Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий

Зарипов, Азат Тимерьянович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий"

На правах рукописи

□030Б800В

Зарипов Азат Тимерьянович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ТЯЖЕЛЫХНЕФТЕЙ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (НА ПРИМЕРЕ АШАЛЬЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.17-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2006

003068006

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть»

Доктор технических наук, ст. научн. сотр. Рабис Тимерханович Фазлыев

Доктор технических наук, профессор

Валентин Петрович Тронов

Кандидат технических наук Зумара Ахметовна Янгуразова

Ведущее предприятие: Государственное образовательное учреж-

дение высшего профессионального образования «Удмуртский государственный университет»

Защита состоится 25 января 2007 г. в 14 час. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д.32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института «ТатНИПИнефть».

Автореферат разослан: 20 декабря 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н., ст.научн.сотр.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Р.З. Сахабутдинов

М%1 о

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Истощение запасов основных разрабатываемых горизонтов нефтяных месторождений республики Татарстан заставляет все большее внимание обращать на менее исследованные мелкозалегающие отложения (казанский, уфимский и др. ярусы пермской системы), где имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине (50-350 м), однако относятся к трудноизвлекаемьм. Применяемые и испытанные в различных масштабах технологии скважшшой добычи на двух мел-козалегающих месторождениях тяжелой нефти Мордово-Кармальском и Ашальчин-ском ощутимых результатов не дали.

В настоящее время рентабельная разработка месторождений тяжелых малоподвижных и высоковязких нефтей и природных битумов - достаточно сложная проблема. Необходим целый комплекс методов и технологий добычи тяжелых нефтей за счет внедрения принципиально новых высокоэффективных систем разработки с применением вертикальных и горизонтальных скважин, что снизит риск получения неудовлетворительных результатов и связанных с этим экономических потерь при внедрении метода. В связи с этим проблема совершенствования разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов приобретает особую актуальность.

Целыо диссертационной работы является исследование процесса вытеснения тяжелых нефтей и совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей совместным применением горизонтальных скважин и тепловых методов с целью увеличения коэффициента нефтеизвлечения.

Задачи исследовании:

Изучение особенностей геологического строения мелкозалегающих залежей тяжелых нефтей и природных битумов, влияющих на выбор рациональной системы разработки.

Анализ, исследование и совершенствование систем размещения скважин и способов извлечения тяжелых нефтей и природных битумов.

Создание новых технологических решений задачи увеличения охвата пласта воздействием при закачке пара.

Обеспечение полноты извлечения природного углеводородного сырья в различных геолого-физических условиях из залежей тяжелых нефтей и природных битумов с использованием комплексных технологий.

Методы решсиня поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе научного анализа и обобщения опыта разработки и эксплуатации месторождений тяжелых нефтей Татарстана, исследований особенностей теплового воздействия с применением программ численного математического моделирования процессов многофазного течения флюидов и проведением опытно-промышленных работ в промысловых условиях.

Научная новшна.

Установлена степень влияния основных геолого-физических параметров пласта на показатели разработки при размещении горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, параллельных друг другу и совпадающих в плане, на различных расстояниях. Определено, что наибольшее влияние на эффективность технологии «паровой камеры» оказывает проницаемость продуктивного пласта.

Получена зависимость коэффициента нефтеизвлечения от объема закачанного пара при различных давлениях нагнетания для условий месторождений тяжелых нефтей, залегающих на глубинах 70-250 м.

Дано теоретическое объяснение явлению изменения дебита горизонтальной добывающей скважины с развитием «паровой камеры», при этом динамика добычи увязана со стадией разработки.

Теоретическими расчетами показано, что для повышения эффективности технологии «паровой камеры» после создания гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами необходимо перейти с максимально возможного давления нагнетания на поддержание пластового давления равным гидростатическому.

Защищаемые положения:

Принципы размещения горизонтальных скважин при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелых нефтей и природных битумов, выбора месторасположения горизонтальных стволов.

Методические решения задачи увеличения охвата пласта воздействием путем закачки пара, изменения интенсивности системы теплового воздействия во времени при технологии «паровой камеры».

Новые технологические решения скважинной разработки мелкозалегающих месторождений тяжелых нсфтей и природных битумов.

Практическая ценность. Автором исследованы особенности разработки мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей Татарстана и созданы технологии и способы разработки, позволяющие уменьшить затраты на добычу, выбрать оптимальные параметры закачки и отбора продукции, увеличить охват пласта, эффективно использовать горизонтальные скважины совместно с вертикальными, сократить энергозатраты, повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения и, в результате, увеличить эффективность разработки месторождений тяжелых нефтей.

Решена задача оптимизации параметров процесса вытеснения тяжелой нефти теплоносителями на примере шешминского горизонта Ашальчинского месторождения. На основе многовариантных расчетов показано, что наиболее перспективными для реализации являются варианты со следующими значениями управляющих параметров:

- система расстановки скважин на залежи: бурение добывающих горизонтальных скважин параллельно рядам вертикальных нагнетательных скважин;

- определено оптимальное расстояние равное 5-7 м между двумя параллельными горизонтальными стволами, пробуренными друг над другом;

- определены принципы регулирования режима эксплуатации горизонтальных скважин, пробуренных параллельно относительно друг друга по вертикали;

- режим нагнетания: на начальном этапе давление на уровне гидроразрыва (до 0,8 от горного давления), после создания гидродинамической связи - переход на давление нагнетания, равное гидростатическому;

- температура закачиваемого в пласт теплоносителя: 180 °С;

- объем тепловой оторочки: 1,7 объема пор пространственного элемента системы расстановки скважин.

Получена зависимость для оценки дебита горизонтальных скважин.

Основные положения диссертационной работы использовались при составлении технологических схем разработки Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений тяжелых нефтей Татарстана. Разработан, защищен патентом и реализуется на Ашальчинском месторождении технологический процесс теплового воздействия на пласт (технология «паровой камеры») с использованием горизонтальных скважин с выходом на поверхность. Техническая новизна способов подтверждена 3 патентами РФ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались автором на международных научных конференциях: «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (г. Казань,

2005 г.) и «Природные битумы и тяжелые нефти России» (г. Санкт-Петербург,

2006 г.), «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» посвященной 10-летию Ж «Роснефть» (г. Геленджик, 2005 г.); научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2006 г.); на межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане (г. Альметьевск, 2003 г.), на семинаре молодых специалистов ОАО «Татнефть» по теме «Проблемы геологии и разработки трудноизвлекаемых запасов в терригенных и карбонатных коллекторах» (г. Бугульма, 2005 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 работ, включая 8 статей и 3 патента РФ на изобретения. В опубликованных работах автору принадлежит постановка задачи, сбор и обобщение материалов, проведение расчетов, создание гидродинамических моделей, анализ полученных результатов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа содержит введение, четыре тематические главы, основные результаты и выводы, список литературы из 138 наименований. Объем работы составляет 169 страниц, в том числе 53 рисунка и 14 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность и важность проблемы повышения эффективности разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее апробация.

Значительный вклад в решение проблем разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов внесли Авдонин H.A., Амелин И.Д., Антониади Д.Г., Байбаков Н.К., Боксерман A.A., Гарушев А.Р., Дияшев Р.Н., Жданов С.А., Желтов Ю.П., Золотухин А.Б., Зубов Н.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е., Муслимов Р.Х., Оганов К.А., Рузин Л.М., Теслюк Е.В., Хисамов P.C., Хисметов Т.В., Шейнман А.Б., Чекалюк Э.Б., Boberg Т.С., Butler R.M., Coats, Farouq Ali S.M., Joshi S.D. и др.

В первой главе изложены основные геологические особенности строения продуктивных пластов мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей и природных битумов республики Татарстан.

Нефтеносность месторождений связана с отложениями пермской системы, включающей верхний и нижний отделы. В настоящее время выявлено около 450 залежей и проявлений тяжелых нефтей и природных битумов, большая часть которых связана с отложениями уфимского и казанского ярусов. Анализ геологического строения разреза свидетельствует о том, что природный резервуар характеризуется сложным строением, что определяется частым чередованием в разрезе пластов-коллекторов различного состава со значительной литологофациалыюй изменчивостью, разделенных пластами непроницаемых пород. Значительное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород оказали постседиментационные процессы карстообразования и выщелачивания.

Выявленные на сегодня залежи тяжелых нефтей и природных битумов представляют пластовые, многопластовые сводовые и массивные скопления. Наряду со сходством их с глубокозалегающими нефтяными залежами есть и определенное различие (Акишев И.М., Гисматуллин P.M., 1979; Муслимов Р.Х., 1985; Гилязова Ф.С., 1994 и др.):

- часть воды в поровом пространстве коллекторов связанная, причем содержание связанной воды может составлять 10-30 % от объема пор;

- содержание в теле залежей тяжелых нефтей водоносных линз и промытых контурными водами пропластков;

- неровная поверхность водонефтяного контакта - горизонтальные, наклонные, волнистые, со значительными колебаниями отметок, повторяющие в основных чертах гипсометрию сводовой ловушки и его осложнений.

Тяжелые нефти большинства выявленных залежей (80-85 %) жидкие и полужидкие, подвижные. Относительно подвижные тяжелые нефти залегают в песчано-алевролитовых коллекторах, более вязкие - в карбонатных.

Одним из наиболее изученных бурением и подготовленным к опытно-промышленной разработке является Ашальчинское месторождение тяжелой нефти, открытое в 1972 г. в песчаной пачке шешминского горизонта уфимского яруса. Нефтевмещающая песчаная пачка шешминского горизонта представляет собой пла-стовый резервуар переменной толщины. В кровле залежь тяжелой нефти ограничивается «лингуловыми глинами» нижнеказанского подъяруса, в подошве - поверхностью водонефтяного контакта.

По степени насыщенности коллекторов сверху вниз выделяются три интервала: нефтяной, водонефтяной и водоносный. Нефтяная часть по степени насыщенности делится на верхнюю, основную и переходную зоны. Верхняя зона литологически представлена песчаниками известковистыми, местами слабоизвестковистыми, пористыми, крепкими: пятнами, средне- и интенсивно пропитанными нефтью, к подошве интенсивность пропитки увеличивается. Толщина верхней зоны изменяется от 0,1 до 3 м. Пористость коллекторов изменяется от 12,6 до 33 %, нефтенасыщен-ность весовая - от 4,5 до 7,5 редко, пропластками до 10,9 % мае., объемная - от 23 до 80 %. Основная зона нефтенасыщения сложена песчаниками рыхлыми, черными, интенсивно пропитанными нефтью. Толщина ее изменяется от 1 до 32 м, пористость в интервалах залегания основной зоны изменяется от 24 до 33 %, нефтена-сыщенность весовая от 7,5 до 15,8 % мае. Нижняя переходная зона с изменением толщины от 0,1 до 21 м, литологически представлена песчаниками буровато-черными, рыхлыми, с пониженным нефтенасыщением, прослоями слабонефтена-

сьпценными. Пористость переходной зоны изменяется от 11 до 33 %, нефтенасы-щенность весовая - от 4,5 до 20,8 % мае., объемная - от 12,3 до 98,5 %.

Средняя глубина залегания продуктивного пласта составляет 80 м. Залежь характеризуется различными как по площади, так и по разрезу составом и физико-химическими свойствами тяжелой нефти. По данным анализов проб плотность нефти изменяется от 850 до 986 кг/м3, вязкость - от 1450 до 44027 мПа'с (при пластовой температуре 8 °С). Содержание асфальтенов в нефти 7,9 % мае., смол сшшкагеле-вых - 24,9 % масс.

Во второй главе рассмотрены проблемы эффективности разработки Ашаль-чинского и Мордово-Кармальского месторождений тяжелых нефтей. Проанализированы состояние разработки и эффективность осуществляемых термических процессов с целью выработки новых решений и усовершенствования известных способов разработки месторождений тяжелых нефтей и увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.

Среди проблем, связанных с разработкой месторождений тяжелых нефтей и природных битумов тепловыми методами, важное место занимают неравномерность вытеснения тяжелых нефтей теплоносителем, образование «языков» прорыва пара. Для нагревания пласта за счет ввода тепла необходимо организовать движение закачиваемых агентов. Исходная проводимость объектов обычно мала, поэтому для создания гидродинамической связи между скважинами необходимо изыскивать способы, наиболее подходящие для каждого конкретного объекта. Для обеспечения промышленных притоков необходимо создать избыточное пластовое давление в условиях, когда начальное пластовое давление на мелкозалегающих месторождениях тяжелых нефтей Татарстана составляет 0,4-0,5 МПа на глубине 80-100 м. Очевидно, что при добыче жидкости с повышенной вязкостью необходимо поддерживать высокие депрессии, для чего необходимо достаточно высокое пластовое давление, возможности повышения которого ограничены величиной горного давления.

Не существует и стандартных технологических систем разработки мелкозалегающих небольших залежей тяжелых нефтей внутрипластовыми методами. Они находятся на стадии экспериментирования и промышленного опробования. Таким образом, в условиях, присущих мелкозалегающим месторождениям тяжелых нефтей

республики Татарстан, важнейшее значение имеют правильно выбранная технология и система разработки, учитывающая все основные физико-геологические условия. Наиболее оптимальный способ воздействия на пласт может быть определен только после проведения исследований эффективности как известных, так и вновь разработанных способов на масштабной физической модели пласта. Одним из эффективных и оперативных методов решения этих задач является проведение численных экспериментов с использованием геологических и термогидродинамических моделей. В этой работе для этих исследований был выбран пакет программ СМС (Канада), наиболее широко используемый в задачах термического воздействия.

В третьей главе рассматриваются вопросы рационального использования горизонтальных скважин совместно с тепловыми методами на месторождениях тяжелых нефтей и природных битумов.

Основные методы воздействия на пласт через горизонтальные скважины - нагнетание пара и проведение смешивающегося вытеснения. В технологии «паровая камера» используют две горизонтальные скважины, пробуренные строго параллельно один под другим, причем вышележащая служит для закачки пара, нижняя - для добычи разогретой продукции. Процесс основан на механизме противоточной гравитационной сегрегации пара и разогретой нефти. Парожидкостный раздел поддерживают в интервале между двумя скважинами для предотвращения интенсивного прорыва пара в добывающую скважину. С течением времени зона пара распространяется к кровле пласта, а затем расширяется по горизонтали. На границе паровой камеры пар конденсируется при передаче тепла нефти, а прогретая тяжелая нефть вытесняется под действием собственного веса и сконденсировавшегося пара по направлению сверху вниз.

Задача по определению степени влияния основных геолого-физических параметров пласта на показатели разработки мелкозалегающих месторождений решалась за счет оптимизации размещения двух параллельных горизонтальных скважин относительно друг друга. Расчеты выполнялись путем гидродинамического моделирования на элементе, параметры которого варьировались. Анализ результатов позволил выявить следующее:

- наибольшее влияние на эффективность процесса оказывает проницаемость продуктивного пласта, которая должна быть больше 0,2 мкм2;

- с увеличением толщины продуктивного пласта снижается паронефтяное отношение и увеличивается коэффициент нефтеизвлечения. Относительное снижение коэффициента нефтеизвлечения при толщине пласта 15 м составляет 20 % по сравнению с проведением процесса в пласте толщиной 40 м;

- оптимальное расстояние между стволами горизонтальных скважин - в шггер-вале между 5 и 7 м. При меньшем расстоянии увеличивается энергетические затраты, а при большем - продолжительность срока разработки.

Большинство проектов с технологией «паровой камеры» осуществляются при достаточно высоком давлении нагнетания пара для обеспечения пар- или газлифт-ного способа добычи продукции. Особенность строения мелкозалегающих месторождении тяжелых нефтей Татарстана - наличие водонасыщенных пропластков, линз, которые являются потенциальными зонами поглощения при нагнетании пара высокого давления.

Проведено исследование путем численного моделирования технологии «паровой камеры» на модели с усредненными петрофизическими свойствами Ашальчин-ского месторождения при приемлемо высоком (0,8 от горного давления) и низких давлениях (равном гидростатическому и ниже) паровой камеры.

Установлено (рисунок 1), что при давлении нагнетания равном или большем гидростатическому достигается одна и та же величина коэффициента извлечения нефти (0,78 д.ед.).

Однако в случае нагнетания пара при 0,8 МПа необходимо закачать пар в количестве 1,7 поровых объема, или на 35 % меньше, чем при 1,7 МПа. То есть, если давление снизить с 1,7 до 0,8 МПа, объем добычи нефти, приходящийся на один м3 закачанного пара, повышается с 0,350 до 0,470 м3/м3.

Определено, что процесс в начале лучше вести при более высоком давлении, чтобы увеличить начальный дебит нефти и ускорить создание гидродинамической связи, затем уменьшить давление до уровня гидростатического, чтобы снизить паронефтяное отношение.

КШ1, д.ед. 0,9 :

0,8 ;

0,7 :

0,6 ;

0,5 !

0,4 :

0,3 :

0,2 :

0,0 - д ед-0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5

Рисунок 1 - Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от объема закачанного пара при давлении нагнетания: 1 - 0,4 МПа; 2 - 0,6 МПа; 3 - 0,8 МПа;

4 - 1,3 МПа; 5-1,7 МПа

Анализ результатов исследования технологии в конкретных геолого-физических условиях Ашальчинского месторождения тяжелой нефти, двумерных и трехмерных визуализаций модели позволяет сделать следующие выводы:

а) прослеживаются 4 стадии:

- первая - освоения и роста добычи нефти (в это время более интенсивно идет прогрев интервала между стволами, постепенный рост «паровой камеры» вверх и увеличение объема охвата прогревом);

- вторая - относительно стабильная высокая добыча нефти и нарастание обводненности продукции («паровая камера» достигает кровли продуктивного пласта и начинает расширяться); отбирается около 30 % извлекаемых запасов элемента;

- третья стадия - снижение темпа добычи нефти при высокой обводненности (расширение «паровой камеры» вдоль кровли по горизонтали);

- четвертая стадия характеризуется низкими и медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью (идет расширение «паровой камеры» по горизонтали и вниз), является более продолжительной, чем начальные стадии;

б) при выходе на режим (создана «нар о на я камера») происходит «экранирование» от воден асы] цен ноШ зоны - на начальном этапе образуется нефтенасыщснный слой ниже добывающей скважины (рисунок 2);

в) максимальная годовая добыча нефти достигается при расстоянии между горизонтальными стволами 5 м;

г) быстрый прорыв пара в добывающую скважину ¡1 повышение удельного расхода пара происходит при увеличении давления Нагнетания теплоносителя (до 1,7 МПа) при одном и том же расстоянии между горизонтальными стволами, сближении горизонтальных стволов к друг другу (с 5 до 3 м) при неизменном режиме эксплуатации;

Рисунок 2 - Образование пефтепасыщепного слоя ниже ствола добывающей

скважины: I - до процесса; 2 - образование паровой камеры

д) с уменьшением длины горизонтального ствола от 700 до 300 м наблюдается уменьшение добычи нефти более чем в 3 раза и увеличение паронефтяного отношения на 15 %;

11ри расстоянии от 5 до 7 м обеспечивается наименьший удельный расход пара на добычу тяжелой нефти (в 1,7 раз) и большая величина коэффициента пефтсизв-лечеййя (на 15 %), чем при расстоянии от 3 до 5 м. Оптимальное забойное давление йагнетания 0,8 МПа,

11рогноч добычи тяжелой нефти тепловыми методами, з основном, делается на основе результатов предварительного моделирования процесса, для чего необходимо детальное изучение геологического строения пласта и др. Более того, построение

геолого-гидродинамических моделей трудоемко и требует достаточно много времени. Оценку дебита горизонтальных скважин, расположенных по схеме «паровой камеры», при известных среднестатистических параметрах месторождения можно произвести, например, по формуле Батлера:

где Он - дебит нефти добывающей скважины, м3/сут, Ьскв - длина горизонтального ствола скважины, м, т - коэффициент пористости продуктивного пласта, д.ед., Д8„ =5нач-8осг - изменение нефтенасыщенности пласта, д.ед., к - коэффициент проницаемости продуктивного пласта, мкм2, а - коэффициент температуропроводности

гнетании пара, м, рн - коэффициент плотности нефти, кг/м3, ц„(Т) - функция зависимости вязкости нефти от температуры, мПа с.

На основе формулы ( 1 ) построена зависимость, представленная на рисунке 3, которая позволяет быстро определять значения дебитов скважины при той или иной комбинации значений параметров, входящих в формулу.

Вертикальным линиям соответствуют линии равных значений входных параметров - температуры прогрева пласта, температуропроводности и т.д.

Таким образом, изучена возможность применения технологии «паровой камеры» на математической модели Ашальчинского месторождения тяжелой нефти и выработаны рекомендации по совершенствованию разработки.

Важным направлением совершенствования технологии паротепловош воздействия в целях повышения степени нефтеизвлечения является использование вертикальных скважин совместно с горизонтальными. Для исследования был построен ЗБ-каркас с размерностью 70x280 метров, по вертикали - 25 метров. Ячейка имеет размер 5x5x5 м. В результате общее количество ячеек составило 4275, с размерностью ЗО-сетки 15x57x5. Длина горизонтального ствола принята равной 280 м для охвата 10 вертикальных скважин, расположенных в два ряда.

Геолого-физические характеристики пласта задавались равными средневзвешенным значениям по Ашальчинскому месторождению.

(1)

продуктивного пласта, м2/с, Н - высота «паровой камеры», образующейся при на-

904

959 973

Плотность

ВВН или 1000 ПБ, кг/м

1014' 10

гш

ко

500

200

2 46810

Температура прогрева ■""ФФ«^'" пласта, "С ^пер^опро-

пппыпгти МП

ВОДНОСТИ, *10 м2(сек

5 1020 40

К высота паровой камеры, м

0 01

0.1

к, проницаемость,

°.2 0,4 0,8 0,6

0,1 0,3 0,2 0,4

4263

¥888 500

5 2

а,5 II

№

0,002 о сот

0,0005 888? т

1151

4Е-05

Дебит ВВН или ПБ, гЛсут

ДЭн- Изменение нефтенасыщенности, т" пористость, Д-ед.

д.ед

100 600 1000 С - длина ствола сквахмны, м

Рисунок 3 - Зависимость между дебитом нефти и длиной горизонтального ствола для различных геолого-физических характеристик продуктивного пласта

Рассматриваемые варианты разработки могут быть классифицированы следующим образом:

1) бурение параллельно рядам вертикальных скважин горизонтальной;

2) бурение между рядами вертикальных скважин одной пары горизонтальных скважин (технология «паровой камеры»);

3) уплотнение сетки бурением вертикальных скважин.

Ниже приведены показатели вариантов разработки исследуемого участка до достижения паронефтяного отношения 5 м3/м3 (таблица 1).

Установлено, что оптимальными по таким показателям, как наибольший коэффициент нефтеизвлечения и наименьший расход пара на отбор одного м3 нефти, являются:

- бурение добывающей горизонтальной скважины в нижней части продуктивного пласта в центре между рядами вертикальных нагнетательных скважин (в 35 м), при этом достигается коэффициент нефтеизвлечения 0,804 д.ед. при паронефтяном отношении 1,5 м3/м3. Гидродинамическая связь между скважинами достигается на второй год разработки;

- бурение пары горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, в 15 м относительно ближайшего ряда вертикальных добывающих скважин, при этом достигается коэффициент нефтеизвлечения 0,820 д.ед. при паронефтяном отношении 2,0 м3/м3. Вертикальные скважины используются для регулирования охвата пласта воздействием.

Таблица 1

Результаты расчетов вариантов использования вертикальных скважин

Вар. Функция ВС Функция ГС Расстояние от ряда ВС 2 Он, М3 м3 ПНФ, м3/м3 КИН, Д.ед. Срок разр-ки, лет

1 закачка добыча 5 53470 97140 1.8 0.485 4

закачка добыча 15 67470 105340 1.6 0.612 4

закачка добыча 35 88690 133770 1.5 0.804 7

добыча закачка 5 78080 268240 3.4 0.708 18

добыча закачка 15 - - >5.0 - -

добыча закачка 35 - - >5.0 - -

2 закачка ТПК 5 84700 156450 1.8 0.768 8

закачка ТПК 15 86000 169870 2.0 0.780 7

закачка ТПК 35 84260 154840 1.8 0.764 5

добыча ТПК 5 85530 190780 2.2 0.776 8

добыча ТПК 15 90440 185150 2.0 0.820 7

добыча ТПК 35 83980 145950 1.7 0.762 4

3 закачка в центр-ый ряд - 35 20780 98620 4.7 0.188 5

закачка в крайние ряды - 35 19350 91170 4.7 0.176 6

где 1<3„ - суммарная добыча нефти; X (3„ - суммарная закачка пара; ПНФ - паронефтяной фактор; КИН - коэффшшент извлечения нефти; ВС - вертикальная скважина; ГС - горизонтальная скважина; ТПК - технология «паровой камеры»

Таким образом, одним из путей совершенствования системы разработки Ашальчинского месторождения с использованием имеющихся вертикальных скважин является бурение горизонтальных скважин.

Бурение горизонтальных скважнн из-за малых глубин залегания требует высокого темпа набора кривизны, что приводит к большой кривизне ствола. Скважины с точки зрения эксплуатации целесообразно забуривать под углом 15-20°, поскольку продуктивный пласт залегает на глубине всего 70-100 м. Для испытания технологии на Ашальчинском месторождении тяжелой нефти в 2006 году с использованием вертикального бурового станка были пробурены две параллельные горизонтальные скважины, имеющие два устья (т.е. с выходом на поверхность) и совпадающие в плане. Общая длина верхней скважины составляет 490 м, нижней - 549 м. Расстояние между стволами - около 5 м.

Для снижения фильтрационного сопротивления и ускорения создания гидродинамической связи между стволами горизонтальных скважин нагнетание пара было начато 13.05.2006 г. вначале в нижнюю добывающую скважину, затем 26.05.2006 г. перенесено в верхнюю горизонтальную скважину, являющуюся нагнетательной. В течение месяца производилась очистка от песка горизонтального ствола добывающей скважины свабом. Затем с вертикального устья 02.07.2006 г. был спущен погружной насос, которым велась откачка пластовой жидкости в объеме 100 м3/сут. В добываемой жидкости 30.07.2006 г. появилась пленка нефти. Для исследования приемистости нагнетательной скважины № 233 в течение двух суток производилась закачка с ППУ. В дальнейшем производилось изменение режимов закачки и отбора, интервалов установки НКТ в нагнетательной и глубины спуска ЭЦН в добывающей скважинах для выравнивания профиля приемистости и фронта прогрева. В настоящее время закачка в верхнюю нагнетательную скважину ведется по колоннам НКТ, спущенным с каждого устья, а отбор из нижней добывающей скважины - двумя погружными насосными установками с обоих устьев. Установлено оптимальное соот-

ношение закачки и отбора с каждого устья. Дебит нефти изменяется в пределах 7-10 м3/сут. На 01.11.2006г. отобрано 582 м3 тяжелой нефти.

Таким образом, проведенное в данной главе изучение особенностей применения горизонтальных скважин совместно с тепловыми методами позволяет совершенствовать систему разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Результаты моделирования показали, что рациональное размещение горизонтальных скважин, параллельных друг другу и совпадающих в плане, комбинирование вертикальных с горизонтальными скважинами способствует увеличению коэффициента нефтеизвлечения и снижению энергетических затрат, сокращает срок разработки. Результаты исследований подтверждены результатами опытно-промышленных работ.

В четвертой главе рассматриваются вопросы эффективной эксплуатации горизонтальных скважин.

Отсутствие или недостаточная приемистость скважин вследствие неблагоприятного соотношения подвижностей тяжелой нефти и воды, появление большого количества воды в продукции скважины становятся серьезным осложнением ее работы.

Автором исследован и разработан способ разработки месторождения высоковязких нефтей бурением скважины через весь продуктивный пласт с горизонтальным стволом нисходящего профиля. При использовании рассматриваемого способа возможна поинтервальная обработка пласта с кровли продуктивного пласта к подошве и, наоборот, в зависимости от геологического строения и свойств нефти. Благодаря последовательной отработке увеличивается охват пласта воздействием и равномерно вырабатываются все участки призабойной зоны пласта вокруг скважины и как результат - существенно повышается нефтеизвлечение. Способ предполагает использование двух колонн НКТ, разобщенных пакером, закачку тампонирующего материала, затем теплоносителя, отбор продукта по кольцевому межтрубному пространству НКТ до снижения дебита скважины, изменение положения колонны и повтор операции до полной выработки продуктивного пласта.

Автором исследован способ разработки нефтебитумной залежи, включающий бурение непрерывных двухустьевых добывающей, выше и параллельно ей - нагне-

тателыюй горизонтальных скважин (рисунок 4), создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара с входного и выходного участков скважин при давлении, равном или большем бокового горного, при этом степень сухости закачиваемого пара периодически чередуют.

Рисунок 4 - Схема способа разработки нефтебитумной залежи

После создания проницаемой зоны пар подают только в нагнетательную, а по добывающей скважине ведут отбор продукции. Предложенный способ позволяет повысить темп прогрева, коэффициент извлечения нефти и сократить энергетические затраты на проведение процесса теплового воздействия.

Автором предложен также способ разработки неоднородных залежей высоковязких нефтей и природных битумов, в котором, в отличие от вышеописанного способа, строят две пары двухустьевых горизонтальных скважин, охватывая наиболее продуктивные зоны залежи, режимы работы пар двухустьевых горизонтальных скважин устанавливают с учетом особенностей каждого участка залежи, причем свабы добывающих двухустьевых скважин связывают друг с другом, благодаря чему увеличивается охват пласта воздействием и равномерно вырабатывается пласт и существенно повышается нефтеизвлечение.

Геологическое строение месторождений характеризуется существенной расчлененностью продуктивных пластов, многослойностью, то есть наличием двух, трех и более проницаемых слоев, разделенных мало - или непроницаемыми про-

слоями. Разработка таких залежей характеризуется низкими охватом пласта по объему, темпом отбора и нефтеизвлечением. Разработан способ (рисунок 5), позволяющий повысить эффективность горизонтальных скважин.

Рисунок 5 - Схема способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи природных битумов

Задача решается следующим образом. Горизонтальный ствол многоустьевой добывающей горизонтальной скважины 4 проводят преимущественно по продуктивному пласту 1, из этого ствола бурят дополнительные боковые стволы 5 под глинистым (слабопродуктивным) пропластком 2, выше по вертикали и параллельно добывающей скважине строят многоустьевую нагнетательную горизонтальную скважину 3, из которой проводят восходящими через пропласток 2 дополнительные боковые стволы 6.

Закачкой теплоносителя в обе скважины создают проницаемую зону между многоустьевыми горизонтальными скважинами, после создания проницаемой зоны прекращают подачу теплоносителя в добывающую горизонтальную скважину и переводят на отбор продукции. При наличии выдержанных по площади глинистых (слабопродуктивных) пропластков 2 из горизонтального ствола многоустьевой добывающей горизонтальной скважины дополнительные боковые стволы 5 бурят восходящими и заканчивают их выше пропластка 2, дополнительно бурят с поверхности вертикальные скважины 7, проходящие через пропласток 2 и заканчивающиеся

ниже нее преимущественно в продуктивном пласте, причем вертикальные скважины используют как в качестве транспортного канала для подачи теплоносителя выше глинистого (слабопродуктивного) пропластка, так и продукции вниз к добывающей горизонтальной скважине. В результате происходит ускоренный прогрев пласта по всему объему.

С использованием гидродинамической модели проведена оценка эффективности этой технологии. Рассмотрены два варианта разработки, базирующиеся на одних и тех же режимах эксплуатации, но во втором варианте дополнительно бурятся боковые стволы из добывающей скважины за пределы распространения, а из нагнетательной - выше распространения низкопроницаемых пропластков. Выше горизонтального ствола нагнетательной скважины были заданы низкопроницаемые (0,015 мкм2) пропластки толщиной 1-2 метра. В первом варианте на первый год разработки паровая камера незначительна по размерам, высота ее составляет около 10 м. Во втором варианте паровая камера за то же время достигла кровли продуктивного пласта. Это объясняется дополнительным нагнетанием теплоносителя по восходящим боковым стволам нагнетательной скважины, что ускоряет процесс охвата неоднородного пласта по вертикали и позволяет вовлечь в процесс продуктивные зоны, расположенные выше низкопроницаемых пропластков. Разница между вариантами существенна - относительный прирост коэффициента нефтеизвлечения составляет 18 %, расход пара уменьшается на 9 %.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

На основе научного анализа и обобщения опыта разработки и эксплуатации мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей Татарстана, исследований особенностей теплового воздействия с применением программ численного математического моделирования процессов многофазного течения флюидов и проведением опытно-промышленных работ в промысловых условиях, разработаны научно-обоснованные технологические решения эффективной разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Результаты проведенной работы можно кратко резюмировать следующим образом:

Предложены технологические параметры систем разработки с использованием горизонтальных скважин совместно с вертикальными скважинами при разработке Ашальчинского месторождения.

Определены принципы размещения горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, параллельных друг другу и совпадающих в плане. Установлено оптимальное расстояние между двумя параллельными горизонтальными стволами, равное 5-7 м.

Определена динамика изменения интенсивности системы теплового воздействия во времени для условий мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей Татарстана. Установлено, что для увеличения эффективности разработки с помощью закачки в пласт теплоносителя, процесс на начальном этапе должен вестись с максимально возможным давлением нагнетания в пласт пара. После создания гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами целесообразно перейти на поддержание пластового давления равным гидростатическому. Реализация указанных рекомендаций позволит оптимизировать процесс добычи тяжелых нефтей шешминского горизонта Ашальчинского месторождения и увеличить энергетическую эффективность (снизить расход теплоносителя на 35 %).

Определены основные критерии эффективного использования пары горизонтальных скважин, пробуренных параллельно одна под другой.

Получена зависимость между дебитом нефти и длиной горизонтального ствола для различных геолого-физических характеристик продуктивного пласта.

Показана перспективность создания системы разработки месторождений тяжелых нефтей горизонтальными скважинами с выходом на поверхность.

Предложены технические и технологические решения по совершенствованию разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов, позволяющие ускорить и увеличить охват пласта прогревом, повысить темп отбора, степень неф-теизвлечения и сократить энергетические затраты на проведение процесса теплового воздействия.

Методические положения и технологические решения, приведенные в диссертационной работе, использованы при составлении технологических схем разработки Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений тяжелых нефтей республики Татарстан.

Техническая новизна решений защищена 3 патентами.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах

1. Зарипов А.Т. Развитие и эффективность применения теплоносителей для разработки месторождений природного битума республики Татарстан // Перспективы и эффективность разработки залежей нефти в карбонатных и слабопроницаемых коллекторах: Тезисы докладов межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане и 50-летию г. Альметьевска: 21-23 августа 2003 г. - Альметьевск. - 2003. - С.65-66.

2. Ибатуллин P.P., Валовский В.М., Зарипов А.Т. Ресурсный потенциал и перспективы разработки месторождений природных битумов Республики Татарстан с применением горизонтальных технологий: Сб. тезисов докладов 5-й международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Геленджик, 3-6 октября 2005 года) - Геленджик. - 2005. - С.56-58.

3. Зарипов А.Т. Опыт применения горизонтальной технологии при разработке Мордово-Кармальского месторождения природного битума. Тезисы докладов семинара молодых специалистов секции «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений». - Бугульма. - 2005.- С.13-15.

4. Зарипов А.Т. Перспективы разработки месторождений природных битумов республики Татарстан с применением горизонтальных технологий. - Материалы на-

учной конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения». - Казань: Изд-во Казанск. ун-та. 2005. - С. 103-105.

5. Зарипов А.Т., Ибатуллина С.И., Мотина Л.И., Хисамов P.C. Технико-экономическая оценка методов добычи природных битумов для условий месторождений Республики Татарстан // Нефтяное хозяйство,- 2006. - № 3. - С. 64-66.

6. Зарипов А.Т., Гаделыпина И.Ф. Рекомендации по размещению горизонтальных скважин с учетом особенностей геологического строения битумных месторождений республики Татарстан. Сборник материалов Международной научно-практической Конференции «Природные битумы и тяжелые нефти». - СПб: Недра. -2006. - С.402-409.

7. Абдулмазитов Р.Г., Зарипов А.Т. Исследование гравитационного дренирования пласта под воздействием пара - Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 50-летию Татарского Научно-исследовательского и проектного института нефти (ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»), 25-26 апреля 2006 г., г. Бу-гульма, Республика Татарстан - М.: [Нефтяное хозяйство], 2006. - С.166-168.

8. Зарипов А.Т., Ибатуллина С.И., Мотина Л.И., Хисамов P.C. Технико-экономическая оценка методов разработки природных битумов в Татарстане // Нефть и жизнь. - 2006. - № 3. - С. 46-47.

9. Патент РФ № 2287676. Класс Е21 В43/24. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти // Абдулмазитов Р.Г., Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Зарипов А.Т.; Заявл. 10.08.2005, Опубл. 20.11.2006. Бюл. изобретений № 32.

10. Патент РФ № 2287677. Класс Е21 В43/24. Способ разработки нефтебитум-ной залежи // Хисамов P.C., Абдулмазитов Р.Г., Ибатуллин P.P., Валовский В.М., Зарипов А.Т.; Заявл. 16.12.2005, Опубл. 20.11.2006. Бюл. изобретений № 32.

11. Патент РФ № 2287678. Класс Е21 В43/24. Способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи // Зарипов А.Т., Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г.; Заявл. 16.12.2005, Опубл. 20.11.2006. Бюл. изобретений №32.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на цифровом дубликаторе RISO НС5500 тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 18.12.2006 г. Заказ №12593 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Зарипов, Азат Тимерьянович

Введение.

1. Геолого-физическая характеристика месторождений нефти и природных битумов Татарстана.

1.1 Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Татарстана.

1.2 Характеристика остаточных запасов нефтяных месторождений Татарстана.

1.3 Характеристика геологического строения, параметров пласта и неоднородности залежей тяжелых нефтей и природных битумов.

1.3.1 Особенности распространения месторождений тяжелых нефтей и природных битумов на территории Татарстана.

1.3.2 Геологическое строение месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

1.3.3 Особенности геологического строения мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей.

1.3.4 Запасы тяжелых нефтей и природных битумов.

1.4 К вопросу о классификации нефти.

1.5 Геолого-физическая характеристика Ашальчинского месторождения тяжелой нефти.

2 Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов тепловыми методами - проблемы и возможные пути их преодоления.

2.1 Влияние высокой вязкости на технологию добычи и возможности применения тепловых методов извлечения высоковязких нефтей.

2.2 Разработка месторождений природных битумов и тяжелых нефтей тепловыми методами с применением горизонтальных скважин.

2.3 Состояние разработки мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей республики Татарстан и проблемы их освоения.

2.3.1 Опыт разработки Ашальчинского месторождения тяжелых нефтей.

2.3.2 Опыт разработки Мордово-Кармальского месторождения тяжелых нефтей.

2.3.2.1 Добыча тяжелой нефти с применением технологии паротеплового воздействия через вертикальные скважины.

2.3.2.2 Добыча тяжелой нефти с применением технологии паровоздушного воздействия.

2.3.2.3 Добыча тяжелой нефти с применением технологии парогазового воздействия.

2.3.2.4 Технология комплексного воздействия с применением термоциклической обработки.

2.3.2.5 Внутрипластовое горение.

2.3.2.6 Применение горизонтальных скважин.

2.4 Пути совершенствования разработки мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей республики Татарстан.

3 Исследование совместного применения горизонтальных скважин и паротеплового воздействия в условиях мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей республики Татарстан.

3.1 Постановка задач по совершенствованию системы разработки.

3.2 Исследование гравитационного дренирования пласта под воздействием пара.

3.2.1 Влияние основных геолого-физических параметров пласта на технологические показатели.

3.2.2 Влияние давления нагнетания на динамику добычи тяжелой нефти.

3.2.3 Влияние степени сухости теплоносителя на добычу тяжелой нефти при технологии «паровой камеры».

3.2.4 Оценка дебита горизонтальных скважин при технологии паровой камеры.

3.3 Оптимизация размещения вертикальных скважин.

3.4 Сквозные горизонтальные скважины.

4 Исследование и разработка методов эксплуатации горизонтальных скважин.

4.1 Способ разработки месторождения высоковязких нефтей.

4.2 Способ разработки нефтебитумной залежи.

4.3 Способ разработки неоднородных залежей высоковязких нефтей и природных битумов.

4.4 Способ разработки послойно- и зонально-неоднородных залежей высоковязких нефтей и природных битумов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий"

Истощение запасов основных разрабатываемых горизонтов нефтяных месторождений Республики Татарстан заставляет все большее внимание обращать на менее исследованные мелкозалегающие отложения (казанский и уфимский ярусы пермской системы). В последнее время большое внимание уделяется ускоренному вводу в разработку нетрадиционных источников углеводородного сырья.

В ближней и средней перспективе почти все нетрадиционные запасы нефти будут получены в форме сверхтяжелой нефти и битумов. В то время как некоторые эксперты предсказывают стремительное падение добычи традиционной нефти, другие указывают на увеличивающиеся запасы синтетической и обогащенной нефти, полученной из битумов, запасы которых в мире огромны. Те, кто думают, что нас в ближайшем будущем ожидает пиковая добыча нефти, чаще всего не придают серьезного значения роли тяжелой нефти и битумов в мировых запасах нефти, тогда как, в отличие от многих других нетрадиционных источников энергии, тяжелые углеводороды уже сегодня вносят весьма важный вклад в мировые запасы нефти.

Сейчас, когда мир приближается к своей пиковой добыче нефти, пришло время по-новому взглянуть на огромные ресурсы горючих сланцев и битуминозного песка как на источник дешевого топлива.

В настоящее время добыча нетрадиционных источников топлива составляет не более 1 % от мировой добычи нефти, и понятно, что потенциал тяжелых углеводородов далеко не исчерпан. Однако следует отметить, что даже при условии снижения затрат и повышения эффективности, более низкое качество и относительно высокие затраты, связанные с добычей тяжелых углеводородов делают разработку тяжелых нефтей крайне чувствительной к нефтяным ценам. Природа битумов, сверхтяжелых нефтей и горючих сланцев такова, что они характеризуются длительным периодом разработки и длительным периодом окупаемости.

В мае 2003 г. на семинаре ассоциации в Париже (институт Франс де Пет4 роль) президент Оливьер Апперт заявил, что к 2010 году нам потребуется увеличить добычу на 60 млн. барр/сутки, чтобы удовлетворить возросшие потребности. В любом случае битуминозные песчаники могут сделать падение добычи менее заметным.

Пьер-Рене Бакиз, специальный советник председателя Тоталь СА, считает, что мировая добыча нефти достигнет своего пика к 2020 году и составит 100 млн. барр/сутки, «а не 120-130 млн. барр/сутки, как утверждает МЭА», после чего снизится до 25 млн. барр/сутки к 2100 году. В свете этого сверхтяжелая нефть может лишь смягчить переход к «полке добычи» (2015-2030гг.), но никак не компенсировать нехватку традиционных углеводородов, заявил далее эксперт. «Потенциальная добыча из Атабаски и Ориноко также не сможет компенсировать нехватку. Таким образом, тяжелые нефти не смогут «закрыть брешь», они могут лишь замедлить спад». [ 1 ]

Два самых крупных в мире месторождения - это месторождения тяжелой нефти в районе Ориноко (Orinoco Belt) в Западной Венесуэле и битумы битуминозного песка на восточном склоне бассейна западной Канады, общие начальные запасы нефти которых составляют 3600 млрд. бар. в пласте; в зависимости от развития технологии извлекаемые запасы составляют порядка 900 - 12 млрд. бар. Для сравнения текущие мировые запасы традиционной нефти составляют 952 млрд. бар. нефти по подсчетам Геологической Службы США. [ 2 ] При условии разработки всего Ориноко можно добыть максимум 60 млрд. баррелей в течение следующих 30 лет. Другими словами, реальный вклад Ориноко в течение следующего десятилетия, 2010-2020 гг., будет не более 3 млн. баррелей. То же самое справедливо в отношении Атабаски. По официальным канадским прогнозам, Атабаска может дать менее 2 млн. баррелей в течение 2010-2020 гг. Это, конечно, немало, но не спасет мир, если добыча неближневосточной нефти начнет снижаться, скажем, на 1 млн. барр/сутки в год.

Все сложности, с которыми приходится сталкиваться компаниям, занимающимся тяжелыми углеводородами, только играют на руку сторонникам теории о пиковой добыче нефти, которые утверждают, что ограничения, связанные с добычей тяжелых углеводородов, не дадут тяжелой нефти занять ме5 сто легкой нефти, когда встанет вопрос о нетрадиционных источниках энергии.

Пьер-Рене Бакиз заявляет: «Все проекты по добыче, основанные на гравитационном режиме с паротепловым воздействием, используют природный газ для производства пара для закачки. Объем газа, который потребуется для добычи из Атабаски того объема тяжелых углеводородов, который, по мнению вашего журнала, имеется в Канаде, в два-три раза превосходит известные запасы газа в Канаде. Что, Канада собирается импортировать сжиженный газ или закупать газ в Аляске для того, чтобы перевести свои неизвлекаемые ресурсы в запасы? Маловероятно. Единственное, на мой взгляд, возможное решение - использовать действующие ядерные реакторы для производства пара, но практическая реализация этой идеи в далекой перспективе».

По мнению г-на Альбрандта из Геологической службы США геополитические соображения могут оказаться наиболее влиятельной силой, которая окажет влияние на развитие отрасли в предстоящие десятилетия.

Тяжелые нефти, битуминозные пески и другие нетрадиционные источники энергии, несомненно, будут играть всё более важную роль, что обусловлено многими факторами. Во-первых, это меньший геологический риск, связанный с их разработкой, а значит и меньший экономический риск. Далее, нетрадиционные нефти не входят в квоты ОПЕК, и значит, есть экономические стимулы для их разработки. Совершенно ясно, что тяжелые нефти и битумы будут играть огромную роль, в том числе и с точки зрения добычи в регионах, не Связанных с политическими рисками». [ 1 ]

Перспективы поддержания достигнутого уровня добычи нефти в Татарстане в значительной степени связаны с вводом в разработку мелкозалегающих месторождений и залежей тяжелых нефтей и природных битумов.

На территории Татарстана имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, являющихся одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине, однако относятся к трудноизвлекаемым. Тяжелые нефти ха-растеризуются плотностью более 901 кг/м , высокой вязкостью, которая повышается по мере увеличения плотности, низким водородо-углеродным отноше6 нием, а также значительным содержанием серы, асфальтенов и тяжелых металлов. Эти факторы усложняют проблему добычи и переработки, однако, объем их запасов заслуживает того, чтобы исследовать задачи по совершенствованию существующих и созданию новых способов извлечения.

В настоящее время в Канаде, Венесуэле, США и ряде других стран ведутся интенсивные работы по совершенствованию технологических процессов и созданию новых технических средств добычи тяжелых нефтей и природных битумов. На территории республики Татарстан проводятся опытно-промышленные работы по отработке скважинного способа добычи на двух месторождениях тяжелой нефти - Мордово-Кармальском и Ашальчинском с целью определения оптимальных условий разработки. Опыт скважинного способа разработки месторождений тяжелых нефтей Республики Татарстан показывает, что выработка продуктивного пласта вертикальными скважинами характеризуется низкой степенью охвата воздействием. В элементах в среднем работают 23 скважины, остальные ввиду отсутствия связи с нагнетательной скважиной простаивают или переводятся на циклическую эксплуатацию.

Опыт показывает, что при разработке тепловыми методами необходимо решать следующие основные задачи: обеспечение приемистости, создание гидродинамической связи между скважинами, создание избыточного пластового давления, контроль выноса песка. Для решения задачи наиболее полного охвата тепловым воздействием запасов высоковязкой нефти и природных битумов основная роль отводится регулированию разработки.

В настоящее время рентабельная разработка месторождений тяжелых малоподвижных и высоковязких нефтей и природных битумов - достаточно сложная проблема и это еще одна причина интереса к тяжелым нефтям: необходимо проведение научно-исследовательских и опытных работ. Учитывая геологические запасы высоковязких нефтей и природных битумов, широкий диапазон пластовых условий, трудности добычи, понятно, что необходим целый комплекс методов и технологий добычи тяжелых нефтей и природных битумов за счет внедрения принципиально новых высокоэффективных систем разработки с применением вертикальных и горизонтальных скважин, что снизит риск полу7 чения неудовлетворительных результатов и связанных с этим экономических потерь при внедрении метода.

В связи с этим проблема совершенствования разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов приобретает особую актуальность.

Цель работы

Исследование процесса вытеснения тяжелых нефтей и совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов совместным применением горизонтальных скважин и тепловых методов с целью увеличения коэффициента нефтеизвлечения.

Задачи исследований

1. Изучение особенностей геологического строения мелкозалегающих залежей тяжелых нефтей и природных битумов, влияющих на выбор рациональной системы разработки.

2. Анализ, исследование и совершенствование систем размещения скважин и способов извлечения тяжелых нефтей и природных битумов.

3. Создание новых технологических решений задачи увеличения охвата пласта воздействием при закачке пара.

4. Обеспечение полноты извлечения природного углеводородного сырья в различных геолого-физических условиях из залежей тяжелых нефтей и природных битумов с использованием комплексных технологий.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе научного анализа и обобщения опыта разработки и эксплуатации месторождений тяжелых нефтей Татарстана, исследований особенностей теплового воздействия с применением программ численного математического моделирования процессов многофазного течения флюидов и проведением опытно-промышленных работ в промысловых условиях.

Научная новизна

Защищаемые положения

1. Принципы размещения горизонтальных скважин при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелых нефтей и природных битумов, выбора месторасположения горизонтальных стволов.

2. Методические решения задачи увеличения охвата пласта воздействием путем закачки пара, изменения интенсивности системы теплового воздействия во времени при технологии «паровой камеры».

3. Новые технологические решения скважинной разработки мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

Практическая ценность

Автором исследованы особенности разработки мелкозалегающих место9 рождений тяжелых нефтей Татарстана и созданы технологии и способы разработки, позволяющие уменьшить затраты на добычу, выбрать оптимальные параметры закачки и отбора продукции, увеличить охват пласта, эффективно использовать горизонтальные скважины совместно с вертикальными, сократить энергозатраты, повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения и, в результате, увеличить эффективность разработки месторождений тяжелых нефтей.

К таким результатам относятся:

1. Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов горизонтальными скважинами с выходом на поверхность;

2. Совершенствование системы разработки Ашальчинского месторождения;

3. Разработка номограммы для оценки дебита горизонтальных скважин.

- температура закачиваемого в пласт теплоносителя: 180 °С;

- объем тепловой оторочки: 1,7 объема пор пространственного элемента системы расстановки скважин.

Основные положения диссертационной работы использовались при со

10 ставлении технологических схем разработки Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений тяжелых нефтей Татарстана. Разработан, защищен патентом (в соавторстве) и реализуется на Ашальчинском месторождении тяжелой нефти технологический процесс теплового воздействия на пласт (технология «паровой камеры») с использованием горизонтальных скважин с выходом на поверхность. Техническая новизна предлагаемых способов подтверждена 3 патентами РФ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на международных научных конференциях: «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (г. Казань, 2005 г.) и «Природные битумы и тяжелые нефти Росси» (г. Санкт-Петербург, 2006 г.), «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» посвященной 10-летию НК «Роснефть» (г. Геленджик, 2005 г.); научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2006 г.); межрегиональном совещании «Роль новых геологических идей в развитии «старых» нефтедобывающих регионов в первой четверти XXI столетия» (г.Казань, 2003 г.); на межрегиональной научно-практической конференции посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане (г. Альметьевск, 2003 г.), на семинаре молодых специалистов ОАО «Татнефть» по теме «Проблемы геологии и разработки трудноизвлекаемых запасов в терригенных и карбонатных коллекторах» (г. Бугульма, 2005 г.), на молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» (г. Бугульма, 2006 г.).

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Зарипов, Азат Тимерьянович

Результаты исследования путем численного моделирования технологии «паровой камеры» представлены на рисунке 3.13, где показана зависимость коэффициента нефтеизвлечения и паронефтяного фактора от степени сухости теплового агента.

Рисунок 3.13 - Зависимость коэффициента нефтеизвлечения и паронефтяного отношения от степени сухости теплоносителя при технологии «паровой камеры» Сравнение вариантов расчета по использованию различных тепловых агентов показывает, что наиболее предпочтительны варианты использования пара степени сухости более 0,8 д.ед., обеспечивающие наилучший результирующий технологический эффект - наибольшее количество добытой нефти (коэффициент нетфеизвлечения) и наименьшее количество затраченного пара на добычу одного м нефти.

На результирующие показатели оказывают влияние два фактора. Во-первых, в варианте с закачкой пара высокой степени сухости (более 0,8 д.ед.) величина удельной теплоты парообразования оказывается больше, в результате чего этому случаю соответствует более быстрое образование и распространение в пласте паровой камеры.

Во-вторых, эффективность процесса зависит от плотности агента воздействия - пар высокой степени сухости, имеющий значительно меньшую плотность по сравнению с паром меньшей степени сухости или горячей водой (рисунок 3,14), будет стремиться вверх и, прогревая верхнюю часть пласта, конденсироваться, а затем вытеснять разогретую нефть вниз к добывающей скважине, тогда как горячая вода с плотностью близкой и выше плотности нефти будет препятствовать стоку к ней нефти.

Теоретическая кривая плотности теплоносителя и разницы масс нефти и теплоносителя в зависимости от степени сухости теплоносителя приведена на рисунке 3.14.

О 0 1 0.2 0.3 0.4 05 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Д.еД. Рисунок 3.14 - Плотность теплоносителя и разницы масс нефти и теплоносителя в зависимости от степени сухости теплоносителя Приведенная зависимость плотности теплоносителя имеет тенденцию к уменьшению с увеличением степени сухости агента. Нагретое вещество, в нашем случае пар высокой температуры, имеет меньшую плотность и, под действием архимедовой силы, будет перемещаться относительно нефти, плотность которой с увеличением температуры снижается незначительно, вверх. Направление силы, а, следовательно, и конвекция, противоположно направлению силы тяжести.

Таким образом, чем меньше плотность теплоносителя, тем больше разница в весе между нефтью и агентом воздействия и больше занимаемый им объем в пласте, и тем существенно эффективнее используются гравитационные эффекты, что является результирующим условием успешности технологии «паровой камеры».

3.2.4 Оценка дебита горизонтальных скважин при технологии паровой камеры

Прогноз добычи нефти тепловыми методами в основном делается на основе результатов предварительного моделирования процесса, для чего необходимо детальное изучение геологического строения пласта, параметров пласта и флюида. Более того, построение геолого-гидродинамических моделей трудоемко и требует достаточно много времени. Чтобы иметь возможность оценки дебита горизонтальных скважин, расположенных по схеме «паронефтяной ванны» в условиях конкретного месторождения и с целью принятия решения о необходимости оценки технологии на подробной геологической модели необходимо оценить дебит скважин при известных среднестатистических параметрах месторождения.

Целью является изучение процессов добычи тяжелых нефтей путем применения технологии «паронефтяной ванны», использование которой началось, в частности, на Ашальчинском месторождении тяжелой нефти.

Для оценки перспектив успешности технологии «паронефтяной ванны» необходим предварительный расчет значений дебита скважин при каждом конкретном наборе геолого-гидродинамических и технологических режимов разработки. Такой расчет значений дебитов скважины может быть произведен как с помощью программных комплексов гидродинамического моделирования, к числу которых относится комплекс CMG одноименной канадской компании, так и путем применения аналитических методов на основе известных зависимостей. К числу таких зависимостей относится формула Батлера [ 70, 79 ]: жины, м; ш - пористость продуктивного пласта, д.ед.; AS,, - изменение нефте

3.1) где QH - дебит нефти добывающей скважины, м3/сут; LCKB - длина ствола скванасыщенности пласта, д.ед.; к - проницаемость продуктивного пласта, мкм2; а - коэффициент температуропроводности продуктивного пласта, м /с; Н - высота «паровой камеры», образующейся при нагнетании пара, м; рн - плотность нефти, кг/м3; цн(т) - функция зависимости вязкости нефти от температуры, мПа*с.

Номографирование уравнения 3.1 относится к простейшим задачам номографии, поскольку представляет собой в конечном счете произведение функций, каждая из которых зависит только от одной переменной [ 129 J.

На основе формулы 3.1 построена номограмма, представленная на рис. 3.15, которая позволяет быстро определять значения дебитов скважины при той или иной комбинации значений параметров, входящих в формулу.

На этой номограмме вертикальным линиям соответствуют линии равных значений входных параметров - температуры прогрева пласта, температуропроводности, значений высот «паровой камеры», проницаемости продуктивного пласта, изменения нефтенасыщенности, пористости пласта, длины горизонтального ствола скважины.

Каждая из групп вертикальных линий имеет пометки с интервалом значений переменных параметров.

Линии зависимости вязкости нефтей с соответствующими плотностями вырождены в линии частного от деления плотности на вязкость, т.е. в линии функций вида:

3.3) где р - плотность нефти (кг/м3); ц(т) - функция зависимости вязкости нефти от температуры.

Определим по полученной номограмме теоретический дебит горизонтальных скважин, расположенных по схеме «паровой камеры» в условиях Ашальчинского месторождения тяжелой нефти. Используем следующие значения переменных параметров:

- начальная пластовая температура - 8 °С;

- вязкость тяжелой нефти в пластовых условиях - 38700 мПа*с, плотность 956 кг/м3;

- коэффициент температуропроводности - 3,4-10"7 м2/с;

- температура прогрева пласта - 180 °С (взято исходя из возможностей парогенератора, используемого в настоящее время);

- толщина продуктивного пласта - от 15 м (минимальная предельная толщина применения данной технологии) до 30 м (максимальная толщина продуктивного пласта);

- проницаемость продуктивного пласта - 2,6 мкм2;

- изменение нефтенасыщенности - 47,7 % (по результатам лабораторных исследований данной технологии на керновом материале Ашальчинского месторождения);

- пористость продуктивного пласта - 0,30 д.ед.;

- длина горизонтального ствола - весь диапазон, приведенный на номограмме.

Теоретический дебит одной пары горизонтальных скважин, расположенных по схеме «паровой камеры», в условиях однородного пласта составляет: 7

- при высоте паровой камеры 15 м - от 20 м /сут при длине горизонтального ствола 100 м до 150 м"/сут при длине горизонтального ствола 1000 м;

- при высоте паровой камеры 30 м - от 35 м'/сут при длине горизонтального ствола 100 м до 350 м /сут при длине горизонтального ствола 1000 м.

Таким образом, теоретические дебиты при использовании данной технологии являются оптимистичными для постановки задачи подробного изучения данной технологии на основе геолого-гидродинамической модели, учитывающей неоднородность строения продуктивного пласта.

В настоящее время дебит горизонтальных скважин Ашальчинском месторождении с выходом на поверхность, находящихся в стадии освоения, составляет 7-10 м /сут, что согласуется с результатами оценки по номограмме потенциального дебита при длине горизонтальной части ствола 100 м.

Плотность 973 у з эве^Тт' нефти , кг/м"

300

1 л : ' . . . . . ш ■ i -::::

-А 1 1 -:::: г'.-; у -i i Hi

2 46010

Температура прогрева пласта, °С ш. ч

Коэффициент температурил ровили ости а, * 10"' мг/сск

5 10 20 40

Н - высота мировой камеры,м

0.01 0.1

Проницаемость, мкм!

0 2 0.4 0.8 0.6

0.1 0.3 0.2 0.4

ASM -Изменение нефтеиасышенности, д.ед. И- пористость, д.ед

100 500 Ю00

L - длила ствола скважины, м

4263 Ж

500 В ш5 11

Дебит неф та, м3/сут

Рисунок 3.15 - Номограмма оценки дебита горизонтальных скважин пробуренных друг под другом параллельно по вертикали Г

3.3 Оптимизация размещения вертикальных скважин

Важным направлением совершенствования технологии паротеплового воздействия в целях повышения нефтеотдачи пласта является использование вертикальных скважин совместно с горизонтальными.

Пригодность метода воздействия, выбранного с учетом геолого-физических, технологических, технических и экономических факторов, определяется путем математического моделирования, затем пилотных промышленных исследований с последующим переходом на опытно-промышленное испытание. Общая продолжительность выбора и отработки технологии нефтеизвлечения на конкретном объекте может достигать 20 лет и требовать крупных затрат.

Для гидродинамических расчетов с целью прогнозирования основных технологических показателей разработки вертикальными скважинами совместно с горизонтальными скважинами был использован трехмерный трехфазный программный комплекс STARS компании CMG (Канада).

Для исследования был построен ЗЭ-каркас с размерностью 70x280 метров по горизонтали и 25 метров по вертикали. Ячейка имеет размер 5x5x5 м. В результате общее количество ячеек составило 4275, с размерностью ЗЭ-сетки 15x57x5.

Выбор размерности объясняется следующим. Расстояние между рядами вертикальных скважин составляет 70 м. Длина горизонтального ствола задавалась исходя из возможностей бурения (не более 300 м) и принята равной 280 м для охвата 10 вертикальных скважин, расположенных в два ряда по 5 скважин (рисунок. 3.16).

Все варианты разработки, которые были просчитаны в программе CMG, могут быть классифицированы по следующим параметрам:

1) бурение параллельно рядам вертикальных скважин горизонтальной скважины на расстоянии 5, 15 и 35 м относительно ближайшего ряда;

2) бурение между рядами вертикальных скважин одной пары горизонтальных скважин (технология «паровой камеры» или ТГ1К) на расстоянии 5, 15 и 35 м относительно ближайшего ряда.

Oil Saturation 2007-01 -01 К layer: 5

T—I—I—I—I I I |—I I 1 I—I—I—I I I |—I—I—I—I—I—I—1—I—I—|—I—I—I—I—I—1—I—I—I—[—|—I—I—I—г -100 0 100 200

Producer 2

Рисунок 3.16 - Распределение нефтенасыщенности (3D и вид сверху) В каждом варианте рассматривались 2 подварианта. В первом варианте: а) горизонтальная скважина пускалась на отбор продукции, закачка велась в вертикальные скважины; б) в горизонтальные скважины велась закачка, а из вертикальных скважин - отбор продукции.

Во втором варианте: а) в вертикальные скважины велась закачка; б) из вертикальных скважин велся отбор продукции.

Для сопоставления расчетов также был просчитан 3 вариант - бурение дополнительных вертикальных скважин в центре между двумя рядами, причем рассматривался подвариант а - закачки в центральный ряд скважин и отбор из крайних двух рядов и подвариант б - закачка в крайние ряды вертикальных скважин и отбор из центральной. Дополнительно рассмотрен вариант одной пары горизонтальных скважин в краевом слое без вертикальных скважин.

Результаты расчетов при условии отключения нерентабельных скважин при достижении 98 % обводненности представлены в таблице 3.1.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе научного анализа и обобщения опыта разработки и эксплуатации мелкозалегающих месторождений тяжелых нефтей Татарстана, исследований особенностей теплового воздействия с применением программ численного математического моделирования процессов многофазного течения флюидов и проведением опытно-промышленных работ в промысловых условиях, разработаны научно-обоснованные технологические решения эффективной разработки мелкозалегающих месторождений трудноизвлекаемых запасов нефти.

Результаты проведенной работы можно кратко резюмировать следующим образом:

1. Предложены технологические параметры систем разработки с использованием горизонтальных скважин совместно с вертикальными скважинами при разработке Ашальчинского месторождения.

2. Определены принципы размещения горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, параллельных друг другу и совпадающих в плане. Установлено оптимальное расстояние между двумя параллельными горизонтальными стволами, равное 5-7 м.

3. Определена динамика изменения интенсивности системы теплового воздействия во времени для условий мелкозалегающих месторождений Татарстана. Установлено, что для увеличения эффективности разработки залежей, содержащих тяжелые нефти типа Ашальчинского, с помощью закачки в пласт теплоносителя, процесс разработки на начальном этапе должен вестись с максимально возможным давлением нагнетания в пласт пара. После создания гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей горизонтальными скважинами целесообразно перейти на поддержание пластового давления равным гидростатическому, Реализация указанных рекомендаций позволит оптимизировать процесс добычи тяжелых нефтей шешминского горизонта Ашальчинского месторождения по совокупности следующих целей:

- максимизация энергетической эффективности (снижение паронефтяного отношения на 35 %);

- максимизация технологической эффективности.

4. Определены основные критерии эффективного использования пары горизонтальных скважин, пробуренных параллельно одна под другой.

5. Получена зависимость между дебитом нефти и длиной горизонтального ствола для различных геолого-физических характеристик продуктивного пласта.

6. Показана перспективность создания системы разработки месторождений тяжелых нефтей горизонтальными скважинами с выходом на поверхность.

7. Предложены технические и технологические решения по совершенствованию разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов, позволяющие ускорить и увеличить охват пласта прогревом, повысить темп отбора, степень нефтеизвлечения и сократить энергетические затраты на проведение процесса теплового воздействия.

8. Методические положения и технологические решения, приведённые в диссертационной работе, использованы при составлении технологических схем разработки Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений тяжелых нефтей республики Татарстан.

9. Техническая новизна решений защищена 4 патентами.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Зарипов, Азат Тимерьянович, Бугульма

1.Williams В. Heavy hydrocarbons playing key role in peak-oil debate, future energy supply. Oil & Gas Journal, July 28, 2003

2. Etherington J.R., McDonald I.R. Is bitumen a petroleum reserve? SPE paper 90242.

3. Пермские битумы Татарии / Под ред. В.И. Троепольского. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1976. - 223 с.

4. Акишев ИМ. Условия залегания, основные закономерности распространения и особенности строения скоплений битумов пермских отложений ТАССР // Геология битумов и битумовмещающих пород. М.: ИГиРГИ, 1979. - С. 5965.

5. Геолого-геохимические основы освоения битумных месторождений среднего Поволжья / Б.В. Успенский, А.Э. Бадгмшин, Г.А. Ильина, Н.П. Лебедев. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1988. - 124 с.

6. Акишев И.М., Волков Ю.В., Гилязова Ф.С. Запасы и ресурсы природных битумов Татарской ССР // Тр. Всесоюзн. конф. по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей, Казань: Таткнигоиз-дат, 1992.-С. 21-26.

7. Акишев ИМ. Условия залегания, основные закономерности распространения и особенности строения скоплений битумов пермских отложений ТАССР // Геология битумов и битумовмещающих пород. М.: ИГиРГИ, 1979. -С. 59-65.

8. Ханин А.А. Основы учения о породах коллекторах нефти и газа М., «Недра», 1965, с 145-150

9. Акишев И.М., Шалин П.А. Строение битумных залежей Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений Тр. ТатНИПИнефть, вып. XXXIV, Куйбышев, 1976, с 15-19

10. Боровский М.Я. Геофизические поиски локальных скоплений природных битумов. В сб. Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения. Материалы научной конференции. Казань: Изд-во Казанского университета, 2005. - с. 47-48

11. Альметьевск: АО «Татнефть», 1985. С. 99-101.

12. Троепольский В.И., Эллерн С.С. Геологическое строение и нефтеносность Аксубаево-Мелекесской депрессии. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 1964.- 658 с.

13. Мухаметшин Р.З. Условия образования нижнекаменноугольных эрозионных врезов Татарии и влияние их на нефтеносность // РНТС. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. № 3. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - С. 9-13.

14. Арефьев Ю.М., Войтович Е.Д. и др. Закономерности размещения залежей, оценка прогнозных ресурсов битумов и их запасов с учетом коэффициента подтверждаемости и возможных методов извлечения. КГЭ ТГРУ АО «Татнефть», Казань, 1994.

15. Подготовка к освоению месторождений природных битумов Республики Татарстан. Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский. // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 2. - С. 43-46

16. Петров Г. А. Оценка реальных запасов битумов на месторождениях Татарии с учетом эколого-экономических условий их размещения, ГПК ПО "Татнефть", Альметьевск, 1991.

17. Шаргородский И.Е., Зинатова М.Ф., Казаков Э.Р. Создание картографической базы «Залежи природных битумов». КГЭ ТГРУ АО «Татнефть», Казань, 2000.

18. Кувшинова Н., Москвин А. Битумы заждались. Нефть России. -2003.3.

19. Комиссия ООН предлагает разработать единую классификацию запасов углеводородного сырья МПР РФ Москва // Нефтегазовое обозрение, 4-10 октября 2002 г., том 11, выпуск 40 (555).27. «Oilweek», 1980, v.31, № 34, p.l 1

20. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. РД 39-1-159. М.: Мин-нефтепром, 1979. 27 с.

21. Позднышев Г.Н., Мажуров Р.И., Сидурин Ю.В. Особенности подготовки тяжелых высоковязких нефтей. М., 1983. - 36с - (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»; Вып. 9 (58).

22. Халимов Э.М., Климушин ИМ., Фердман Л.Н. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР: Справ, пособие. М: Недра, 1987. -174 с.

23. Временная инструкция по применению классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов природных нефтяных битумов Москва, ГКЗ при СМ СССР, 1985.

24. Bestougeff М., Burolett P.F., Byramjee R.J. Heavy crude oils and their classification // Proc. of the 2nd International conference «The Future of Heavy Crude and Tar Sands». Caracas, 1982 - P. 12-16.

25. Дияшев Р.Н. О классификации и определениях нафтидов // Международная конференция «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка)». 4-8 октября 1994, Казань. - Т 1 - С. 86-113.

26. Diyashev R.N. On Classification and Definitions of Hydricarbons // 61'1 UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands Houston, Texas, February 12-17, 1995.

27. WPC Study yields reserves classification nomenclature // OWJ, Nowember 21, 1983.-P. 59-62.

28. M.M.Boduszynski, C.E.Rechsteiner, A.S.G.Shafizaden, R.M.K.Carlson. Composition and Properties of Heavy Crudes. Proceedings of 7th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands. Beijing, China, October 27-30, 1998, pp.1867-1878.

29. Diyashev R.N. On Classification and Definitions of Hydricarbons // 6th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands Houston, Texas, -February 12-17, 1995.

30. Proceedings of 7th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands. Beijing, China. October 27-30, 1998

31. Природные битумы дополнительный источник углеводородного сырья. Сборник научных трудов. -М.: изд. ИГиРГИ, 1984, 172 с.

32. Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных месторождений. М., Недра, 1974. (ВНИИ. Труды, вып. LVIII)

33. Губкин И.М. и др. К вопросу о рациональной разработке нефтяных месторождений

34. Шейнман А. Б., Малофеев Г. Е., Сергеев А. И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.: Недра, 1969. - 256 с.

35. Рубинштейн JI. И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя. Уфа: Башгосиздат, 1958. - С. 9.

36. Чекалюк Э. Б. Температурный профиль пласта при нагнетании теплоносителя в скважину // Нефтяное хозяйство. 1955. - № 4. - С. 4.

37. Малофеев Г. Е. К расчету распределения температуры в пласте при закачке горячей воды в скважину // Нефть и газ. 1960. - № 7. - С. 5

38. Желтов Ю. П. О вытеснении нефти из пластов движущимся фронтом горения. М.: Недра, 1968.

39. Чарый И. А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину // Нефтяное хозяйство. 1953. - № 2. - С. 3.

40. Боксерман А. А., Раковский Н. Л., Глаз И. А. и др. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, 1975 - Т. 7. - 87 с.

41. Раковский H.JI. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 11. - С.З.

42. Оганов К. А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М.: Недра, 1967.-203 с.

43. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М: Недра, 1988. - 344 с.

44. Мустаев Я. А., Мавлютова И. И., Чеботарев В. В. Влияние температуры на коэффициент вытеснения нефти водой // Нефть и газ. 1970. - № 11.-С. 65-68.

45. Аметов И. М-, Байдиков Ю. Н., Рузин JI. М., Спиридонов Ю. А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. М.: Недра, 1985. - 205 с.

46. Кудинов В. И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: «Нефть и газ», 1996 - 284 с

47. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988. - 422 с.

48. Вахитов Г. Г., Алишаев М. Г. Влияние температуры нагнетаемой воды на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 8. - С. 29 - 32.

49. Кочешков А. А., Тарасов А. Г. О коэффициенте вытеснения нефти повышенной вязкости горячей водой / РНТС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1976, - № 8. - С. 43-45.

50. Кочешков А. А., Хомутов В. И., Лисицын В. Н. Исследование влияния различных факторов на процесс вытеснения нефти теплоносителями / Научно-технический сборник по добыче нефти, ВНИИнефть. М.: Недра, 1971. - Вып. 41. - С. 99-108.

51. Толстов Л. А. О влиянии температуры на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой // Нефтяное хозяйство. 1965. - № 6. - С. 38-42.

52. Кудинов В. И., Колбиков В. С. Создание и промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя на залежах нефти со сложной геологической характеристикой // Нефтяное хозяйство. 1993. -№11. -С. 4.

53. Боксерман А. А., Якуба С. И. О некоторых особенностях процесса вытеснения нефти теплоносителями из слоисто-неоднородного пласта // Труды ВНИИнефть. М., 1979. - Вып. 69. - С. 9.

54. Абасов М. Т., Абдуллаева А. А., Алиева Ш. М. и др. Вытеснение нефти горячей водой. М.: Недра, 1968. - Вып. 33. - С.5.

55. Schaffer J. С Thermal recovery in the Schoonebeek oil field. Fifteen years of experience. Erdoel-Erdgas. 1974, v. 90, p. 7.

56. Термоинтенсификация добычи нефти. Байбаков Н.К. Брагин В.А., Га-рушев А.Р., Толстой И.В. М., изд-во «Недра», 1971

57. Тепловые методы добычи нефти // Материалы выездной сесиии Научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и Научно-технического совета Министерства нефтяной промышленности (ноябрь 1973г.).-М.: «Наука», 1975

58. Bulter R.M. The Potential for Horizontal Wells for Petroleum Production // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.28, May-June 1989

59. Optimum Production Rate for Horizontal Wells. Can. Patent, № 5020607

60. T. Eggar, Minister of Energy, Government of the UK. Keynote Speech in the 4th EC Symposium. Berlin, November, 1992

61. Butler R.M. Thermal Recovery of Oil and Bitumen. Prentice Hall Inc., Englewood Cliffs.- 1991.

62. Мартос В.Н. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей. М., ВНИИОЭНГ, 1982 // Обз. информ. Сер. «Нефтепромысловое дело».

63. Глазова В.М, Дадаева Э.А., Алферов С.Е. Разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1989 (Обз. информ. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений»)

64. Умариев Т.М. Новые способы разработки залежей высоковязких нефтей. М., 1992. - 34 е.: ил. // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: Обзор. МГП «Геоинформмарк».

65. Патент 4850429, США. Recovering hydrocarbons with a triangular horizontal well pattern / D.S. Mims (США); опубл. 25.07.1989.

66. Патент 4696345, США. Hasdrive with multiple offset production / L.Hsueh (США); опубл. 25.09.1987.

67. В.В. Муляк, М.В. Чертенков. Технология освоения залежей высоковязких нефтей (краткий обзор) // Нефтепромысловое дело 2006 г. - № 1.

68. Bulter R.M. Steam Assisted Gravity Drainage Concept, Development, Performance and Future // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.33, No.2, February 1994

69. Isaacs, E.E., Cyr, Т., His, C., and Singh, S. Recovery methods for heavy oil and bitumen in the 21st century: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China. 1998

70. Nasr, T.N., Coates, R., Tremblay, В., Sawatzky, R., and Frauenfeld, Т., 2002, New oil production technologies for heavy oil and bitumens: presented at the 17th World Petroleum Congress, Rio de Janeiro, Brazil.

71. Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids / Bulter R.M. Can. Patent 1 13021, 1982

72. Edmunds N.R., Gittins S.D. Effective Steam Assisted Gravity Drainage to Long Horizontal Well Pairs // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.32, No.6, June 1993

73. Bulter R.M. Gravity Drainage to Horizontal Wells // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.31, No.4, April 1992

74. Marcel Polikar and Ted Cyr, Keith Sadler. Alberta Oil Sands The Advance of Technology, 1978-98 and Beyond: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China. 1998

75. N.R. Edmunds, J.A. Kovalsky, S.D. Gittins, E.D. Pennacchioli: «Review of Phase A Steam-Assisted Gravity-Drainage Test», SPE paper 21529

76. Douglas P. Komery, Richard W. Luhning, John V. Pearce, William K. Good. Pilot Testing of Post-Steam Bitumen Recovery from Mature SAGD Wells in Canada: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China. 1998

77. Коноплев Ю.П., Буслаев В.Ф. и др. Мировой рекорд шахтеров-нефтяников Яреги // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 11. - С. 76, 77.

78. Colin С. Card, Joseph S. Woo, Chuanpeng Wang, Zhimian Hu. CNPC Liaohe Dual Well SAGD The Journey from Vision to Reality: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China. 1998

79. Chan M.Y.S., Fong J. Effects Of Well Placement And Critical Operating Conditions On The Performance of Dual Well SAGD Well Pair In Heavy Oil Reservoir, SPE paper 39082

80. Боксерман А.А., Коноплев Ю.П., Тюнькин Б.А., Морозов С.В., Груц-кий Л.Г., Питиримов В.В. Перспективы шахтной и термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 11. - С. 42-45.

81. Муслимов Р.Х. Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан до 2020 г.: возможности и проблемы // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 5. -С. 10-14.

82. Байков Н.М. Наращивание объемов извлекаемых запасов нефти с помощью методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 7. -С. 125-127.

83. Поддубный Ю.А., Жданов С.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство. 2003. -№4.-С. 20-25.

84. Rich Kerr, J. Birdgeneau, В. Batt, P. Yang, G. Nieuwenburg. The Long Lake project The first field integration of SAGD and Upgraiding. SPE paper 79072.

85. Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flood process and apparatus / Nzekwu, B. Ifeanyi, Sametz, P. David, Pelensky, P. Joseph. Can. Patent 2162741, 1996

86. Production acceleration and injectivity enhancement using steam-propane injection for Hamaca extra-heavy oil. J. A. Rivero, D.D. Mamora. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 44, No.2, February 2005

87. Recovery of heavy oils using vapourized hydrocarbon solvents: further development of the Vapex process. R.M. Butler, I.J. Mokrys. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 32, No.6, June 1993

88. Novel expanding solvent-SAGD process «ES-SAGD». T.N. Nasr, G. Beauleu, G. Heck. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 42, No.l, January 2003

89. The behaviour of non-condensible gas in SAGD a rationalization. R.M. Butler. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 43, No.l, January 2004

90. Simulation studies of steam-propane injection for the Hamaca heavy oil field. G.J. Venturini, D.D. Mamora. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 43, No.9, September 2004

91. Serhat Canbolat, Serhat Akin, Anthony R.Kovscek. A study of Steam-Assisted Gravity Drainage Performance in the Presence of Noncondensable Gases;1. SPE 75130, 2002

92. Recovery of heavy oils using vapourized hydrocarbon solvents: further development of the Vapex process. R.M. Butler, I.J. Mokrys // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.32, No.6, June 1993

93. Патент 5626191, США. Oilfield in-situ combustion process Hasdrive with multiple offset production / M. Greaves A.T. Turta; опубл. 05.05.1997.

94. A Calgary company researches a step-change in bitumen recovery technology. Oilweek. March 2004

95. Oilsands newcomers take unconventional approach. Oilweek. August 2005

96. THAI in situ oil recovery requires minimal use of natural resources. OIL & GAS NETWORK. Vol. 5, No. 2, April 2004

97. Ian R. McDonald, Nexen Inc.; Downhole catalytic process for upgrading heavy oil: produced oil properties and composition. M. Creaves, T.X. Xia. // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.43, No.9, September 2004

98. Шандрыгин A.H., Нухаев M.T., Тертычный B.B. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа (SAGD) // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 7. - С. 92-96.

99. Ракутин Ю.В., Волков Ю.В., Янгуразова З.А. Особенности и перспективы разработки месторождений природных битумов // Всесоюз. конф. по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей: Сб. науч. тр.- Казань, 1992.- С. 31-34.

100. Ахунов P.M., Гареев Р.З., Абдулхаиров P.M., Янгуразова З.А, Пробная эксплуатация горизонтальных скважин с паротегшовым воздействием на пласт // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 11. - С. 44-47.

101. Зарипов А.Т., Ибатуллина С.И., Мотина Л.И., Хисамов Р.С. Технико-экономическая оценка методов добычи природных битумов для условий месторождений Республики Татарстан.// Нефтяное хозяйство. 2006. - № 3. С. 64-66

102. Зарипов А.Т., Ибатуллина С.И., Мотина Л.И., Хисамов Р.С. Технико-экономическая оценка методов разработки природных битумов в Татарстане.// Нефть и жизнь. 2006. - № 3. С. 46-47.

103. Хованский Г.Х. Основы номографии, М., «Наука», Главная редакция физико-математической литературы, 1976 г

104. Патент РФ № 2287676. Класс Е21 В43/24 Способ разработки месторождения высоковязкой нефти // Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Зарипов А.Т.; Заявл. 10.08.2005, Опубл. 20.11.2006. Бюл. изобретений № 32.

105. Патент РФ № 2287677. Класс Е21 В43/24 Способ разработки нефтебитумной залежи // Хисамов Р.С., Абдулмазитов Р.Г., Ибатуллин P.P., Валовский В.М, Зарипов А.Т.; Заявл. 16.12.2005, Опубл. 20.11.2006. Бюл. изобретений № 32.

106. Патент РФ № 2287678. Класс Е21 В43/24 Способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи // Зарипов А.Т., Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г.; Заявл. 16.12.2005, Опубл. 20.11.2006. Бюл. изобретений № 32.

107. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими неф-тями / Д.Г. Антониади. Краснодар: «Советская Кубань», 2004. - 336 с.

108. Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов. Краснодар: «Советская Кубань», 2000.-336 с.

109. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1995 -181 с.

110. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М: Недра, 1995.

111. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств // Нефтегазовое дело,2005

Информация о работе

Зарипов, Азат Тимерьянович
кандидата технических наук
Бугульма, 2006
ВАК 25.00.17

Диссертация

Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы