Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование процессов притока высоковязких нефтей в слабосцементированных коллекторах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование процессов притока высоковязких нефтей в слабосцементированных коллекторах"

На правах рукописи

СИДОРОВ ИГОРЬ ВАДИМОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПРИТОКА ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ В СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

15 АПР 2015

Тюмень-2015

005567294

005567294

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки РФ на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель - кандидат технических наук

Коротенко Валентин Алексеевич

Официальные оппоненты: - Барков Сергей Львович, доктор геолого-минералогических наук, Федеральное государственное унитарное предприятие «Институт геологии и разработки горючих ископаемых» (ФГУП «ИГиРГИ»), директор;

- Морозов Василий Юрьевич, кандидат технических наук, Федеральное государственное унитарное предприятие «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики» (ФГУП «ЗапСибНИИГТ»), генеральный директор.

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

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

Защита состоится 29 апреля 2015 года в 09.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 на базе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе и на сайте ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32; www.tsogu.ru.

Автореферат разослан 27 марта 2015 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, /?

кандидат технических наук, , у

доцент Ош^ ( Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования

В России месторождения высоковязкой (более 30 мПа с) нефти (ВВН) (геологические запасы оцениваются в 7,2 - 11,0 млрд. т.) расположены в Западно-Сибирской (54 % геологических запасов страны), Волго-Уральской (26 %) и Тимано-Печорской (17 %) нефтегазоносных провинциях (НГП) Добыча ВВН ведется с применением паротеплового воздействия (ПТВ), пароциклической обработки ПЗП, воздействия горячей водой (ВГВ), внутрипластового горения. Эти методы имеют ряд технологических модификаций, требующих обоснования их применения с учетом геолого-физической характеристики конкретных залежей. 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, сопровождается разрушением прискважинной зоны пластов и выносом песка вследствие слабой сцементированности коллектора. Введение системы поддержания пластового давления (ППД) закачиванием холодной воды, циклической закачки пара через наклонно-направленные скважины не принесло эффекта.

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 разработки месторождений высоковязких нефтей посвящены труды многих отечественных и зарубежных авторов. Теоретическими основами притока вязкопластичной нефти к забоям скважин занимались: Баренбалатт Г.И., Боксерман A.A. Горбунов А.Т., Грачев С.И., Желтов Ю.В., Мирзаджанзаде А.Х., Коротенко В.А., Розенберг М.Д., Сургучев МЛ., Телков А.П. Опыт разработки месторождений ВВН обобщен в работах Бурже Ж.,

О

"Л

Комбарну М., Мартос В.Н., Сурио П. Ими показано, что одним из наиболее эффективных методов является паротепловое дренирование рядами горизонтальных скважин. Однако в их работах рассмотрены месторождения с большой глубиной залегания продуктивных коллекторов и, как следствие, отсутствием проблем разрушения прискважинной зоны. Проблемы формирования эффективных систем разработки рассмотрены в работах: Джавадяна A.A., Жданова С.А., Закирова С.Н.

Результаты внедрения различных систем разработки месторождений ВВН, новые технологии добычи и повышения коэффициента извлечения нефти подробно рассмотрены в работах Антониади Д.Г., Валеева М.Д., Кудинова В.И. и Рузина Л.М. В их работах показано, что применением горизонтальных скважин возможно значительно повысить нефтеотдачу.

Несмотря на значительное количество теоретических работ и результатов анализа эффективности применения различных технологий разработки месторождений ВВН проблема эффективной добычи высоковязкой нефти из слабосцементированных и залегающих на относительно небольшой глубине (до 500 м) коллекторов остается не решенной.

Цель работы повышение эффективности выработки запасов залежей высоковязких нефтей в слабоцементированных коллекторах на основе уточненной модели вытеснения вязкопластичного пластового флюида с применением горизонтальных скважин.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий высоковязкую нефть; предметом — процессы фильтрации и вытеснения высоковязкой нефти теплоносителем.

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 скорость движения фронта вытеснения.

5. Обоснование оптимального положения и режима эксплуатации горизонтальных скважин при разработке месторождений с высоковязкими нефтями.

6. Промысловая апробация разработанной технологии площадной циклической закачки пара через системы горизонтальных скважин на северном участке блока I пласта I месторождения Катангли.

Научная новизна выполненной работы

1. Получено уравнение пьезопроводности при 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 и технологических показателей процесса.

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 пласта I блока I месторождения Катангли, что обеспечило дополнительную добычу нефти по пяти скважинам в размере 3500 тонн, за 4 месяца.

2. Для геолого-физических условий месторождений высоковязких нефтей о. Сахалин разработана и апробирована модель площадной циклической закачки теплоносителя через систему горизонтальных скважин.

3. 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; использованы современные средства гидродинамического моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Уравнения пьезопроводности для процесса вытеснения ВПН.

2. Система разработки залежей ВПН путем площадной циклической закачки теплоносителя горизонтальными скважинами.

Степень достоверности результатов работы

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, обобщение передового опыта использования горизонтальных скважин при разработке месторождений углеводородов и практики применения тепловых методов воздействия на продуктивные пласты.

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: Международной научно-технической конференции, посвященный 55-летию ТюмГНГУ «Нефть газ Западной Сибири» (Тюмень, 2011гг.); научно-технических советах ООО «РН -Сахалинморнефтегаз» (Сахалин, 2010 - 2012 гг.), заседаниях Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедр по УВС, Москва, Тюмень, 2008-2012 гг.), семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2010 - 2014 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 8 печатных работах, в том числе 3 работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ и одной монографии.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 131 страницах машинописного текста, содержит 28 таблиц, 48 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 102 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.

В первом разделе представлены результаты анализа геолого-физических особенностей месторождений высоковязкой нефти о. Сахалин, разрабатываемых ООО «РН-Сахалинморнефтегаз».

Мировой опыт добычи ВВН показывает, что эффективность разработки таких месторождений зависит от степени изученности факторов, определяющих область эффективного применения той или иной технологии и правильного выбора объектов воздействия, т.е. учета конкретных геолого-физических параметров разрабатываемого объекта.

Среди основных выделяются следующие группы факторов: -геолого-физические (свойства пластовых флюидов, фильтрационно-емкостные 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 целях оценки применимости существующих методов для месторождений ВВН рассмотрим геолого-физические условия (таблица 1) обоснования их выбора.

Подавляющее большинство успешных проектов в мире (98 %) проводится на месторождениях с пористостью коллекторов 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 воды. С учетом этого обстоятельства за нижний предел по пористости можно принять величины 12 % и 15 %, соответственно, для карбонатных и терригенных коллекторов. Примерно 16 % успешных проектов в мире

проводились на месторождениях с проницаемостью до 0,1 мкм2, 43 % - с проницаемостью до 0,2 мкм2.

Таблица 1 - Необходимые условия применения метода закачки пара

Условия 1977 г, Брамер и Куоскр а 1977 г.. Аника Уил Йохо 1981 г, Байбако в, Гарушев 1982 г., Borregale s, Венесуэл а 1984 г., Табер и Мартин 1985 г, Mahna z Kasrai е, Faroug Ail 1992 г., Partha S. Sarathí David Olsen 1995 г, Palmgre п. Renard 1998 г., D.Green G.Willhi te

Плотность, г/см3 <1,0 - <1,0 >0,904 >0,904 0.8551,0 0,934 0,986 0,9341,0 0,8551,0 0,8551,0

Вязкость, мПа-с + 2001000 >30 >20 >20 <1500 0 >40 <1000 0 <15000 <15000

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

Проницаемость, мкм2 + >0,1 - 0,22 >0,25 >0,2 5 >0,30 >0,25 >0,25

Нефтенасыщеннос ть, % 50 >50 >50 >50 >40-50 >40 >50 >50

Глубина, м <1500 7501500 - >61<152 4 90-1500 <914 <914 <1372 <900 <914

Эффективная толщина, м >6 9-120 5-25 >6 >6 >6 >6 >4,57 >6 >6

Пластовое давление, МПа <10 <10,2 <10 <10,2

Тип породы + Песчани к или карбона т Песчани к или карбонат Песчани к или песчани к высокой порист с низким содержанием глин Песчани к или карбона т

Гидропроводность , мкм2-м/Па-с >30,5 >1 >16,4 >1,5

На основе анализа и обобщения условий применения теплоносителей и

оцененных успешных проектов в мире можно сформулировать следующие критерии (таблица 2).

Таблица 2 - Критерии применения теплоносителей

Условия Критерии

Нефтенасыщенная толщина пластов, м >6

Глубина залегания пласта, м <1300

Начальная нефтенасыщенность, % >50

Вязкость нефти, мПа*с >50

Плотность нефти, т/см' >0.9

Проницаемость породы, мкм2 >0.1

Пористость пласта, %

Печаники >15

Карбонаты >12

Имеется значительный опыт разработки, когда коллекторы с нижним пределом проницаемости 0,1 мкм2 эффективно разрабатываются при закачке

холодной воды. В этих условиях наибольшим эффектом обладает технология парогравитационного дренирования (ПГД) (рис. 1), которая обеспечивает увеличения охвата пласта тепловым воздействием путем регулирования подачи рабочего агента по длине ствола.

Рисунок 1 - Принципиальная схема процесса гравитационного

На рассматриваемых в работе месторождениях опробованы различные варианты закачивания пара и отбора продукции через системы горизонтальных скважин. По состоянию на 01.04.08 г средний дебит составил 18т/сут, 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, имеется потенциал повышения эффективности теплового воздействия, связанный с выбором оптимального взаиморасположения скважин и технологических показателей их работы.

Во втором разделе представлены результаты опытно-промышленных работ и анализ разработки месторождения Катангли.

Промышленные скопления нефти месторождения Катангли приурочены к отложениям дагинской свиты надугленосной подсвиты. 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.

Начальные дебиты нефти скважин были относительно высокими: от 2 до 30 т/сут. В процессе эксплуатации отмечается их снижение и к началу

дренирования

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

Характер обводнения определялся расположением скважин на структуре относительно ВНК. Так, по скважинам 1 пласта безводный период отмечался в течение 14 лет, по II пласту - в течение 17 лет и по III пласту — в течение 7 лет.

Динамика среднесуточных дебитов нефти, обводненности и характер обводнения позволяют классифицировать режим работы залежей I и II пластов как слабоактивный водонапорный в приконтурных частях структуры и как гравитационный - в повышенных частях залежи. Динамика дебитов скважин III пласта по жидкости свидетельствует об активности подошвенных вод. Пластовое давление по залежам III блока падает довольно медленно.

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 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 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 °С). 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 до 88.5 тыс. т в 1975 г. 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. В дальнейшем в связи с организацией тепловых методов разработки на залежах II и III блоков отмечается рост годовой добычи нефти (рисунок 2) до 188.2 тыс. т в 2004 г.

о S s

¡4

В R Э

* * g

EgS

-е- 2 в-

г1 СЧ

к ," ьа

« я

2 £Г)

Рисунок 2 - Динамика основных показателей разработки месторождения Катан гли

Всего с начала процесса закачано 11720 тыс. т пара и 5939.1 тыс. м3 воды. Текущий паронефтяной фактор 4.1 т/т, что свидетельствует о низкой эффективности применяемой технологии разработки.

Показатели разработки

1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 Год

"*— Закачка воды —•— Обводненность

-•— Нефть —■— Жидкость

В третьем разделе представлены результаты исследования особенностей вытеснения и фильтрации высоковязких нефтей, разработки уточненной модели вытеснения вязкопластичного пластового флюида и анализа эффективности применяемых методов предотвращения разрушения прискважинной зоны пласта.

Существуют несколько моделей фильтрации, описывающих течение флюидов в пласте и учитывающих структурно-механические свойства нефтей.

Для вязкопластических нефтей обобщённый закон Дарси имеет вид

где V - скорость фильтрации, м/с; к -коэффициент проницаемости м2; (I -коэффициент динамической вязкости Па-с; gradp*- начальный градиент давления, Па/м; §гас1р — переменный градиент давления, Па/м.

Опуская промежуточные вычисления получим, что для расчета времени продвижения фронта вытеснения необходимо:

1) необходимо построить функцию р*(г), которая соответствует начальному градиенту давления, функция р (г) должна быть ограничена;

2) решение уравнения пьезопроводности при помощи функции р^г) позволяет использовать метод суперпозиций, в частности, для интерпретации результатов КВД, КПД;

3) применение метода суперпозиций позволяет определить коэффициенты гидропроводности, причем формулы, полученные для маловязких нефтей, остаются справедливыми;

4) методом Хорнера при известном начальном градиенте давления рассчитывается начальное пластовое давление.

Уравнение вытеснения нефти определяется метод интегральных соотношений Г.И. Баренблата

V = --(,?гаФ - ягаф")

(1)

р(г,» = Ра - Ч^п - р(1) - д)

р(I)

-Ьп-,

РЧО Р(. О

где п= 1,2,3.

Радиус фронта вытеснения определяется из кубического уравнения

ЯР3(0 + ^"(" + 4)р2«) - х(" + 2)2(<? - т )1 = 0. (3)

4

Уравнение (3) совпадает с уравнением, полученным для определения радиуса зоны возмущения давления добывающей скважины. Но в (3) все параметры, кроме являются характеристиками фильтрации воды.

Зависимость времени от радиуса фронта вытеснения примет вид

1 = р2(ф^р(1) + дп(п + 4)} 4Х{п + 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.

Пример 1.

Пусть к=3*10~'3м2,{1в=1мПас, рв=2*1(Г41/МПа, %=0,473МПа/м, Н=100м.

Результаты расчетов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Зависимость время продвижения фронта вытеснения нефти

водой от приемистости.

0 300 м-7сут. 150 м'Усут 80 м^/сут й=0

п 1 сут I сут 1 сут 1 сут

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

Пусть при (2=150 м /сут приведенный радиус меняется от 0,154 м до 0,195 м. Значения I приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Изменение времени фронта вытеснения от приведенного радиуса скважины.

Гпп,М 0,154 0,194

п 1 сут 1 сут.

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.

При одновременном начале эксплуатации радиус зоны возмущения давления добывающей скважины в два раза превышает радиус фронта возмущения давления нагнетательной скважины.

Таким образом, 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. Гидродинамический фронт вытеснения нефти горячей водой опережает тепловой фронт. Физика процесса: нефть и пласт нагреваются медленнее, чем происходит гидродинамическое вытеснение. 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. На скорость фронта вытеснения влияют степень сцементированности коллектора, вынос механических примесей свидетельствует о разрушении первоначальной фильтрационно-емкостной системы в ПЗП добывающих и нагнетательных скважин. Полученные результаты использованы при моделировании закачки теплоносителя

Как было установлено разрушение призабойной зоны пласта (увеличение приведенного радиуса скважины) замедляет скорость вытеснения нефти водой. Поэтому является актуальной задача об уменьшении выноса механических примесей в слабоцементированных коллекторах. Следовательно при разработке месторождения Катангли необходима разработка оптимальных составов и технологий проведения работ для закрепления призабойной зоны и предотвращения выноса механических примесей.

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 совместно со специалистами компании ООО «НПФ «Геотерм». По составу они представляет собой продукт поликонденсации фенола с формальдегидом в щелочной среде, модифицированные алкилрезорцином.

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 15 скважин операций успешными были, 12 и только на одной скважине не был, получен успешный результат (таблица 4, только месторождение Катангли).

Таким образом, успешность проведенных операций на скважинах ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» полимерной композицией «Геотерм-01» составляет 80 %. Применение полимерных композиций позволяет предупредить разрушение прискважинной зоны, и, как следствие, увеличение её радиуса, что негативно сказывается на показателях вытеснения.

Таблица 4 - Результаты применения полимерной композиции «Геотерм-

01» на скважинах месторождения Катангли

Интервал перфорации (нарушения), м Параметры работы скважины Примечание (материалы, последовательность работы)

№ СКВ. Дата обработки До обработки пласта После обработки пласта

QJK м\'сут QH т/сут МРП сут Ож м3/сут Он т/сут МРП сут

№ 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

В четвертом разделе представлены результаты моделирования размещения горизонтальных скважин на северном участке I блока I пласта на месторождении Катангли и совершенствования системы закачивания пара через систему горизонтальных скважин.

Моделирование работы горизонтальных скважин осуществлялось в гидродинамическом симуляторе Eclipse с подключением термальной опции. Размерность сектора составила 80x80x100 ячеек. Общее количество ячеек

640 ООО. Размер ячейки по оси х - 12.5 м, по у - 12.5 м, по г - 0.24 м. Общая толщина продуктивного пласта составила 24 м, эффективная нефтенасыщенная толщина -18м, начальное пластовое давление на уровне ВНК составило 7 атм. Начальная пластовая температура - 10 °С. Плотность нефти - 929 кг/м3.

Исследование процесса разработки участка залежи одной горизонтальной добывающей и одной нагнетательной скважинами (рисунок 3). Длина горизонтального участка скважин составляет 700 м, расстояние между скважинами составляет 10 м). Давление на забое нагнетательной скважины поддерживалось на уровне 1 МПа., на забое добывающей скважины равным 0,2 МПа. Ограничение по дебиту жидкости по добывающим скважинам составляет 1000 м3/сут, по приемистости нагнетательных скважин 1000 м3/сут. Было рассчитано два варианта: первый с закачкой воды с температурой 10 °С, второй с закачкой горячей воды (98 °С). Динамика изменения температуры по разрезу добывающей и нагнетательной скважин представлен на рисунке 4.

....................-......_.....

1 1111|1111111 "|*1|Г|||

Рисунок 3 Расположение добывающей (сверху) и нагнетательной (снизу) скважин в трехмерной модели

Начальные условия Динамика изменения температуры

после 6 месяцев

Динамика изменения температуры Динамика изменения температуры после 12 месяцев после 24 месяцев

Рисунок 4 - Динамика изменения температуры по разрезу добывающей и

нагнетательной скважин

Динамика дебитов нефти (рисунок 5) позволяет сделать вывод, что эффектиновсть второго варианта выше. Накопленная добыча нефти (рисунок 6) по второму варианту составлет 176854,52 тыс. м"1.

Рисунок 5 - Динамика добычи нефти по двум вариантам (вариант 1 -закачка жидкости при температуре 10 °С, вариант 2 -закачка жидкости при температуре 98 °С)

200

Дата

Рисунок 6 - Накопленной добычи нефти по двум вариантам Для апробации применения горизонтальных скважин был выбран опытный участок, состоящий из 10 добывающих горизонтальных скважин №№ 1г, 2г, Зг, 4г, 5г, 6г, 7г, 8г, 9г, Юг. По авторским рекомендациям построены скважины № 1 г и № 4 г для проведения паротепловой обработки. Совместно со специалистами ОАО «РН-СахалиНИПИморнефть» смоделировано расположение горизонтальных скважин для пароциклической закачки. К

реализации рекомендовано однорядное размещение горизонтальных скважин с длиной 300 м и расстоянием между рядами 100 м (рисунок 7).

Рисунок 7 - Схема расположения горизонтальных скважин Скважина № 1 гэ 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 %. До применения ПТО средний дебит нефти составлял 2,7 т/сут накопленная добыча нефти - 1556,4 т (рис. 8). С 20.12.2011 по 29.01.2012 г было закачено 13,157 тыс. т. пара.

С 11.02.2012 г начата добыча нефти при среднем дебите 11,8 т/сут, прирост дебита нефти - 9,1 т/сут, кратность увеличения составил 4,4. По состоянию на 19.04.2012 накопленная добыча по нефти составила 535 т. На протяжении 14 месяцев накопленная добыча нефти составляет 2091.4 тонн, обводненность не превышает 4 %, работа скважины в целом эффективна.

% %

о ♦

600 700

Рисунок 8 — Динамика дебита нефти и закачки пара горизонтальной

добывающей скважины № 1 ГЭ. Скважина № 2гэ построена в 2010 году, длина горизонтального участка составила 612 м, глубина скважины 68 м. При выводе 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. начато закачка пара и на 04.10.2011 г. накопленная закачка пара составило 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. Кратность увеличения дебита после ПТО составил 3,9, а прирост 2,3 т/сут, дебит после ПТО 3,1 т/сут. По данной скважине было досрочно остановлена закачка пара вследствие его прорыва в открытую скважину № 510. На протяжении 17 месяцев эксплуатации накопленная добыча нефти составила 733,3 т при обводненности 99,9 %.

Произведено сравнение варианта разработки месторождения Катангли с горизонтальным бурением нагнетательных и добывающих скважин с вариантом, сочетающим вертикальное вскрытие пласта нагнетательными скважинами и горизонтальное добывающими. Коэффициент извлечения нефти в первом случае составит 0.407, во втором - 0.380.

Скважина № 1 ГЭ

н 35

и 30 Средний дебит нефти:

г - до ПТО 2,7 т/сут

о 25 - после ПТО 11.8 т/сут Ро-

20 - прирост 9,1 т/сут

- кратность 4,4 0>о . ш л о «с

15 - с .

100 200 300 400 500

° жидкость ❖ нефть

Скважина № 2 ГН

5 25 "s а 20 15 10 5 0 Средний дебит нефти после ПТО: - расчётный 3,9 т/сут - фактический 3,1 т/сут 0 н ч < х . 1 01 §

а ♦ 01 m О а. С W&

о g а° А 0 чд а ОД □ ° я

rTllhii <*Wfe „4

О 100 200 300 400 500 600 700

а жидкость ♦ нефть

Рисунок 9 - Динамика дебита нефти и закачки пара горизонтальной добывающей скважины № 2 ГН.

На основании вышеизложенного, к реализации рекомендовано разбуривание северного участка I блока I пласта горизонтальными скважинами с параметрами: температурой пара 240°С, сухостью 0.6 и давлением нагнетания 1.0-1.5 МПа.

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.

В связи с недостаточной технологической эффективностью циклической закачки пара 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 (ПЦЗП). Эффективность мероприятия оказалась достаточно высокой (рисунок 10).

Аналогичные зависимости были построены и для других скважин, вовлеченных в процесс. Анализ зависимостей, полученных в результате аппроксимации фактических данных, показывает, что кратность прироста

накопленной добычи достигает 3. Таким образом, подтверждена эффективность дальнейшей реализации на месторождении Катангли разработанной технологии.

Накопленная закачка пара в скв.№1 в ходе обработки

Рисунок 10 — Зависимость степени реакции скважины № 1 на закачку пара от системы разработки.

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).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Показанные особенности геологического строения объекта исследования: глубина залегания нефтяных пластов 120-230 м, проницаемость 0,934 - 1,06 мкм2, вязкостью нефти в пластовых условиях 232 - 401 мПа-с, плотностью нефти в поверхностных условиях 0,931-0,937 т/мл предопределяют необходимость модернизации существующих тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей с учетом разрушения коллектора.

2. В результате опытных работ по паротепловым обработкам горизонтальных скважин на месторождении Катангли на неразбуренном участке залежи блока 1 пласта I установлено увеличение дебита в 3 - 3,5 раза.

3. Установлено, что при поршневом вытеснении выязкопластичной нефти водой гидродинамический фронт вытеснения зависит не только от физических свойств коллектора, но и от начального градиента давления вытесняемой нефти. На основе полученного уравнения пьезопроводности для вязкопластичной установлено время распространения фронта вытеснения высоковязкой нефти. Это позволяет обосновывать расстояние между скважинами при проектировании систем разработки месторождений ВВН.

4. Показано, что 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 темп вытеснения нефти водой.

5. Обосновано, что две горизонтальные скважины с синусоидальным профилем позволят снизить затраты на уплотнение сетки скважин по сравнению с традиционным наклонно-направленным бурением. Разработана технология площадной циклической закачки пара через систему горизонтальных скважин, которая обеспечила дополнительную добычу нефти по I блоку месторождения Катангли в размере 3500 тонн, за 4 месяца.

6. Разработанные рекомендации приняты в качестве проектных решений при разработке месторождений Катангли и Уйглекуты ООО «РН-Сахапинморнефтегаз». На 01.01.2014 накопленная добыча составила 4 тыс. т. эффект продолжается. Полученный опыт рекомендовано распространить целиком на рассматриваемые месторождения высоковязкой нефти о. Сахалин.

7. Полученное уравнение фильтрации вязкопластичной нефти позволяет обосновать оптимальные технологические параметры эксплуатации скважин, добывающих высоковязкую нефть. Разработанная технология площадной циклической закачки пара через систему горизонтальных скважин позволяет повысить охват продуктивного пласта тепловым воздействием. Перспективой развития метода является выбор оптимальных технологических показателей работы добывающих и нагнетательных скважин.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ

1. Сидоров И.В. Анализ работы по изоляции водо- и пескопроявления на скважинах месторождений «РН-Сахалинморнефтегаз» / И.В. Сидоров, С.С. Демичев, P.P. Сабитов // Территория нефтегаз. - 2010. - № 4. - С. 14-26.

2. Сидоров И.В. Особенности фильтрации высоковязких нефтей / В.А. Коротенко, А.К. Ягафаров, И.В. Сидоров, Кочетков JI.M // Известия вузов. Нефть и Газ. - 2012. - № 3. - С. 49- 53.

3. Сидоров И.В. Особенности вытеснения вязкопластичной нефти водой / В.А. Коротенко, P.P. Сабитов, Н.П. Кушакова, И.В. Сидоров // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2013. - № 5. - С. 190-

В других изданиях

4. Сидоров И.В. Применение теплового воздействия на пласт для разработки высоковязких нефтей на скважинах месторождения Катангли // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень, 2011.-С. 295 - 298.

5. Сидоров И.В. Эффективность разработки высоковязких нефтей на примере месторождения Катангли // Наука и ТЭК. — 2011. - № 4. — С. 25-30.

6. Сидоров И.В. Анализ возможностей применения технологии парогравитационного воздействия с применением двух горизонтальных скважин на месторождении Катангли // Наука и ТЭК. - 2011. - № 7. — С. 42-45.

7. Сидоров И.В. Методы разработки высоковязких нефтей // Наука и ТЭК. - 2012. - № 2. - С. 25-28.

8. Демичев С.С. Закрепление коллекторов и проппантов в трещинах гидроразрыва при эксплуатации нефтяных и газовых скважин // С.С. Демичев, И.И. Клещенко, П.С. Демичев, Д.В. Кичикова, И.В. Сидоров // Тюмень: «Вектор Бук», 2014. - 188 с.

работах.

196.

Соискатель

И.В. Сидоров

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР№ 066721 от 06.07.99 г. Подписано в печать 26.02.2015 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 170. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.