Исследование процессов разработки залежей сверхвязкой нефти с применением тепловых методов воздействия в условиях влияния газа на основе термогидродинамического моделирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Хафизов Руслан Ильдарович

• Хафизов Руслан Ильдарович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Хафизов Руслан Ильдарович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ сверхвязкой нефти тепловыми МЕТОДАМИ

1.1 Обзор нефтегазовой литературы по разработке месторождений сверхвязкой нефти тепловыми методами

1.2 Эффективность разработки термическими методами Мордово-Кармальского месторождения сверхвязкой нефти

1.2.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия на пласт

1.2.2 Результативность применения паровоздушного воздействия

1.2.3 Эффективность опытно-промышленных работ по применению внутрипластового горения на Мордово-Кармальском месторождении

1.3 Эффективность разработки Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти термическими методами

1.3.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия на пласт

1.3.2 Эффективность технологии парогравитационного дренирования продуктивного пласта

1.3.3 Эффективность технологии пароциклического воздействия на продуктивный пласт

Выводы по главе

ГЛАВА 2. СОСТАВ И ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ВЕРХНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

2.1 Особенности геологического строения и гидрогеологии Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти

2.2 Газонасыщенность сверхвязкой нефти

Выводы по главе

ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ С НАЛИЧИЕМ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ

3.1 Проблемы разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти с наличием газонасыщенных интервалов

3.2 Разработка оптимального способа добычи залежи сверхвязкой нефти с газонасыщенными интервалами

3.3 Исследование влияния положения парных горизонтальных скважин относительно газонасыщенного интервала в продуктивном пласте на разработку залежей сверхвязкой нефти с помощью метода парогравитационного дренирования

3.4 Определение оптимального расстояния между скважинами в пласте

3.5 Влияние толщины газонасыщенных интервалов в продуктивном пласте на технологические показатели скважин

3.6 Влияние давления нагнетания на динамику добычи сверхвязкой нефти

3.7 Определение оптимального компенсационного отбора при эксплуатации парных горизонтальных скважин

3.8 Исследование влияния расстояния между парами горизонтальных скважин в продуктивном пласте на технологические показатели эксплуатации скважин

3.9 Исследование влияния коэффициента газосодержания в газонасыщенных интервалах на технологические показатели горизонтальных скважин

3.10 Использование многозабойных скважин при разработке залежей сверхвязкой нефти с наличием газонасыщенного интервала с помощью закачки пара в пласт

3.11 Эффективность метода парогравитационного дренирования в зависимости от газонасыщения и толщины газонасыщенного интервала

3.12 Оценка применения разработанного способа на Нижне - Кармальском поднятии сверхвязкой нефти с использованием термогидродинамических расчетов

Выводы по главе

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДА ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ сверхвязкой нефти в терригенных КОЛЛЕКТОРАХ

4.1 Метод внутрипластового горения для разработки залежей сверхвязкой нефти

4.2 Краткий анализ предыдущих работ по внутрипластовому горению

на Мордово-Кармальском месторождении

4.3 Изучение эффективности систем разработки залежей сверхвязкой нефти с помощью метода внутрипластового горения при различных системах расстановки скважин

4.4 Обоснование значений температуры закачиваемого воздуха в продуктивный пласт при реализации метода внутрипластового горения на залежах сверхвязкой нефти

4.5 Использование многозабойных скважин при разработке месторождений сверхвязкой нефти с помощью метода внутрипластового горения

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование процессов разработки залежей сверхвязкой нефти с применением тепловых методов воздействия в условиях влияния газа на основе термогидродинамического моделирования»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Рост уровня добычи нефти обеспечивается увеличением извлекаемых запасов за счет применения новых технологических решений, позволяющих достичь увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) на месторождении, и вовлечением в разработку новых залежей и месторождений.

В настоящее время в условиях истощения запасов нефти на большинстве месторождений каменноугольных и девонских отложений Республики Татарстан все более актуальным становится освоение трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, добыча которых традиционными способами нерентабельна.

Неблагоприятные геолого-физические условия (особенности геологического строения пласта, низкое пластовое давление, высокая вязкость нефти) предопределили довольно низкую эффективность ввода в разработку месторождений сверхвязкой нефти (СВН) с вязкостью более 10000 мПас с использованием вертикальных скважин. Разработка таких залежей термическими методами осложнена опасностью прорыва рабочего агента, пластового газа и газов горения, а также неравномерным распространением поверхности водонефтяного контакта (ВНК).

Для эффективной разработки месторождений СВН требуется применение новейших технологий воздействия на продуктивный пласт. Теория и мировая практика разработки данных месторождений, а также добыча СВН на территории Республики Татарстан доказали, что наиболее перспективными являются термические методы.

Освоение месторождений СВН в Республике Татарстан с применением тепловых (термических) методов разработки требует значительных инвестиций в обустройство промыслов и организацию добычи нефти.

Одним из современных путей решения проблемы поиска и создания оптимальных методов эксплуатации залежей СВН является предварительная оценка

технико-экономических показателей разработки с использованием термогидродинамических моделей, в основу которых заложены дифференциальные уравнения в частных производных, описывающие процесс фильтрации флюидов в пласте.

В связи с этим исследование тепловых методов разработки месторождений СВН, создание новых технических и технологических решений являются актуальными научными и практическими задачами.

Степень разработанности темы

Высокопроизводительные вычислительные средства, позволяющие расширять технологические возможности для создания и оценки эффективности методов управления при разработке залежей СВН путем моделирования геолого-гидродинамических процессов, связанных с разведкой и эксплуатацией месторождений, получили существенное развитие. Значительный вклад в развитие теоретических основ разработки месторождений СВН внесли такие ученые и специалисты, как Р.Г. Абдулмазитов, М.И. Амерханов, Д.Г. Антониади, Н.К. Байбаков, А.А. Боксер-ман, И.М. Бакиров, Г.Г. Вахитов, Р.Н. Дияшев, Ю.П. Желтов, А.Т. Зарипов, Р.Р. Ибатуллин, Р.Д. Каневская, В.И. Кудинов, А.А. Липаев М.М. Мусин, Р.Х. Му-слимов, А.В. Насыбуллин, А.И. Никифоров, К.А. Оганов, А.В. Петухов, А.М. Ру-зин, М.Л. Сургучев, А.Х. Фаткуллин, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, Т.В. Хис-метов, З.А. Янгуразова, T.C. Boberg, R.M. Butler, S.A. Mehta, R.G. Moore, S.D. Joshi, J.C. Schaffer и другие.

В условиях истощения запасов легкой нефти на большинстве месторождений каменноугольных и девонских отложений Республики Татарстан проблема рентабельной добычи СВН становится все более актуальной. В работе рассмотрены основные эффективные направления разработки залежей СВН с применением тепловых методов в условиях влияния газа. Проведение опытно-промышленных работ (ОПР) на залежах СВН Республики Татарстан и применение опыта повышения технологических показателей разработки позволят увеличить уровень ее добычи.

Целью диссертационной работы является разработка эффективных технологических решений для добычи СВН с применением тепловых методов в условиях

влияния газа, основанных на использовании термогидродинамического моделирования.

Задачи исследований:

1. Анализ и оценка эффективности существующих технологий разработки месторождений СВН на основе литературных и промысловых данных.

2. Оценка технологической эффективности применения метода парогравита-ционного дренирования и его совершенствование на залежах СВН с наличием газонасыщенного интервала.

3. Оценка эффективности применения различных вариантов расстановки скважин при реализации метода внутрипластового горения, способствующих снижению прорыва закачиваемого воздуха и газов горения.

4. Создание новых технологических решений для увеличения охвата пласта с использованием метода внутрипластового горения.

Методы решения поставленных задач и достоверность результатов

Поставленные задачи решались на основе научного анализа ОПР и эксплуатации залежей СВН Татарстана.

Достоверность полученных результатов подтверждена промысловыми данными разработки залежей СВН, воспроизводимыми на основе сертифицированных лицензионных программ для термогидродинамического моделирования, а также сходимости результатов моделирования с реальными промысловыми данными разработки залежей СВН.

Научная новизна

Для залежей СВН шешминского горизонта с наличием газонасыщенного интервала, расположенного ниже кровли пласта:

1. Определена зависимость КИН от расстояния между параллельными горизонтальными стволами нагнетательной и добывающей скважин для элемента одной пары разработки месторождения при парогравитационном дренировании.

2. Установлена зависимость изменения конечного показателя паронефтяного отношения от коэффициента газонасыщения и толщины газонасыщенного пласта при парогравитационном дренировании.

3. Получена зависимость КИН от расположения пары горизонтальных скважин по вертикали относительно газонасыщенного интервала при парогравитаци-онном дренировании.

Защищаемые научные положения:

1. Оценка эффективности технологических показателей разработки в зависимости от расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами для условий шешминского горизонта с газонасыщенными интервалами.

2. Оценка влияния изменения паронефтяного отношения от коэффициента газонасыщения и толщины газонасыщенного пласта при реализации процесса па-рогравитационного дренирования.

3. Оценка влияния КИН от расположения пары горизонтальных скважин по вертикали относительно газонасыщенного интервала при парогравитационном дренировании.

4. Технологические решения для повышения нефтеотдачи терригенных коллекторов, насыщенных СВН, и снижения негативного влияния газа за счет усовершенствования метода внутрипластового горения.

Практическая ценность результатов работы:

1. Автором исследованы особенности процесса разработки залежей СВН с наличием газонасыщенного интервала и предложены технологии разработки, позволяющие увеличить добычу нефти и подобрать оптимальные параметры закачки теплоносителя с использованием горизонтальных скважин.

2. Результаты исследований влияния газонасыщенного интервала на технологические показатели разработки использованы на этапе выполнения темы ПАО «Татнефть» «Анализ геологического строения, оптимизация и сопровождение разработки залежей СВН посредством 3D моделирования» (отчетный документ Тат-НИПИнефть, Бугульма, 2017, 286 с.).

3. В ходе выполнения работы предложен ряд новых технических и технологических решений (патенты на изобретения РФ №№ 2578141, 2597041, 2578140, 2597040, 2581071, 2615554, 2605993,2626500,2626497, 2603795, 2604073, 2627795, 2630330), которые могут использоваться для повышения нефтеизвлечения на месторождениях СВН в терригенных коллекторах.

Апробация результатов работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на внутривузовских, республиканских, всероссийских и международных форумах, семинарах, выставках и конференциях: Татарстанском нефтегазохимическом форуме (Казань, 2016); Международной научно-практической конференции молодых ученых «Энергия молодежи для нефтегазовой индустрии», приуроченной к 60-летию высшего нефтегазового образования в Республике Татарстан (Альметьевск, 2016); II Республиканской молодежной геологической конференции, посвященной 25-летнему юбилею Академии наук Республики Татарстан и 15-летнему юбилею «Хартии Земли» (Казань, 12-14 октября 2016 г.); Всероссийской конференции «Проблемы геологии, разработки и эксплуатации месторождений высоковязкой нефти и битумов» (Ухта, ноябрь 2016 г.), Международной научно-практической конференции молодых ученых «Энергия молодежи для нефтегазовой индустрии-2017» (Альметьевск 28 сентября 2017 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 научных работ, в том числе 6 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России. При выполнении исследований получено 13 патентов на изобретения РФ на способы разработки месторождений СВН.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 112 наименований.

Материал диссертации изложен на 126 страницах, включает 19 таблиц и 72 рисунка.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность руководителю работы - доктору технических наук Р.Х. Низаеву за методическую помощь при выполнении работы, доктору технических наук И.А. Гуськовой, кандидату технических наук Е.Ф. Захаровой, доктору технических наук А.Т. Зарипову, младшему научному сотруднику Д.К. Шайхутдинову - за ценные консультации и содействие в выполнении диссертационной работы.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ

1.1 Обзор нефтегазовой литературы по разработке месторождений сверхвязкой нефти тепловыми методами

Идея воздействия на продуктивный, насыщенный углеводородами пласт теплом с целью эффективной выработки запасов СВН возникла давно. В 1920-1930 гг. выдающиеся ученые И.М. Губкин, Д.В. Голубятников и А.Д. Архангельский [1] предсказывали перспективу применения тепловых методов при разработке залежей СВН. С этого времени были начаты фундаментальные теоретические и экспериментальные исследования термогидродинамических процессов в углеводородных продуктивных пластах. Данным направлением исследований занимались также А.Б. Шейнман, Л.И. Рубинштейн, Э.Б. Чекалюк [2-4] и другие. Позднее прикладные задачи в области термической добычи СВН были решены известными учеными России, Азербайджана, Украины и других стран. В данной области существенный вклад внесли Г.Е. Малофеев, Ю.А. Желтов, И.А. Чарный, А.А. Боксер-ман, Н.Л. Раковский, К.А. Оганов [5-10] и другие. Большой вклад в решение опытно-промышленных проблем развития термических методов добычи СВН на месторождениях внесли Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, Я.А. Мустаев, И.М. Аметов, А.Х. Мирзаджанзаде и другие [11-13].

Несмотря на наличие значительных разведанных геологических запасов СВН, ввод их в разработку был ограничен. Замедленное развитие тепловых методов при явно обещающей их высокой эффективности было обусловлено технологическими и техническими проблемами: отсутствием надежного внутрискважин-ного оборудования, парогенераторов необходимой производительности и т.д.

В 1970-1980-е гг. ОПР по освоению месторождений СВН показали, что наиболее эффективными способами теплового воздействия на продуктивный пласт являются нагнетание пара в пласт с созданием тепловых оторочек, обработка при-забойной зоны добывающих скважин и использование внутрипластового горения.

Термические методы добычи СВН совершенствуются и в настоящее время представлены многочисленными разновидностями способов, наибольшее развитие среди которых получили способы нагнетания теплоносителя в продуктивный пласт.

Воздействие теплоносителем на продуктивный пласт приводит к увеличению нефтеотдачи за счет воздействия ряда факторов, основными из которых являются: дистилляция и испарение, снижение вязкости пластовой СВН, снижение поверхностного натяжения, термическое расширение и другие.

Многочисленные исследования были посвящены изучению влияния повышения температуры продуктивного пласта на вытеснение нефти [14-18]. Известно, что нефтеизвлечение из продуктивного пласта зависит от соотношений вязкости воды и нефти в пласте. На основе анализа зависимости вязкостной характеристики нефти и температуры рядом ученых был сделан вывод, что повышение температуры приводит к существенному увеличению коэффициента вытеснения нефти [14-18]. При этом эффективность теплового воздействия на пласт зависит от правильного подбора воздействующего рабочего агента, позволяющего повысить степень извлечения СВН из продуктивного пласта, с учетом геолого-промысловых характеристик разрабатываемого объекта.

Многими зарубежными и отечественными авторами проводились исследования по вытеснению нефти как паром, так и горячей водой [8-10, 16, 17, 19-22] и другими. Из проведенных исследований следует вывод, что без тщательного изучения строения и свойств разрабатываемого месторождения и существующего уровня развития техники и технологии нельзя однозначно отдавать предпочтение горячей воде или пару для воздействия на продуктивный пласт. Оптимальность выбора теплоносителя для тех или иных условий зависит от конкретных факторов и условий эксплуатации с учетом перспектив разработки месторождений СВН и экономических показателей.

Насыщенный водяной пар в сравнении с горячей водой имеет большую энтальпию. При равных массовых расходах вытесняющих агентов при воздействии на пласт количество вводимого в пласт тепла при использовании пара существенно

выше. При воздействии на продуктивный пласт паром для вытеснения нефти в значительной степени проявляется механизм дистилляции легких фракций в пласте, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения. Подбор рабочего агента для воздействия на продуктивный пласт необходимо осуществлять с учетом геолого-физических свойств горных пород продуктивного пласта и физико-химических свойств добываемой нефти.

Движение содержащей большое количество асфальтено-смолисто-парафино-вых веществ нефти в пористой среде затруднено из-за наличия начального градиента давления, что приводит к низкому КИН из таких залежей. Повышение температуры нефти сопровождается увеличением подвижности нефти, а также уменьшением градиента динамического давления сдвига.

Установлено [5], что тепловой эффект от нагнетания горячей жидкости тем больше, чем выше скорость движения пластового флюида и больше толщина пласта. Для высокоэффективного использования нагнетаемого в пласт теплоносителя наиболее предпочтительными являются нефтеносные пласты толщиной более 6 м. Воздействие теплом на продуктивный пласт толщиной меньше 6 м менее эффективно из-за высоких теплопотерь через подошву и кровлю разрабатываемого нефтеносного пласта.

В работах [9, 15, 20, 23] исследовались процессы вытеснения нефти из слоисто-неоднородного продуктивного пласта. Выявлено, что в неоднородном пласте зависимость «нефтеизвлечение - темп закачки теплоносителя» носит экстремальный характер, поэтому требуется определять оптимальный темп разработки объекта, который обеспечивал бы максимальное извлечение углеводородов из нефтеносного пласта в конкретных условиях.

Увеличению нефтеизвлечения (по сравнению с традиционным заводнением) из продуктивного пласта с использованием горячей воды способствуют следующие факторы: снижение вязкости флюида [12], изменение отношения подвижности воды и нефти [16, 24], термическое расширение пластовой системы [4, 25], интенсификация проявления капиллярных процессов в пласте [26, 27].

В научных работах [21, 27] показано, что с повышением температуры закачиваемого теплоносителя происходит увеличение проницаемости пористой среды пласта - за счет уменьшения толщины адсорбционного слоя на поверхности поро-вых каналов. Анализируя результаты работ, ученые приходят к выводу, что воздействие теплом на терригенные коллекторы увеличивает их проницаемость, хотя увеличение имеет различные масштабы в зависимости от минерального состава пород и фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

При вытеснении нефти из неоднородных пластов также существенное влияние оказывают капиллярные силы на взаимосвязь пропластков с разной проницаемостью из слоисто-неоднородного пласта [26, 28].

Безводный коэффициент нефтеизвлечения при исследовании площадной неоднородности зависит от расположения зон различной проницаемости - чем ближе к нагнетаемой скважине зона большей проницаемости, тем выше его значения. По данным о влиянии зональной неоднородности на нефтеизвлечение пласта, имеются перетоки из менее проницаемых в более проницаемые участки при площадном заводнении залежи.

А.А. Аббасовым и М.Л. Сургучевым рассматривались вопросы исследования движения нефти в неоднородных средах, влияния физико-химических свойств нефти, а также влияния количества растворенного газа и температуры [29-31]. Результатами исследований установлено, что при перепадах давления и высоких температурах на поверхности породы резко уменьшается толщина слоя активных компонентов нефти при вытеснении горячей водой, что положительно влияет на процесс вытеснения нефти из продуктивного пласта.

Выявлено, что с увеличением темпа нагнетания теплоносителя в однородный пласт эффективность прогрева увеличивается. При нагнетании теплоносителем в слоисто-неоднородный пласт эффективность прогрева определяется потерями тепла с отбираемыми жидкостями и в окружающие пласт породы. При высоких темпах нагнетания теплоносителя в продуктивный пласт увеличиваются потери с добываемой жидкостью. При низкой скорости закачки теплоносителя возможны

значительные потери тепла в породу покрышки пласта. Поэтому изменение коэффициента вытеснения нефти из продуктивного пласта в зависимости от скорости нагнетания рабочего агента - теплоносителя может изменяться в зависимости от конкретных условий.

В работах [26, 27] рассматривались исследования влияния температуры на капиллярную пропитку. Были установлено, что пропитка эффективнее при малых скоростях перемещения фронта вытеснения, причем пропитка мало зависит от темпа нагнетания теплоносителя в пласт и увеличивается с возрастанием температуры.

В мировой практике накоплен большой практический опыт применения способа нагнетания теплоносителей с целью повышения нефтеотдачи продуктивных пластов.

Так, закачка горячей воды и пара применяется в опытно-промышленных и промышленных масштабах на месторождениях жидких углеводородов Казахстана, Азербайджана, Украины, Республики Коми, Республики Татарстан, Удмуртской республики, Краснодарского края, острова Сахалин [32]. Обширные исследования по закачке как горячей воды, так и пара выполнены на месторождении нефти Керн-Ривер (США), в угловые скважины которого на пятиточечном участке закачивали горячую воду при температуре плюс 149 о С и расходе 300 м3/сут [32].

В США на месторождении Локо [14] использован метод закачки горячей воды. Разрабатываемый нефтеносный пласт находится на глубине 160 м, средняя толщина пласта - 4 м, проницаемость - 2,5 мкм2, и плотность - 926 кг/м3 и вязкость - 6 мПас при температуре плюс 21 о С.

Закачка горячей воды применялась в Нидерландах на нефтяном месторождении Шонебек [22, 33]. Горячую воду вводили в представленный песчаником продуктивный пласт, залегающий на глубине 850 м, который обладал хорошей проницаемостью. Толщина разрабатываемого пласта составляла в среднем 20 м. Плотность нефти - 905 кг/м3, вязкость - 2 мПас при температуре плюс 40 о С.

На месторождениях Аляски проводились эксперименты по добыче нефти [34] с помощью горячей воды. Пластовая температура плюс 27 о С. Нефтеносный

пласт имеет невысокую проницаемость (0,01 .... 0,14 мкм2), вязкость нефти = 20...100 мПас и плотностью 960 кг/м3. Производили отбор воды из специальных скважин. Температура воды составляла плюс 71... 82 о С на устье, подогревали до плюс 127о С и закачивали в разрабатываемый пласт, сложенный песчаником, находящийся на глубине более 1000 м.

Таким образом, закачка горячей воды в глубокозалегающие пласты, имеющие хорошие коллекторские свойства (проницаемость) и высокие теплоэнергетические параметры при разработке месторождений, приводила к положительным результатам [19, 22, 33-35].

На начало 1995 г. на территории бывшего СССР проведение опытно-промышленных испытаний и внедрение тепловых методов осуществлялось на 49 объектах, в том числе: термозаводнение - на 15 объектах, полимерно-тепловое воздействие (ПТВ) - на 21, влажное внутрипластовое горение (ВВГ) - на 13 объектах.

Из крупномасштабных разрабатываемых объектов нефтяной отрасли термические методы опробованы на месторождениях Гремихинском (Республика Удмуртия) и Усинском (Республика Коми), Кенкияк и Каражанбас (Казахстан).

За последние годы в нашей стране созданы новые тепловые технологии (термотехнологии), позволяющие использовать комбинированные (тепловые и физико-химические) методы воздействия на продуктивные пласты, закачивание окислителей и теплоносителя, активизирующих тепловые процессы в пласте, вести упорядочение режимов теплового воздействия на пласт, повышающих эффективность процессов и увеличивающих гидродинамическую связь неоднородных пластовых систем. Указанные факторы способствуют снижению энергозатрат и повышению КИН разрабатываемого продуктивного пласта.

Применение термических методов при разработке месторождений СВН приводило к положительным результатам.

1.2 Эффективность разработки термическими методами Мордово-Кармальского месторождения сверхвязкой нефти

1.2.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия на пласт

С 1974 г. на опытных участках Мордово-Кармальского месторождения опробованы различные варианты паротеплового воздействия на пласт, которые не дали ожидаемого результата по своей эффективности. Длительное паротепловое воздействие на продуктивный пласт оказалось проблематичным из-за снижения приемистости пласта, происходящей в процессе эксплуатации, утечки пара в водонасы-щенную часть пласта [2, 36-39].

При закачке пара повышается пластовое давление в прискважинной зоне, но данный эффект быстро исчезает вследствие того, что закачиваемый пар, заполняющий поровое пространство продуктивного пласта, охлаждается, превращаясь в конденсат, объемы которого в сотни раз меньше объема пара. В результате конденсации пара в порах продуктивного пласта происходит снижение пластового давления, ранее повышенного за счет закачки пара. Это приводит к значительной потере накопленной пластовой энергии и ухудшению эффективности процесса отбора нефти из пласта.

С учетом последствий конденсации закачиваемого пара установлено, что па-ротепловое воздействие необходимо производить с дренированием пласта путем циклической тепловой обработки призабойной зоны скважин с отбором из нее разжиженной, нагретой нефти. Циклическая тепловая обработка результативна только на начальной стадии эксплуатации скважин. После ее снижения необходимо переходить к стационарному способу воздействия, предусматривающему непрерывное вытеснение СВН теплоносителем, например, паром, из продуктивного пласта.

С целью повышения результативности применения паротеплового способа при добыче СВН на этой залежи было принято решение обеспечить ввод извне в эксплуатируемый пласт упругой энергии, которая способствовала бы продвижению пластового флюида к забою добывающих скважин. Традиционно для этого

применяют совместную закачку пара с различными газами, неконденсируемыми в условиях продуктивного пласта по технологии добычи СВН путем паровоздушного воздействия.

1.2.2 Результативность применения паровоздушного воздействия

В 1978-1981 гг. проводились испытания технологии площадного паровоздушного воздействия на пятиточечном элементе скважин 23-го Северного участка Мордово-Кармальского месторождения с плотностью сетки скважин 50 х 50 м.

В 1982 г. на пятиточечном элементе 23 расположенных на Северном куполе скважин с целью увеличения приемистости скважин и создания гидродинамической связи между скважинами были проведены работы по циклической закачке парогазовоздушной смеси в продуктивный пласт.

Опыты по паровоздушному воздействию на продуктивный пласт выполнены по следующей технологии:

- в центральную нагнетательную скважину 23 попеременно закачивали воздух и пар;

- одновременно производили отбор добываемой продукции из добывающих скважин 21, 25, 111, 114 элемента. При этом из скважин 22, 24, 26, 27 добыча жидкости не велась, т.к. это приводило к прорыву закачиваемого пара и воздуха к забою этих скважин;

- в течение 7 сут выдерживали нагнетательную скважину 23 для термокапиллярной пропитки продуктивного пласта;

- закачивали пар и воздух в добывающие скважины 21, 25, 111 и 115 для увеличения охвата продуктивного пласта по площади и создания гидродинамической связи между вовлеченными в процесс скважинами разрабатываемого участка и осуществляли одновременный отбор пластового флюида из скважины 23.

На опытно- промышленном участке было закачано 570 тыс. м3 воздуха и 545 т парогаза. При этом из добывающих скважин пятиточечного элемента добыто

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Хафизов Руслан Ильдарович, 2018 год

- - - - -

Нагнетательная- Выше Нагнетательная- На уровне Нагнетательная- Ниже ГНК, Нагнетательная - В Нагнетательная - В

ГНК, Добывающая-На ГНК, Добывающая - По Добывающая-Середина середине неф. пласта, середине неф. пласта, уровне ГНК центру пласта. нефт. Пласт. Добывающая - Выше ВНК Добывающая - на уровне

ВНК

Расположение скважин относительно газонасыщенного интервала

Для оценки возможности применения такого подхода для отложений шеш-минского горизонта СВН с газонасыщенными интервалами была проведена серия термогидродинамических расчетов с различными вариантами взаимного положения горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в продуктивном пласте.

Варианты расположения нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенном пласте с наличием газонасыщенного интервала представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Варианты расположения горизонтальных скважин в нефтенасыщенном пласте с газонасыщенным интервалом

Номер Расстояние между горизон-

варианта тальными добывающей и

нагнетательной скважинами,

м

1 3

2 4

3 5

4 6

5 7

6 8

Управляющими параметрами и показателями для нагнетательной горизонтальной скважины являются давление нагнетания пара 1300 КПа и объем закачки пара 16 м3/сут. Управляющими параметрами и показателями для добывающей горизонтальной скважины являются забойное давление 200 КПа, дебит по жидкости 30 м3/сут и ограничение по температуре 120 °С. Максимальный срок разработки залежи с газонасыщенным интервалом принят равным 20 годам. Рассмотрены варианты расположения скважин в нефтенасыщенном пласте с применением метода парогравитационного дренирования.

Результаты оценки влияния расположения горизонтальных скважин в нефте-насыщенном пласте с газонасыщенным интервалом на показатели накопленной добычи СВН и газа представлены на рисунках 3.4.1, 3.4.2.

5000

Ъ 4500

ь 4000 си

I 3500

(И

=5 3000 ю

2500

| 2000 х

£ 1500 с

5 1000

500

Дата

Вариант 1 Вариант 4

Вариант 2 Вариант 5

Вариант 3 Вариант 6

Рисунок 3.4.1 - Накопленная добыча нефти для вариантов 1-6 на модели с газонасыщенным интервалом

ю о

ч

ОС

а

X X

си ^

с

о

а:

а

35000

30000

25000

20000

15000

10000

5000

ооооооооооооооооооооооооооо

0*Н000*Н000*Н000*Н000*Н000*Н000*Н0

Дата

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

Вариант 5

Вариант 6

Рисунок 3.4.2 - Накопленная добыча газа для вариантов 1-6 на модели

с газонасыщенным интервалом Несмотря на то, что при малых расстояниях на ранних этапах паровая камера образуется быстрее за счет снижения вязкости СВН в межскважинном пространстве, накопленная добыча нефти и дебит становятся ниже. Однако можно заметить,

0

0

что в первый год в скважинах, расположенных на максимальном расстоянии друг от друга, накопленная добыча нефти выше, так как именно в первый год паровая камера продвигается вверх, происходит прогрев более легкой нефти, находящейся в кровле продуктивного пласта. В процессе нагнетания пара происходит расширение паровой камеры на начальном этапе разработки, приводящее к стеканию большего объема разжиженной нефти к забою добывающей скважины (рисунок 3.4.3).

в) е)

Рисунок 3.4.3 - Распределение температуры в пласте на шестой год закачки пара при различных расстояниях между скважинами: а) 3 м; б) 4 м; в) 5 м; г) 6 м; д) 7 м; е) 8 м На начальном этапе разработке происходит отбор газа (7 и 8 м), что снижает отрицательное влияние газонасыщенного интервала на технологические показатели скважин (рисунок 3.4.4).

в) е)

Рисунок 3.4.4 - Распределение насыщенности метаном в пласте на шестой год закачки пара при различных расстояниях между скважинами: а) 3 м; б) 4 м; в) 5 м; г) 6 м; д) 7 м; е) 8 м

Основной причиной ухудшения технологических показателей разработки при малых расстояниях между горизонтальными стволами скважин является прорыв пара и снижение охвата пласта тепловым воздействием из-за небольшого меж-скважинного расстояния. На рисунке 3.4.4, а-е (поперечный разрез залежи), показано распределение насыщенности метаном для всех рассмотренных вариантов с различным расстоянием между горизонтальными стволами скважин. Хорошо видно, что на границе паровой камеры и перед ней образуется зона газонасыщенности, которая играет роль изолятора, снижая эффективность передачи тепла от водяного пара к СВН, тем самым уменьшается охват продуктивного пласта тепловым воздействием. Метан прорывается к забою добывающей скважины по границе паровой камеры (рисунок 3.4.4, д, е).

На рисунке 3.4.3, а-е, показано рассчитанное распределение температуры в пласте на шестой год закачки пара при различных расстояниях между скважинами.

Размер паровой камеры в случае максимального рассмотренного расстояния наиболее эффективный для разработки залежи СВН с наличием газонасыщенного интервала, так как происходит улучшение прогрева разрабатываемого пласта более легкой нефти за расчетный период времени по сравнению с остальными вариантами разработки залежи.

С увеличением расстояния между стволами горизонтальных скважин на залежах с наличием газонасыщенных интервалов происходит рост КИН (рисунок 3.4.5).

0.19

. 0.18 Ч ш

X 0.17 ^

О

Ч 0.16

0.14 0.13

Рисунок 3.4.5 - Зависимость КИН от расстояния между стволами

горизонтальных скважин

3.5 Влияние толщины газонасыщенных интервалов в продуктивном пласте на технологические показатели скважин

При разработке залежи СВН с газонасыщенными интервалами так же остро стоит проблема влияния толщины интервала на технологические показатели скважин. Один из способов ее решения и повышения эффективности парогравитацион-ного метода - исследование влияния толщины газонасыщенного интервала на технологические показатели горизонтальных скважин. Основной задачей является определение такой толщины газонасыщенного интервала, величина которой оказывает наименьшее негативное влияние на технологические показатели скважин.

4 5 6 7

Расстояние между скважинами, м

3

8

С целью определения влияния толщины газонасыщенного интервала на технологические показатели извлечения тяжелой нефти из залежи по различным вариантам толщины газонасыщенного интервала с пробуренными горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами в термогидродамическом симуля-торе STARS программного комплекса CMG проводились гидродинамические расчеты технологических показателей.

Исследования проводились на термогидродинамических моделях с толщиной газонасыщенного интервала 2, 5, 10 и 15 м с использованием метода парогра-витационного дренирования. Толщина нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта составляет 10 м. Остальные теплофизические и фильтрационно-емкостные параметры, функции ОФП и капиллярные давления аналогичны описанным в разделе 3.2.

Для расчета применялись одинаковые технологические параметры управления скважинами во всех вариантах, чтобы оценить влияние толщины газонасыщенного интервала на технологические показатели скважин. Горизонтальную добывающую скважину располагали выше уровня ВНК на 2 м в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта. Расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами составляло 5 м. Газонасыщение интервала - 1 доля ед.

Термогидродинамические расчеты и сравнение результатов технологических показателей разработки приведены на рисунках 3.5.1, 3.5.2.

s 7000

-е-

01

6000 5000

4000 Б 3000

ш 2000 § 1000

HHHHHMlNINMMININMMMININMMINtnrniTlintntniriinintnm 0000000000000000000000000000000

r^o^u^v^oiuiv^diuir^oiuir^oil^r^o^u^v^ciu^v^oiuir^oil/^r^o^liir^

ооооооооооооооооооооооооооооооо 0000000000000000000000000000000

Дата

Вариант 2 метра

Вариант 5 метров

Вариант 10 метров

Вариант 15 метров

Рисунок 3.5.1 - Накопленная добыча нефти

7000

т

£ 6000

1-

-е

<и I 5000

пз

т

XI 4000

ю

О

^

ос 3000

та

I

I

<и с; 2000

С

О

^ та 1000

X

0

20000 40000 60000 80000

Накопленная закачка пара, м3

100000

120000

Вариант 2 метра • Вариант 5 метров • Вариант 10 метров • Вариант 15 метров

Рисунок 3.5.2 - График закачки пара и отбора нефти

Результаты термогидродинамических расчетов доказали влияние толщины газонасыщенного интервала на технологические показатели горизонтальных скважин при разработке залежей СВН.

Увеличение толщины газонасыщенного интервала в продуктивном пласте при разработке залежи СВН снижает технологические показатели горизонтальных скважин (рисунки 3.5.3-3.5.5).

Рисунок 3.5.3 - Распределение 2-метрового газонасыщенного интервала

через 10 лет эксплуатации

0

Рисунок 3.5.4 - Распределение 15-метрового газонасыщенного интервала через 10

лет эксплуатации

0.28

0.27

сГ 0.26

е

и

л 0.25

о

Ч

I 0.24

X

5С

0.23

0.22

0.21

5 10

Толщина газонасыщенного интервала, м

15

Рисунок 3.5.5 - Зависимость КИН от толщины газонасыщенного интервала

2

При низких значениях толщины газонасыщенного интервала в процессе эксплуатации скважин образования конуса газа не происходит. При нагнетании пара замещается газонасыщенная область пласта паром. Газ из газонасыщенного интервала перемещается в зону пониженного давления, при котором не оказывает значительного негативного влияния на расширение паровой камеры в процессе эксплуатации скважин. При увеличении толщины газонасыщенного интервала в процессе эксплуатации образуется конус из газонасыщенного интервала, который снижает расширение паровой камеры в процессе эксплуатации скважин, что приводит к снижению дебита нефти.

Выводы:

1. Увеличение толщины газонасыщенных интервалов приводит к уменьшению распространения паровой камеры в продуктивном пласте при использовании технологии парогравитационного дренирования.

2. При увеличении толщины газонасыщенного интервала происходит образование конуса из газонасыщенного интервала, который негативно влияет на расширение паровой камеры в процессе эксплуатации скважин.

3.6 Влияние давления нагнетания на динамику добычи сверхвязкой нефти

При разработке залежи СВН с газонасыщенными интервалами необходим выбор оптимальных режимов эксплуатации горизонтальных скважин. Влияние давления нагнетания закачки пара на технологические показатели горизонтальных скважин при разработке залежей СВН с наличием газонасыщенного интервала является приоритетной задачей [83]. При этом оценка оптимального давления нагнетания позволит избежать проблемы прорыва пара и газа к добывающим скважинам и достичь повышения эффективности метода парогравитационного дренирования при разработке залежей СВН с наличием газонасыщенного интервала.

Рассматривались геологическая модель и свойства, которые были описаны ранее. Были проведены термогидродинамические расчеты режимов эксплуатации скважин по шести вариантам разработки с различными режимами закачки пара в продуктивном пласте (таблица 3.6).

Таблица 3.6 - Управляющие параметры нагнетательной горизонтальной скважины

Номер Давление Объем

варианта нагнетания, КПа закачки пара, м3/сут100 м

1 700 16

2 1000 16

3 1300 16

4 1500 16

5 1800 16

6 2000 16

Термогидродинамические расчеты и сравнение результатов технологических показателей разработки приведены на рисунках 3.6.1, 3.6.2.

% 7000 6000 = 5000

та

| 4000

ю

§: 3000

К

1 2000

си

£ 1000

*ч*ч*ч*чгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгогогогогогогогого 0000000000000000000000000 гмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгмгч

О Г^ 1Л го 00000

СТ> 1Л ГО

00000

О Г^ 1Л го 00000

СП I 1Л (Ю н 00000

0000000000000000000000000

Дата

Вариант 1

■ Вариант 2

Вариант 3

■ Вариант 4

■ Вариант 5

Вариант 6

Рисунок 3.6.1 - Накопленная добыча нефти

£ 6000 ти

£ 5000 а

т

4000

о

¡5 3000 н н

а 1000

20000 40000 60000 80000

Накопленная закачка пара, м3

100000

120000

• Вариант 1 «Вариант 2 «Вариант 3 «Вариант 4 «Вариант 5 «Вариант 6

Рисунок 3.6.2 - График закачки пара и отбора нефти

0

£ 2000

0

0

При первом и втором вариантах разработки при низких значениях давления нагнетания 700, 1000 КПа в начале процесса нагнетания происходит незначительный рост пластового давления, приводящий к низким показателям закачки. В дальнейшем, через 3 и 5 лет, возможно раздренирование призабойной зоны нагнетательной скважины, что позволит ввести режимный объем закачиваемого пара, что было оценено на модели. Нагнетание под давлением 1500, 1800 и 2000 КПа позволит добыть больше нефти по сравнению с первым, вторым и третьим вариантами. Наиболее высокие показатели накопленной добычи отмечены в пятом варианте разработки. Величина давления закачки 1800 КПа меньше, относительно давления

гидравлического разрыва пласта. Это позволит избежать гидравлического разрыва пласта и повысить эффективность применения метода парогравитационного дренирования на залежах СВН с наличием газонасыщенного интервала.

3.7 Определение оптимального компенсационного отбора при эксплуатации парных горизонтальных скважин

При разработке залежи СВН с газонасыщенными интервалами важно выбирать наиболее подходящие режимы оптимального компенсационного отбора при эксплуатации парных горизонтальных скважин. Подбор оптимального компенсационного отбора жидкости позволит снизить прорыв пара к забою добывающих скважин и создать равномерный прогрев паровой камеры на залежах с наличием газонасыщенного интервала.

Для решения указанной задачи рассматривалось шесть вариантов режимов с учетом соответствующих параметров эксплуатации горизонтальных скважин на геологической модели залежи СВН с наличием газонасыщенного интервала (таблица 3.7).

Таблица 3.7 - Управляющие параметры горизонтальных скважин

Давление Объем Объем отбора

Номер нагнетания, закачки, жидкости,

варианта КПа м3/сут100 м м3/сут100 м

1 1800 15 15

2 1800 15 20

3 1800 15 30

4 1800 15 45

5 1800 15 60

6 1800 15 75

Результаты оценки влияния компенсационного отбора по вариантам и сравнение результатов расчетов технологических показателей разработки приведены на рисунках 3.7.1, 3.7.2.

ю о

7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

Вариант 1

Вариант 2

Дата Вариант 3 —

Вариант 4

■ Вариант 5

■ Вариант 6

Рисунок 3.7.1 - Накопленная добыча нефти

ю о

7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

20000

80000

Вариант 1

40000 60000

Накопленная закачка пара, м3 Вариант 2 «Вариант 3 «Вариант 4 «Вариант 5

100000

Вариант 6

Рисунок 3.7.2 - Динамика закачки пара и отбора нефти

0

Результаты расчетов показали наличие существенного влияния определения оптимального компенсационного отбора при эксплуатации парных горизонтальных скважин на эффективность применения метода парогравитационного дренирования. Увеличение отбора жидкости по сравнению с закачкой на 25 % показало наибольшую эффективность. При одном и том же объеме закачки отбор нефти оказался выше по сравнению с другими вариантами. Происходит равномерный прогрев и расширение паровой камеры в продуктивном пласте.

Вывод:

1. Увеличение компенсационного отбора жидкости по сравнению с объемом закачки не дает увеличения дебита нефти.

2. Наибольшая эффективность отбора жидкости отмечается при увеличении его на 25 % от нагнетаемого объема пара в продуктивный пласт.

3.8 Исследование влияния расстояния между парами горизонтальных скважин в продуктивном пласте на технологические показатели эксплуатации скважин

Сложность геологического строения залежей СВН с наличием газонасыщенных интервалов приводит к осложнениям как при бурении, так и при эксплуатации горизонтальных скважин в процессе разработки залежи.

Неравномерный уровень ВНК на залежах шешминского горизонта СВН приводит к осложнению проводки горизонтальных стволов скважин [51]. Как правило, в центре таких залежей располагаются зоны с повышенными толщинами нефтена-сыщенного пласта и отмечается их уменьшение к периферии залежи. Для увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи горизонтальные стволы располагают как можно ближе к зоне ВНК, тем самым увеличивая охват пласта в процессе разработки.

Технология парогравитационного дренирования на залежах с наличием газонасыщенного интервала и неравномерного ВНК предусматривает бурение горизонтальных скважин выше ВНК и ниже ГНК. Как было показано ранее, породой-покрышкой для шешминского горизонта являются «лингуловые глины», толщина которых изменяется от центра залежи до 10 м и на периферии залежи возрастает до 20 м. Для создания оптимального режима нагнетания пара необходим подбор величины давления, не приводящей к гидравлическому разрыву пласта в процессе эксплуатации горизонтальных скважин. Расстояние между скважинами составляет не менее 5 м. Горизонтальные стволы расположены параллельно друг другу. Для расчета разработки залежи должен быть выбран оптимальный вариант с наименьшим количеством горизонтальных скважин, обеспечивающих максимальный охват продуктивного пласта как по площади, так и по разрезу.

Это позволит:

- избежать прорыва газа из газонасыщенного интервала путем соответствующего расположения горизонтальных скважин в нефтенасыщенной зоне пласта;

- создать в процессе эксплуатации и расширить паровую камеру, нагревая газонасыщенный интервал, снижая теплопотери на прогрев пород кровли продуктивного пласта;

- объединить паровые камеры в продуктивном пласте, расположив горизонтальные стволы с оптимальным расстоянием, и исключить прорыв газа из газонасыщенного интервала к забою добывающих скважин.

На однородной геологической модели залежи СВН проводились численные эксперименты по определению влияния газонасыщенного интервала при разработке залежей с различными геолого-физическими свойствами пласта (таблица 3.8.1).

Таблица 3.8.1 - Геолого-физические характеристики разрабатываемых залежей

СВН

Месторождение (поднятие) Вязкость, мПас Проницаемость,мД

Ашальчинское 18596,3 1800

Северо-Ашальчинское 44535,5 1360

Кармалинское 111841,1 1170

Численные эксперименты проводились для залежей с применением технологии парогравитационного дренирования с различным расстоянием между горизонтальными скважинами (таблица 3.8.2).

Таблица 3.8.2 - Расстояние между горизонтальными скважинами при разработке залежей СВН

Месторождение (поднятие) Расстояние, м Толщина газонасыщенного интервала, м

Ашальчинское 50, 70, 100 3, 7, 15

Северо-Ашальчинское 50, 70, 100 3, 7, 15

Кармалинское 50, 70, 100 3, 7, 15

Основные технологические показатели разработки залежи с наличием трехметрового газонасыщенного интервала показаны на рисунке 3.8.1.

тсппп

50

Ашальчинское

70

Расстояние между скважинами, м Северо-Ашальчинское —

100

Кармалинское

Рисунок 3.8.1 -Технологические показатели разработки залежи с наличием трехметрового газонасыщенного интервала при расстановке скважин 50-100 м

На залежах с наличием трехметрового газонасыщенного интервала наблюдается воздействие газонасыщенного интервала на технологические показатели разработки. При расстоянии между парами горизонтальных скважин 100 м происходит ухудшение охвата пласта по площади и выработки межскважинной зоны продуктивного пласта. Также за счет прорыва пара и газа отмечается уменьшение выработки запасов при расстоянии между парами горизонтальных скважин 50 м. Одним из основных технологических параметров при разработке является коэффициент гидропроводности. За счет высокой вязкости добываемой нефти на Северо-Ашальчинском и Кармалинском поднятиях значения коэффициента гидропровод-ности низкие относительно этих значений на Ашальчинском месторождении.

Основные технологические показатели при разработке залежи с наличием 7-метрового и 15-метрового газонасыщенного интервала отмечены на рисунках 3.8.2, 3.8.3.

си

X

(В

т л

ю о

Cl

ОС (В X X

CL ^

С

о

а:

(В

35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0

50 70

Расстояние между скважинами, м

100

Ашальчинское Северо-Ашальчинское Кармалинское

Рисунок 3.8.2 -Технологические показатели разработки залежи с наличием 7-метрового газонасыщенного интервала при расстановке скважин 50-100 м

CL X

.О

ю о

Cl ОС (В X X

CL ^

С

о

а:

80000 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0

50

70

100

Кармалинское

Расстояние между скважинами, м Ашальчинское Северо-Ашальчинское

Рисунок 3.8.3 -Технологические показатели разработки залежи с наличием 15-метрового газонасыщенного интервала при расстановке скважин 50-100 м

При разработке залежей, газонасыщенные интервалы которых составляют 7 и 15 м, также наблюдается наиболее эффективное расположение скважин при уменьшении расстояния между скважинами менее 100 м. В ходе анализа коэффициента гидропроводности и накопленной добычи была выявлена зависимость, приведенная на рисунке 3.8.4.

н

-е

0) I

го т л ю

0

ч

ОС

го

1 I

О) ^

с

о

а: го

80000 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0

у = 33763х + 17381 R2 = 0,7332

• 4

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

Коэффициент гидропроводности, мД-м/мПа-с

Рисунок 3.8.4 - Зависимость накопленной добычи СВН от коэффициента гидропроводности

На основе проведенных расчетов очевидно, что с увеличением коэффициента гидропроводности происходит рост накопленной добычи на залежах СВН с наличием газонасыщенного интервала.

По итогам проведенных расчетов установлено, что наличие газонасыщенных интервалов оказывает влияние на разработку залежи СВН. Наиболее эффективно располагать горизонтальные скважины на расстоянии 70 м друг от друга.

3.9 Исследование влияния коэффициента газосодержания в газонасыщенных интервалах на технологические показатели

горизонтальных скважин

При разработке залежи СВН с наличием газонасыщенных интервалов происходит дополнительное воздействие газа в процессе эксплуатации на технологические показатели скважин, что было установлено на гидродинамической модели, описанной в третьей главе, с различной толщиной газонасыщенного интервала и газосодержания (таблица 3.9).

Таблица 3.9 - Геолого-физические параметры геологической модели залежи СВН

с различной толщиной и газосодержанием

Номер Толщина Коэффициент Геологические

варианта газонасыщенного газосодержания, запасы нефти,

интервала, м доли ед. м3

1 1 24458,2

2 2 0,5 27876,2

3 0,25 28857,5

4 0,10 29185,6

1 1 24458,2

2 5 0,5 33002,4

3 0,25 35456,1

4 0,10 36276,6

1 1 24458,2

2 10 0,5 41543,5

3 0,25 46452,7

4 0,10 48094,6

1 1 24458,2

2 15 0,5 50084,3

3 0,25 57449,2

4 0,10 59912,5

Результаты оценки влияния коэффициента газосодержания в газонасыщен-

ных интервалах на технологические показатели горизонтальных скважин и сравнение результатов расчетов технологических показателей разработки приведены на рисунках 3.9.1-3.9.3.

3

т -е

е н а ч

л

ю

о

ч я а н н е л п о к а

Накопленная закачка пара, м3 • Вариант 1 • Вариант 2 • Вариант 3 • Вариант 4

Рисунок 3.9.1 - График закачки пара и отбора нефти

45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

7 7 8 01 0 0 1 2 3 3 4 5 6 6 7 8 01 01 0 1 2 2 3 4 5 5 6

1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

<N1 гм <N1 .2 <N1 гм гм г^ гм гм г^ гм гм г^ .2 гм г^ гм гм г^ гм

о 4. о ^г о ^г о ^г 0. ^г о ^г о

о о .0 о о о о о о о о о о .1 о о о о о о о

.1 .1

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0