспериментальных исследований по определению эффективности вытесняющих агентов с использованием физической модели высоковязкой нефти Тазовского месторождения.

3. Обоснование эффективности применения вытесняющих агентов с использованием средств трехмерного геолого-гидродинамического моделирования.

4. Выбор эффективных методов воздействия при разработке залежей высоковязкой нефти, приуроченных к сеноманским отложениям.

5. Оценка технико-экономической эффективности применения технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются залежи высоковязкой нефти сеноманских отложений Западной Сибири, предметом - технологии извлечения высоковязкой нефти.

Научная новизна выполненной работы

1. Предложены перспективные технологии увеличения нефтеотдачи для условий сеноманских залежей (закачка горячей воды, водогазовой смеси, термополимерное воздействие).

2. С использованием физической модели пласта с высоковязкой нефтью Тазовского месторождения на керновом материале доказана эффективность применения водогазового и термополимерного воздействия. Доказано, что по

сравнению с традиционным заводнением прирост коэффициента вытеснения нефти при закачке водогазовой смеси составит 13-17 %, при закачке горячего полимерного раствора 22-32 %.

3. С привлечением средств трехмерного геолого-гидродинамического моделирования обоснованы технологии водогазового и термополимерного воздействия для условий сеноманских продуктивных отложений Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения. Установлено, что применение данных технологий приведет к увеличению нефтеотдачи по сравнению с традиционным заводнением на 21-32 %.

Практическая ценность и реализация работы

Полученные автором результаты использованы при обосновании способов разработки сеноманской залежи высоковязкой нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения, которые позволяют достичь максимальной нефтеотдачи пласта.

Основные результаты работ использованы при выполнении НИР «Технологическая схема опытно-промышленной разработки участка сеноманской залежи Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2011), «Технологическая схема опытно-промышленной разработки сеноманской залежи Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2012), утвержденные к внедрению ЦКР Роснедр по УВС.

Основные защищаемые положения

1. Алгоритм выбора оптимальной технологии разработки с учетом геолого-физических особенностей нефтегазовых залежей.

2. Технология разработки сеноманских залежей высоковязкой нефти, предусматривающая применение в качестве вытесняющего агента полимерного раствора на основе полиакриламида с температурой 60 °С.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Выбранная область исследования соответствует паспорту специальности

25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Апробация результатов работы

Результаты исследований докладывались и обсуждались на:

- Всероссийской научно-практической конференции «Современные тенденции в научных инновациях нефтегазодобычи и информационных технологиях» (г. Тюмень, 2009 г.);

- Восьмой международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (г. Астрахань, 2009 г.);

- Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2009 г.);

- XVI научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2010 г.);

- Международной научно-технической конференции, посвященной 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2011 г.);

- Ш научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (пос. Развилка, ВНИИГАЗ, 2011 г.);

- XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» (г. Тюмень, 2012 г.);

- Заседаниях Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по

УВС (г. Тюмень, 2011-2012 гг.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 7 печатных работ, в том числе 5 работ - в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (91 наименование). Работа изложена на 176 страницах машинописного текста, содержит 52 рисунка и 33 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается обоснование актуальности выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цель, задачи исследования, их научная новизна, защищаемые положения и практическая ценность.

В первом разделе выполнен обзор и анализ мирового опыта разработки месторождений высоковязких нефтей. Приведена классификация и подробно рассмотрены существующие технологии добычи высоковязкой нефти, которые согласно международной классификации подразделяются на три группы: первичные, термические, нетермические.

К первичным методам добычи высовязкой нефти относится разработка на естественном режиме и метод CHOPS, предполагающий добычу нефти с выносом песка (Maurice В. Dusseault, El-SayedS., R.J. Chalatwnykand, T.B. Wagg).

Среди наиболее распространенных технологий добычи высоковязкой нефти в отечественной и мировой нефтяной промышленности являются термические методы, в частности циклическая закачка пара.

Эффективность циклического паротеплового воздействия характеризуется количеством пара, нагнетаемого в скважину за один цикл, свойствами пара, временем паропропитки, длительностью периода добычи нефти и темпом снижения производительности скважины (Антониади Д.Г.,

Байбаков Н.К., Гарушев А.Р.).

Большинство зарубежных месторождений, на которых применялись паротепловые обработки, расположены в Канаде, США, Венесуэле. В России опытно-промышленное внедрение паротепловых обработок скважин было реализовано на следующих месторождениях: Зыбза-Глубокий Яр (Краснодарский край), Оха, Катангли (о. Сахалин), Ишимбаевское (Башкирия), Северо-Комсомольское (Западная Сибирь).

Примером применения данной технологии в условиях Западной Сибири является газонефтяная залежь пласта ПК1 сеноманских отложений СевероКомсомольского месторождения. Опытно-промышленные работы по извлечению высоковязкой нефти проводились на двух пилотных кустах, представляющих собой элементы девятиточечной системы разработки. Поставленные цели в ходе опытно-промышленной разработки данного объекта не были достигнуты, поскольку на протяжении всего времени эксплуатации работы с фондом скважин свелись к непрерывным ремонтно-изоляционным работам. Причиной являлись заколонные перетоки газа из газовой шапки вследствие некачественного цементирования скважин.

В связи со сложными геолого-физическими условиями залегания залежей высоковязкой нефти большое значение приобретают исследования, направленные на изучение эффективности применения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов и на разработку новых комбинированных методов добычи нефти.

В настоящее время всё большее применение находят нетермические способы разработки, среди которых выделяются газовые технологии воздействия на залежи высоковязкой нефти (Аляска, месторождения Wilmington, Lick Creek), основанные на использовании чередующихся или совместных закачек газов с водой. Данные технологии является перспективными, поскольку применение тепловых методов зачастую ограничено из-за наличия значительного по мощности слоя многолетнемерзлых

пород и больших расстояний между скважинами.

Среди химических методов увеличения нефтеотдачи наибольшее распространение получило полимерное заводнение (Желтов Ю.В., Швецов И.А.). Целью технологии является увеличение охвата воздействием за счет выравнивания фильтрационных сопротивлений продуктивных пропластков разной проницаемости. Повышенная вязкость полимерного раствора по сравнению с обычной водой способствует увеличению коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием. Кроме того, использование полимерного заводнения не оказывает влияния на многолетнемерзлые породы и соответственно позволяет использовать скважины обычной конструкции.

Результаты полимерного заводнения в Китае, России, Казахстане и других странах мира (месторождения Yangsanmu, Mamul, East Bodo, BohaiBai, Берейкинское, Мишкинское, Гремихинское и др.) показали их высокую эффективность (прирост КИН на 6-10 %).

На основании анализа мирового опыта разработки месторождений высоковязких нефтей, а также месторождений-аналогов, автором произведен анализ и выбор технологий разработки применительно к сеноманской залежи Тазовского месторождения (таблица 1).

Перспективными и рекомендуемыми методами для опробования в условиях сеноманской залежи Тазовского месторождения являются закачка нагретой воды, водогазовое и термополимерное воздействие. Закачка вытесняющих агентов приводит к изменению направления и скорости потоков пластовых флюидов, а также соотношения размеров и взаиморасположения разнонасыщенных частей залежи. От эффективности этого воздействия зависят основные показатели разработки месторождения, в том числе и конечный коэффициент извлечения нефти.

Учитывая геолого-физические характеристики сеноманской залежи пласта ПК! Тазовского месторождения из этих критериев можно сделать вывод,

Таблица 1 - Критерии применимости технологий увеличения нефтеотдачи (Ж. Бурже, Сургучев М.Л.)

Методы повышения нефтеотдачи Глубина, м Температура, "С Толщина, м Проницаемость, 10" м2 Пористость, % Начальная нефте-насыщенность, % Плотность прн станд. условиях, кг/м1 Вязкость в пласт, условиях, 10'3 Па с

Вытеснение нагретой водой < 1500 - >3 - - >50 - 50-10000

Внутрипластовое горение <3000 >35 2-30 > 10 > 18 >30 820-990 2-1000

Пароциклическое воздействие < 1500 - >5 > 100 > 18 >50 820-1000 > 100

Вытеснение паром < 1000 - 10-100 > 100 > 18 >50 820-1000 1-10000

Полимерное заводнение - <70 <30 >20 18-37 >25 <940 1-200

Водогазовое воздействие - <70 - - - >50 820-940 <217*

Щелочное заводнение - < 100 20-30 >50 - >30 <940 <40

* по результатам лабораторных исследований (Дроздов А.Н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)

что наиболее эффективными являются следующие технологии: закачка горячей водой, полимерное заводнение, водогазовое воздействие.

Алгоритм выбора технологии разработки на примере реализации термополимерного заводнения:

1. Анализ проектов применения методов увеличения нефтеотдачи и их соответствие критериям применимости к исследуемому объекту.

2. Постановка экспериментальных исследований с использованием пластовой системы.

3. Проведение гидродинамических расчетов и технико-экономической оценки.

4. Промысловые испытания.

Исходя из опыта разработки месторождений-аналогов, помимо технологий повышения нефтеотдачи, стратегия разработки данного объекта должна базироваться, прежде всего, на бурении горизонтальных скважин с большой проходкой по продуктивному пласту, что является перспективным ввиду небольшой толщины нефтяной оторочки и наличия естественных экранов (глинистых пропластков). Кроме того, бурение горизонтальных

скважин позволит снизить депрессию на пласт и предотвратить ранние прорывы газа и воды к забоям добывающих скважин.

Для оценки дебита нефти одиночной горизонтальной скважины был проведен расчет по формуле Б. Б. 1обЫ для анизотропного пласта:

2лкь1гАр

М,

1п

' а +4а2 +0,251?

ч

'А'

(1)

0,51

/

где - дебит нефти горизонтальной скважины, м3/сут; кь - горизонтальная проницаемость пласта, м2; Ь - нефтенасыщенная толщина, м; Ар - депрессия на пласт; р. - вязкость нефти в пластовых условиях, Пас; Во - объемный

коэффициент нефти; а = 0,5£д/0,5 + л/0,25 + /0,5ЬУ - большая полуось эллипса дренирования, м; Ь - длина горизонтальной части ствола скважины, м;

Кк - радиус контура питания, м; Ис - радиус ствола скважины, м; /? = / К„ - коэффициент анизотропии по проницаемости; - вертикальная проницаемость пласта, м2.

Проведенные расчеты для средних значений проницаемости и нефтенасыщенной толщины показали, что при длине горизонтального ствола скважины Ь = 100-400 м дебит нефти может быть увеличен до 3-5 раз.

Таким образом, итогом данного раздела диссертации является постановка основных задач исследования, результаты решения которых приведены в следующих главах.

Второй раздел посвящен изучению геолого-промысловых особенностей и геологического строения сеноманской газонефтяной залежи пласта ПК] Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения, являющейся объектом авторских исследований.

Средняя глубина залегания кровли коллекторов пласта ПК1 составляет порядка 1110 м. Покрышкой для коллекторов служат глинистые отложения турон-датского времени толщиной до 800 м. Коллекторы покурской свиты

литологически представлены переслаиванием песчано-алевролитовых и алеврито-глинистых пород с подчиненной ролью последних. Продуктивный коллектор сложен слабосцементированным песчаником и имеет низкие прочностные свойства. Глинистые пласты не выдержаны по разрезу и характеризуются линзовидным залеганием, что обуславливает гидродинамическую связь внутри продуктивной толщи сеномана.

Сеноманская залежь по типу сводовая, массивная, водоплавающая, тектонически экранированная, со сложным геологическим строением, обусловленным многочисленными тектоническими нарушениями. Осложняющим фактором для разработки нефтяной оторочки является наличие мощной газовой шапки и сплошное подстилание залежи пластовой водой.

Размеры сеноманской залежи: длина - 32,5 км; ширина на севере - 16 км, в центральной части — 10 км, на юге - 13,5 м; высота - 91,7 м. Начальное пластовое давление составляет 11,7 МПа. Пластовая температура 26 °С.

Суммарная толщина газонасыщенных коллекторов по скважинам варьирует от 0,5 м до 60,2 м. Суммарная толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 1,2 м до 13,0 м.

Высокие значения проницаемости коллектора, достигающие значения 0,8-1,0 мкм2, способствуют высокому темпу фильтрации теплоносителя, что значительно снижает теплопотери в кровлю и подошву пласта.

По результатам исследований отобранных при испытании скважин глубинных проб нефти плотность пластовой нефти составляет 906,5 кг/м3, сепарированной - 933,3 кг/м3, газосодержание - 25,82 м3/т, объемный коэффициент - 1,047, величина динамической вязкости пластовой нефти равна 62,96 мПа-с, в стандартных условиях - 302,4 мПа-с. По физико-химическим характеристикам нефть пласта ПК[ относится к очень тяжелым, вязким, малосернистым (0,19 %), малопарафинистым (0,64 %), смолистым (8,05 %) с низким содержанием светлых фракций.

По ранее сделанным оценкам залежь характеризуется низкими

значениями дебитов нефти, малой нефтеотдачей, что предопределяет необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи.

Подведя итоги данного раздела, можно сделать вывод, что запасы сеноманской залежи Тазовского месторождения относятся к трудноизвлекаемым. Залежь характеризуется рядом осложняющих факторов, таких как наличие газовой шапки и активного водоносного горизонта, высокой вязкостью нефти, слабосцементированным коллектором.

В третьем разделе автором приводятся методика, результаты и анализ экспериментальных исследований на керне по оценке эффективности вытесняющих агентов.

С использованием физической модели пластовой нефти с соблюдением термобарических параметров сеноманской залежи Тазовского месторождения была проведена серия опытов по оценке эффективности вытеснения высоковязкой нефти водой и газом (совместное и попеременное нагнетание) и полимерным раствором.

В качестве модели пласта использовался керн сеноманских отложений, отобранный из разведочной скважины № 80 пласта ГТК| Тазовского месторождения. При проведении экспериментов по совместной закачке воды и газа средние значения абсолютной проницаемости и открытой пористости по моделям пласта составили 0,19 мкм2 и 25,3 % соответственно. Для выполнения экспериментов были подготовлены модельные флюиды в соответствии с ОСТ 39-195-86. В качестве углеводородной жидкости для начального насыщения моделей пласта использовалась изовискозная модель пластовой нефти, которая была приготовлена на основе скважинной дегазированной пробы нефти Тазовского месторождения и добавления керосина (ц„ = 65,19 мПа-с).

Эксперименты по вытеснению нефти водогазовой смесью включали в себя три этапа: замещение керосина моделью нефти, вытеснение нефти водой и

довытеснение нефти водогазовой смесью с определенными долями воды и газа в потоке (33, 50, 67 % объемных).

В результате проведенных экспериментов было установлено, что при закачке водогазовой смеси независимо от доли газа в газожидкостном потоке величина коэффициента вытеснения нефти всегда больше, чем при обычном вытеснении нефти водой. Доказано, что с увеличением доли газа в потоке водогазовой смеси эффективность вытеснения нефти возрастает. Так, максимальный коэффициент вытеснения нефти составил 0,60 д. ед. при газосодержании смеси 67 % по объему.

По результатам экспериментов была получена аппроксимирующая зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания водогазовой смеси (рисунок 1).

Для достоверного обоснования эффективного газосодержания водогазовой смеси на рисунке 1 также отображены результаты, полученные В.Н. Хлебниковым на насыпных моделях пласта Тазовского месторождения при равнозначных термобарических условиях.

0,70

.0,65

й 0,60

н

Зо.

55

я 0,50 я ■в-•е-

I 0,45

0,40

= - I,32433г2 + I .бОЭЗБг + 0,11 14 Я2 = 0,9941

<9 авторские эксперименты • Хлебников В.Н.

0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Газосодержание водогазовой смеси 8г, д. ед.

Рисунок 1 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания водогазовой смеси

В ходе фильтрационных экспериментов было определено, что наименьший коэффициент вытеснения наблюдается при закачке газа (К выт — 0,40 д. ед.). Выполненные эксперименты при попеременной закачке газа и воды показали, что прирост коэффициента вытеснения нефти по сравнению с обычным заводнением составляет 5-11 %, что ниже, чем при совместной закачке агентов в виде смеси.

Увеличение температуры закачиваемой воды с 26 °С до 60 °С не привело к значительному увеличению коэффициента вытеснения нефти, конечный Квыт при близких фильтрационно-емкостных свойствах моделей пласта составил 0,57 д. ед.

Следующим этапом работы было проведение экспериментальных исследований по оценке эффективности при закачке полимерного раствора. В качестве агента использовался полиакриламид с концентрацией 0,2 % масс. Особенностью данных экспериментов было использование модели нефти, которая была подготовлена путем рекомбинации газа сепарации и дегазированной скважинной пробы нефти Тазовского месторождения при термодинамическом равновесии в пластовых условиях (ц„ = 84,12 МПа-с.).

Значения абсолютной проницаемости и пористости по моделям пласта для данной серии фильтрационных экспериментов составляли 0,69-0,74 мкм2 и 30,9-31,6 % соответственно.

На рисунке 2 представлена зависимость коэффициента вытеснения нефти водным раствором полимера от температуры, где четко видна прямо-пропорциональная зависимость между температурой и коэффициентом вытеснения. При пластовой температуре 26 °С коэффициент вытеснения равен 0,62 д. ед., при 60 °С - 0,69 д. ед., при 80 °С - 0,72 д. ед. Установлено, что с ростом температуры возрастают фазовые проницаемости по нефти и раствору полимера за счет снижения вязкости флюидов и, как следствие, происходит увеличение Квыт. Однако следует отметить, что при равных температурах отмечается прирост КВЬ1Х в случае закачки полимерного раствора от 8 до 23 % по

сравнению с закачкой воды за счет выравнивания подвижностей закачиваемого агента и пластовой нефти (|а„/|1а = 4,4-7,0 д. ед.).

Результаты исследований эффективности вытеснения нефти водным раствором полимера на керне пласта ПК! Тазовского месторождения показали, что данный вид воздействия достаточно эффективен, особенно в сочетании с тепловыми методами.

раствором полимера от температуры

Итогом этого раздела стало определение эффективности водогазового и термополимерного воздействия при вытеснении высоковязкой нефти Тазовского месторождения, при этом прирост коэффициента вытеснения нефти по сравнению с обычным заводнением составил 13-17% и 22-32% соответственно. Также было определено оптимальное газосодержание водогазовой смеси, которое составило 67 % по объему.

В четвертом разделе автором приведены результаты геолого-гидродинамического моделирования сеноманской залежи Тазовского месторождения и выполнены расчеты технологических показателей разработки при применении рекомендуемых вытесняющих агентов.

В качестве инструмента исследований для проведения

гидродинамического моделирования использовался программный комплекс Eclipse компании Schlumberger.

В процессе подготовки исходных данных обоснованы используемые при моделировании функции относительных фазовых проницаемостей при термостатировании образцов керна при 30 и 60 °С (рисунок 3).

Нефтенасыщенность, д. ед.

1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0

1,0 0,9

Э0-8

- =*0,7 -в- J

Я 5 0,6

5 о

1 §0,5

S §0,4 s s 35 0,3

'0,2

0,1

0,0

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Водонасыщенность, д. ед.

Нефтенасыщенность, д. ед.

1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Газонасыщенность, д. ед.

Рисунок 3 - Относительные фазовые проницаемости, принятые для проведения гидродинамических расчетов в системе вода-нефть (а) и газ-нефть (б)

Проверка адекватности модели фактическим свойствам пласта проводилась моделированием результатов испытания десяти разведочных скважин, в которых были получены чистые и смешанные притоки нефти.

С целью оценки эффективности применения водогазового и термополимерного воздействия был выбран участок проведения опытно-промышленных работ (зона максимальных нефтенасыщенных толщин). Рассматривались варианты с размещением одной нагнетательной и четырех добывающих скважин с горизонтальным участком ствола 300 м. Расстояние между стволами добывающих и нагнетательной скважины составляет 450 м. Данная схема размещения скважин выбрана на основании предварительной технико-экономической оценки, которая показала наибольшую эффективность при трансформации девятиточечной системы вертикальных скважин в горизонтальные.

Дебит добывающих скважин контролировался забойным давлением в 9,0 МПа, ограничение по максимальному дебиту нефти составляло 50 м3/сут. Для нагнетательной скважины ограничение по приемистости составляло 200 м3/сут. В рамках расчетов сравнивался потенциал работы скважин при применении различных агентов воздействия на пласт.

Рисунок 4 - Распределение насыщенности нефтью, газом и водой в сеноманской залежи пласта ПК]

В процессе моделирования были обоснованы оптимальные схемы проводки горизонтальных стволов (в центральной части нефтенасыщенного интервала) и подтверждена эффективность рекомендуемых автором рабочих агентов для достижения максимальной нефтеотдачи с использованием фильтрационной модели.

Для моделирования полимерного заводнения необходимо задание исходных данных, таких как: зависимость вязкости от концентрации полимера; адсорбция полимера в зависимости от концентрации; начальный и остаточный фактор сопротивления; изменение межфазного натяжения, которые были получены по результатам лабораторных исследований керна.

В результате анализа вариантов автор установил, что дополнительная добыча нефти за счет применения термополимерного воздействия может составлять до 30 % по сравнению с закачкой воды с пластовой температурой (рисунок 5).

вариант 1 - вода 26 °С вариант 2 - вода 60 °С вариант 3 - водогазовая смесь вариант 4 - горячий раствор полимера

Рисунок 5 - Накопленная добыча нефти по вариантам разработки Результаты моделирования свидетельствуют о высокой эффективности применения в качестве вытесняющих агентов водогазовой смеси и

—, ■—- — — —' -—' •—■ '—- ■—' *—' ^—' I_/ '—' >—- >_I ^_I к_I

Годы

1500

¿400

полимерного раствора и рекомендуются автором к применению как первоочередные технологии при освоении сеноманской залежи Тазовского месторождения.

Учитывая значительную глубину залегания продуктивного пласта (более 1000 м) и наличие зоны многолетнемерзлых пород при применении тепловых методов добычи следует использовать теплоизолированные насосно-компрессорные трубы (НКТ) для сохранения температурного режима вытесняющего агента. С этой целью автором выполнен термодинамический расчет работы скважины, что позволило предложить использование НКТ с экранно-полимерной изоляцией (рисунок 6), позволяющие снизить суммарные теплопотери по стволу скважины до 5 °С. Моделирование работы нагнетательной скважины проводилось с использованием программного комплекса Р1рез1т, результаты которого свидетельствуют о эффективности теплоизолированных НКТ при закачке теплоносителя на глубины свыше 1000 м.

Температура, °С

-5 0 5 ]0 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

Рисунок 6 - Распределение температуры по стволу нагнетательной скважины

В пятом разделе автором выполнена технико-экономическая оценка эффективности применения методов увеличения степени извлечения высоковязких нефтей на примере опытного участка залежи в текущих экономических условиях рынка.

При проведении расчетов сделаны следующие допущения: капитальные затраты приняты только в рамках промыслового обустройства, без учета затрат на внешнепромысловый транспорт. Данный подход обусловлен целью авторского исследования, а именно проведению сравнительного анализа в подборе более эффективной технологии разработки с позиций достижения максимально возможного КИН и экономического эффекта. Результаты проведенной технико-экономической оценки за расчетный период, равный 27 годам, представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Сопоставление технико-экономических показателей разработки опытного участка

Показатели Технологии разработки

вода 26 °С вода 60 °С водогаз. смесь полим. р-р 60 °С

Товарная продукция

в т. ч. нефть, тыс. т 503,40 638,20 664,20 732,10

попутный газ, млн. mj 92,30 252,84 240,18 349,50

Инвестиционные затраты, всего, млн. руб. 1264,00 1415,60 1787,00 1390,50

капитальные вложения в бурение 778,00 778,00 778,00 778,00

капитальные вложения в обустройство 459,60 599,90 944,00 577,10

оборудование не входящее в сметы строек 26,40 37,70 65,00 35,40

Сумма НДС, подлежащая возврату из бюджета 193,00 273,00 272,58 212,00

Чистый дисконтированный доход (NPV), млн. руб. 107,77 266,07 131,67 525,04

Недисконтированный период окупаемости (РР), лет 4 года 4 года 6 лет 3 года

Дисконтированный период окупаемости (DPP), лет 9 лет 7 лет 14 лет 5 лет

Результаты технико-экономических расчетов показали, что разработка месторождения при применении рассмотренных технологий рентабельна и наиболее эффективным является термополимерное воздействие на пласт, которое позволяет добиться наибольшего накопленного дисконтированного потока наличности в совокупности с максимально возможным коэффициентом нефтеизвлечения. Расчеты МРУ при заданных рыночных условиях показали, что за рассматриваемый период ИРУ при технологии термополимерного

воздействия на пласт достигает значения 525,04 млн. руб. Средняя себестоимость нефти за рассматриваемый период разработки составит 8155 руб./т, что свидетельствует о целесообразности разработки сеноманских залежей высоковязкой нефти Западной Сибири с использованием данной технологии.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ и обобщен опыт разработки месторождений высоковязких нефтей, на основе которого сделан вывод о перспективности применения таких технологий, как закачка горячей воды, водогазовое и термополимерное воздействие.

2. Результаты проведенных экспериментальных лабораторных исследований доказали:

- эффективность применения водогазового воздействия и термополимерного заводнения в условиях пластовой системы Тазовского месторождения;

- прирост коэффициента вытеснения при циклической закачке газа и воды составил 5-11 %, водогазовой смеси 13-17 %, при термополимерном воздействии — 22-32 %;

- впервые для условий Тазовского месторождения получены зависимости коэффициента вытеснения нефти от газосодержания водогазовой смеси. Определено оптимальное газосодержание водогазовой смеси = 67 %);

- получены зависимости для определения коэффициента вытеснения нефти от температуры закачиваемого полимерного раствора, позволяющие обосновать эффективную технологию разработки.

3. Анализ результатов расчетов, проведенных на геолого-гидродинамической модели, подтвердил достоверность физического моделирования при применении водогазовой смеси и раствора полимера в качестве вытесняющих агентов при разработке залежей высоковязких нефтей.

4. Результаты экономических расчетов показали, что разработка месторождения при применении рассмотренных технологий рентабельна и наиболее эффективной является технология термополимерного воздействия, которая позволяет добиться наибольшего NPV в совокупности с максимально возможным КИН.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

1. Юдаков А.Н. Эффективность применения одновременно раздельной закачки на Южной лицензионной территории Приобского месторождения / И.Б. Дубив, С.Ф. Мулявин // Бурение и нефть. - 2009. - № 5. - С. 36-39.

2. Дубив И.Б. Особенности геологического строения и разработки ачимовских отложений Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения / И.Б. Дубив, А.Н. Лапердин // Геология, география и глобальная энергия. -2009,-№4.-С. 208-210.

3. Дубив И.Б. Анализ отработки пластов ачимовской толщи Уренгойского региона / И.Б. Дубив // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2010. - № 4. - С. 23-28.

4. Дубив И.Б. Оценка перспективных технологий разработки сложнопостроенных месторождений высоковязкой нефти на примере Тазовского НГКМ / И.Б. Дубив // Бурение и нефть. - 2012. - № 5. - С. 28-30.

5. Дубив И.Б. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти сеноманских залежей водогазовой смесью / И.Б. Дубив, М.А. Моисеев // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2012. -№4.-С. 74-77.

В других изданиях.

6. Дубив И. Б. Оценка эффективности применения метода водогазового воздействия на нефтяных залежах ачимовских отложений Уренгойского месторождения / И.Б. Дубив, C.B. Скворцов // Нефть и газ Западной Сибири:

материалы международной научн.-техн. конф., посвященной 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 192-193.

7. Дубив И.Б. Выбор технологии разработки тонкой нефтяной оторочки высоковязкой нефти на примере Тазовского месторождения / И.Б. Дубив, И.Ю. Юшков // Сборник тезисов докладов XVII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза. - Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2012. - С. 88-90.

Соискатель

И.Б. Дубив

Подписано к печати 23.09.2013 г. Формат бумаги 60x84 1/16. Усл. печ. л. 1,00. Заказ № 171. Тираж 100 экз. ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООВ 625019, г. Тюмень, Воровского, 2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Дубив, Игорь Богданович, Тюмень

Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»

На правах рукописи

04201364573

ДУБИВ ИГОРЬ БОГДАНОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ (на примере Тазовского месторождения)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -доктор геол.-минер. наук, Лапердин А.Н.

Тюмень - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.......................................................................................................5

1 ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ И ОПЫТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ..............................................8

1.1 Первичные методы.................................................................................9

1.2 Тепловые методы.................................................................................10

1.2.1 Результаты промысловых работ по паротепловым обработкам призабойных зон скважин.......................................................................................10

1.2.2 Результаты опытно-промышленного применения паротепловых обработок скважин на зарубежных объектах........................................................18

1.2.3 Разработка залежей тяжелой нефти методом парогравитационного дренажа......................................................................................................................28

1.2.4 Опытно-промышленная эксплуатация пилотного участка пласта ПК1 Северо-Комсомольского месторождения.......................................................33

1.2.5 Опытно-промышленная эксплуатация пилотного участка пласта ПК1-7 Русского месторождения...............................................................................41

1.3 Газовые методы....................................................................................44

1.3.1 Применение метода водогазового воздействия на месторождениях Западной Сибири......................................................................................................45

1.3.2 Испытание водогазового воздействия в комбинации с пенообразующими нефтеводорастворимыми ПАВ..............................................51

1.4 Химические методы.............................................................................58

1.5 Комбинированные методы..................................................................59

1.6 Критерии применимости технологий добычи высоковязкой нефти к условиям Тазовского месторождения....................................................................60

1.7 Выводы по разделу 1............................................................................64

2 ХАРАКТЕРИСТИКА СЕНОМАНСКОЙ ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ТАЗОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАК ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ...................................................................................................65

2.1 Общие положения................................................................................65

2.2 Геолого-промысловые особенности месторождения.......................67

2.2.1 Нефтегазоносность.............................................................................67

2.2.2 Цитологическая характеристика пород............................................73

2.3 Свойства и состав пластовых флюидов.............................................77

2.4 Запасы углеводородов..........................................................................82

2.5 Выводы по разделу 2............................................................................84

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ВОДОГАЗОВОЙ СМЕСЬЮ И РАСТВОРОМ ПОЛИМЕРА....................................................................................85

3.1 Описание экспериментальной установки..........................................85

3.2 Методика проведения экспериментов...............................................89

3.3 Экспериментальные исследования по закачке газа..........................94

3.4 Экспериментальные исследования по закачке полимерного раствора...................................................................................................................108

3.5 Анализ полученных результатов......................................................115

3.6 Выводы по разделу 3..........................................................................116

4 АНАЛИЗ И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОГАЗОВОГО И ТЕРМОПОЛИМЕРНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЬЮТЕРНЫХ МОДЕЛЕЙ...................................118

4.1 Литологическая модель и модель фильтрационно-емкостных свойств.....................................................................................................................118

4.2 Оценка запасов углеводородов по трехмерной геологической модели......................................................................................................................128

4.3 Ремасштабирование геологической модели....................................130

4.4 Термодинамические свойства пластовых флюидов и свойства породы......................................................................................................................132

4.5 Актуализация гидродинамической модели.....................................142

4.6 Расчет технологических показателей при водогазовом и термополимерном воздействии.............................................................................146

4.7 Выводы по разделу 4..........................................................................155

5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ..........................................156

5 Л Налогообложение...............................................................................157

5.2 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат........157

5.2.1 Капитальные вложения....................................................................157

5.2.2 Эксплуатационные затраты.............................................................159

5.3 Технико-экономический анализ разработки месторождения........162

5.4 Выводы по разделу 5..........................................................................164

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ........................................166

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ...................................167

5 I

к

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Наращивание уровней добычи нефти возможно двумя путями: либо вовлечением в разработку новых месторождений, либо увеличением извлекаемых запасов за счет применения новых технологий, позволяющих достичь увеличение текущей и конечной нефтеотдачи.

В настоящее время, в условиях падающей добычи нефти на большинстве крупных месторождений севера Западной Сибири, возрастает роль освоения трудноизвлекаемых запасов, добыча которых традиционными способами нерентабельна. Большая их часть приходится на запасы высоковязкой нефти, которые в структуре запасов составляют около 60 %. Для эффективной разработки таких месторождений требуется применение новейших технологий в области строительства скважин, добычи и воздействия на пласт.

Геологические запасы высоковязкой нефти в сеноманских отложениях Западной Сибири составляют около 3 млрд. т., что позволяет говорить о высоком потенциале их промышленного освоения. На ряде месторождений эти запасы приурочены к тонким нефтяным оторочкам, ограниченным сверху газовой шапкой, а снизу водоносным бассейном. Залежи характеризуются сложными условиями разработки, такими как опасность прорыва газа и воды, высокая степень расчлененности продуктивного разреза, малая нефтенасыщенная толщина.

Разработка месторождений с вязкостью нефти более 30 мПа-с, как правило, связана с применением методов увеличения нефтеотдачи, которые требуют значительных инвестиций в обустройство промыслов и организацию добычи.

По этой причине исследование и поиск эффективных методов, и создание новых технических и технологических решений по разработке данных залежей, характеризующихся большей инвестиционной привлекательностью, является актуальной научной и практической задачей.

Цель работы

Повышение эффективности разработки залежей высоковязкой нефти сеноманских отложений Западной Сибири за счет применения современных

технологий воздействия на пласт.

Основные задачи исследования

1. Обзор и анализ мирового опыта применения методов увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязких нефтей (первичные, тепловые, нетепловые, комбинированные).

2. Анализ и обобщение результатов экспериментальных исследований по определению эффективности вытесняющих агентов с использованием физической модели высоковязкой нефти Тазовского месторождения.

3. Обоснование эффективности применения вытесняющих агентов с использованием средств трехмерного геолого-гидродинамического моделирования.

4. Выбор эффективных методов воздействия при разработке залежей высоковязкой нефти, приуроченных к сеноманским отложениям.

5. Оценка технико-экономической эффективности применения технологий разработки сложнопостроенных залежей высоковязкой нефти.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются залежи высоковязкой нефти сеноманских отложений Западной Сибири, предметом - технологии извлечения высоковязкой нефти.

Научная новизна выполненной работы

1. Предложены перспективные технологии увеличения нефтеотдачи для условий сеноманских залежей (закачка горячей воды, водогазовой смеси, термополимерное воздействие).

2. С использованием физической модели пласта с высоковязкой нефтью Тазовского месторождения на керновом материале доказана эффективность применения водогазового и термополимерного воздействия. Доказано, что по сравнению с традиционным заводнением прирост коэффициента вытеснения

нефти при закачке водогазовой смеси составит 13-17 %, при закачке горячего полимерного раствора 22-32 %.

3. С привлечением средств трехмерного геолого-гидродинамического моделирования обоснованы технологии водогазового и термополимерного воздействия для условий сеноманских продуктивных отложений Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения. Установлено, что применение данных технологий приведет к увеличению нефтеотдачи по сравнению с традиционным заводнением на 21-32 %.

Практическая ценность и реализация

Полученные соискателем результаты использованы при обосновании способов разработки сеноманской залежи высоковязкой нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения, которые позволяют достичь максимальной нефтеотдачи пласта.

Основные результаты работ использованы при выполнении НИР «Технологическая схема опытно-промышленной разработки участка сеноманской залежи Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2011), «Технологическая схема опытно-промышленной разработки сеноманской залежи Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения» (ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2012), утвержденные к внедрению ЦКР Роснедр по УВС.

| 8

1 ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ И ОПЫТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГНП) ч1 сосредоточено более 40 % запасов тяжелых нефтей России, характеризующихся различными значениями вязкости [30]. Среди месторождений высоковязких нефтей Западно-Сибирской НГНП можно выделить Тазовское, Западно-Мессояхское, Новопортовское, Русское, Северо-Комсомольское, Ван-Еганское. Залежи высоковязких нефтей приурочены к терригенным отложениям верхнего мела, залегающих на глубинах 800-1500 м. Нефти имеют плотность до

о

960 кг/м , вязкость в пластовых условиях составляет 40-400 мПа-с.

В соответствие с существующей классификацией по ГОСТ Р 51858-2002 нефть данных месторождений по плотности относиться к битуминозной

о

(плотность более 895 кг/м ), по вязкости - к высоковязкой (вязкость более 30 мПа-с) [13].

В связи со сложными геолого-физическими условиями залегания залежей высоковязкой нефти большое значение приобретают исследования, направленные на изучение эффективности применения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов и на разработку новых комбинированных методов добычи нефти.

Условно технологии и способы разработки залежей тяжелой нефти и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками, можно подразделить на три, неравноценные по объему внедрения группы: 1 - так называемые «холодные» или первичные способы добычи; 2 - тепловые методы добычи; 3 - нетепловые способы разработки (рисунок 1.1).

Естественно, что применимость той или иной технологии обуславливается геологическим строением и условиями залегания, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами

углеводородного сырья, климатическими, географическими, экономическими условиями и др.

Рисунок 1.1 - Классификация технологий добычи высоковязкой нефти [33]

1.1 Первичные методы

К современным первичным методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, могут быть отнесены разработка на истощение и метод «CHOPS» (Cold Heavy Oil Production with Sand) [74, 70], который предполагает добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка.

Метод применяется в случае существования каналов между зернами песка, называемыми «ходами червей», которые образуют системы, подобные трещинам, повышающие проницаемость и пористость.

Применение метода «CHOPS» не требует больших инвестиций на обустройство и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов, однако коэффициент нефтеотдачи в этом случае, как правило, не превышает 10%.

Метод не применяется для добычи битумов из месторождений с подошвенной водой и газовой шапкой, поэтому его применение в условиях Тазовского месторождения ограничено.

Разработка запасов высоковязкой нефти на режиме истощения пластовой энергии нецелесообразна в силу слабой подвижности нефти и невысокого пластового давления. Снижение пластового давления ниже давления насыщения в свою очередь приведет к разгазированию нефти в условиях пласта и потере подвижности.

Таким образом, «холодные» методы разработки залежей тяжелой нефти не лишены ряда существенных недостатков. В их числе ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низкие темпы разработки. Поэтому, подавляющее число, активно осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласты.

1.2 Тепловые методы

1.2.1 Результаты промысловых работ по паротепловым обработкам призабойных зон скважин

На многопластовом месторождении Зыбза-Глубокий Яр (Краснодарский край) наибольший интерес с точки зрения проведения циклических паротепловых обработок представляют залежи тяжелой нефти, приуроченные к отложениям миоцена: чокрак, караган и сармат. Толщина этих продуктивных горизонтов различна и колеблется от 0 до 250 м. В тектоническом отношении продуктивные горизонты тяжелой нефти характеризуются моноклинальным залеганием пород. Нефтяные залежи подпираются контурными водами.

Нефть миоценовой залежи высоковязкая (до 1000 МПа-с при 25 °С) и не содержит бензиновых фракций. Плотность ее в поверхностных условиях колеблется от 943 до 984 кг/м3. Массовое содержание смол в нефти 45-50 %. Минерализация пластовых вод (450-н500)-103 моль/л. Начальный газовый

фактор 10 м3/м3. Глубина залегания пластов 500-1000 м. Средняя пластовая температура 40 °С.

Применяемые ранее известные методы воздействия на призабойную зону пласта не давали существенных результатов. Из четырех опробованных способов тепловых обработок (циклическое паровоздействие, обработка призабойной зоны горячей водой, прогрев забоя скважины с помощью установки СУЭПС-1200 и циклическое нагнетание в скважины горячей нефти) наиболее эффективным оказались пароциклические обработки.

Проведенные на площади Зыбза исследования в процессе реализации пароциклических обработок показали, что для достижения наибольшей эффективности температуру в призабойной зоне скважины необходимо доводить до 120-130 °С. В диапазоне 25-120 °С происходить резкое изменение свойств нефти - снижается вязкость, изменяются упругие свойства и т. п. [11].

Технология реализации паротепловых обработок заключалась в следующем: в течение 15-45 сут в скважину нагнетался пар, в последующие 23 сут скважину закрывали для паропропитки, затем пускали в эксплуатацию.

По большинству скважин, подвергнутых парообработке, дебиты нефти возросли с 0,1-0,5 т/сут до 5-15 т/сут. Период эффективной работы скважин колебался от 60 до 500 сут, а в отдельных случаях и более. В среднем на одну эффективно обработанную скважину было добыто дополнительно 845 т нефти. Обводненность продукции обрабатываемых скважин не превышала 50 %. Эффективность обработок этих скважин зависела не от процентного содержания воды в добываемой продукции, а главным образом от содержания воды в продукции до проведения ПТОС (таблица 1.1).

Из приведенных данных видно, что самые высокие технико-экономические показатели были получены, когда в продукции скважин количество воды не превышало 2 т/сут.

По мере увеличения количества воды до 5 т/сут энергетические затраты возрастали, а для добытой нефти за счет ПТОС на одну скважино-обработку -снижалась.

Таблица 1.1 - Эффективность ПТОС в условиях различной обводненности продукции

Основные показатели ПТОС Содержание воды в п аддукции скважин до проведения ПТОС, т/сут

0,0-0,5 0,5-2,0 2,0-5,0 5,0-10,0 >10,0

Число проведенных парообработок 25 36 31 52 15

Расход пара, тыс. т 28,5 40,8 35,0 58,0 18,0

Добыча нефти за счет ПТОС, тыс. т 31,5 38,0 21,0 21,0 5,5

Средняя добыча нефти за счет одной парообработки, т 1260 1056 677 404 367

Паронефтяной фактор, т/т 0,9 1,1 1,7 2,8 3,3

При реализации пароциклических обработок призабойной зоны пласта необходимо знать не только нефтеотдачу за один цикл, но и определить конечную нефтеотдачу этой зоны, а также оптимальное число эффективных циклов. Чтобы оценить эффективность вытеснения нефти и показать вли�