СОБЫТИЯ

Счетная палата прогнозирует резкий рост цен на бензин в 2019 году

Повышение акцизов на топливо в РФ с 1 января 2019 года может привезти к новому резкому скачку цен на бензин. Об этом сообщается в заключении Счетной палаты на проект бюджета на 2019-2021 годы. «Увеличение акциза в 1,5 раза с 1 января 2019 года ...

ООН: Состояние океанов никогда не было столь угрожающим, как сейчас

Загрязнение, окисление воды, подводный шум, таяние льда в Арктике и Антарктике создали беспрецедентную угрозу для Мирового океана. Об этом говорится в докладе генерального секретаря ООН Антониу Гутерриша. Мировой океан - это «легкие» ...

Дмитрий Медведев подписал протокол о субсидировании цен на топливо

Премьер-министр Дмитрий Медведев подписал протокол о частичном субсидировании НПЗ для сдерживания цен на бензин. Об этом сообщили в пресс-службе правительства РФ. «50% дополнительных расходов бюджетной системы России, связанных с изменением ...

На АЗС вновь разрешили продажу алкоголя

Правительство согласилось дать автозаправкам дополнительный заработок, чтобы ограничить рост цен на топливо. Решение о возврате торговли алкоголем на заправках принято на состоявшемся в сентябре у вице-премьера Дмитрия Козака совещании. Об этом ...

Леонид Михельсон и Вагит Алекперов – в пятерке самых богатых россиян

Совокупное состояние богатейших россиян за январь-сентябрь 2018 года увеличилось на 18,422 млрд долларов. Лидерство в списке второй месяц подряд удерживает совладелец НОВАТЭКа Леонид Михельсон. Индекс рассчитывается на основе стоимости акций и ...

Повышение эффективности использования горизонтальных скважин при разработке месторождений сверхвязкой нефти на основе моделирования

А. Т. Зарипов, Д. К. Шайхутдинов, Р. И. Хафизов, А. А. Сюрин, А. А. Бисенова

Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им В. Д. Шашина

 

 

 

Истощение запасов традиционной нефти каменноугольных и девонских отложений Республики Татарстан – актуальная проблема рационального вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, к которым относятся тяжелые сверхвязкие нефти и природные битумы, запасы и ресурсы которых в пермских отложениях Республики Татарстан, по разным оценкам, составляют до 7 млрд. т. При разработке залежей таких углеводородов ПАО «Татнефть» применяет технологии паротеплового воздействия с использованием горизонтальных скважин, в частности закачку пара через парные (технология парогравитационного дренирования) и одиночные (площадная и циклическая) горизонтальные скважины. Однако имеется ряд факторов, требующих внедрения мероприятий по повышению эффективности использования на залежах СВН горизонтальных скважин. Одной из технологий, способных обес­печить дополнительную добычу нефти, является использование многозабойных горизонтальных скважин, уже показавшее экономическую эффективность на опытном участке Ашальчинского месторождения СВН.

 

 

Истощение запасов традиционной нефти каменноугольных и девонских отложений Республики Татарстан – актуальная проблема рационального вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, к которым относятся тяжелые сверхвязкие нефти и природные битумы, запасы и ресурсы которых в пермских отложениях Республики Татарстан, по разным оценкам, составляют до 7 млрд. т (А. Т. Зарипов и др., 2016).

Месторождения сверхвязкой нефти в Татарстане имеют небольшую глубину залегания. Малая подвижность подобной нефти и битума обусловлена их высокой вязкостью в пластовых условиях. Поэтому для добычи нефти в настоящее время применяют технологии, способствующие снижению вязкости нефти в пластовых условиях с целью обес­печения притока к добывающим скважинам и повышению рентабельности разработки. К числу таких технологий относятся закачка теплоносителя в пласт, внутрипластовое горение и другие.

Залежи сверхвязкой нефти Республики Татарстан характеризуются сложным геологическим строением и сильной изменчивостью ВНК по площади на небольших расстояниях, в пределах нескольких десятков метров (Р. И. Хафизов и др., 2015). Основные технологические показатели разработки с применением вертикальных и горизонтальных скважин представлены на рис.1.

Разработка залежей СВН в конце 20 века проходила с использованием вертикальных скважин, которые показали низкую эффективность добычи нефти. В 2006 году были опробованы горизонтальные скважины, которые показали возможность  кратного увеличения дебита нефти, в результате с 2012 года начато широкомасштабное разбуривание залежей СВН горизонтальными скважинами.

Наиболее эффективной технологией добычи сверхвязкой нефти на данный момент является технология парогравитационного воздействия. Дебиты горизонтальных скважин в 8–10 раз выше вертикальных. Средний суточный дебит по горизонтальным скважинам в 2016 г. составлял более 28 т нефти.

 

 

Рис. 1. Результативность эксплуатации вертикальных и горизонтальных скважин.

 

 

 

Основными проблемами при разработке залежей сверхвязкой нефти являются неоднородность геологического строения залежи и условия проводки горизонтального ствола в продуктивном пласте. Плотные низкопроницаемые и глинистые прослои при закачке пара снижают эффективность расширения паровой камеры в продуктивном пласте. В результате значительно увеличивается паронефтяное отношение из­за снижения охвата продуктивного пласта парогравитационным дренированием. Наличие водонасыщенных интервалов внутри нефтенасыщенной залежи также приводит к увеличению объема закачиваемого пара в пласт. При пересечении водонасыщенных зон участком горизонтального ствола добывающих скважин происходит прорыв воды к забою и увеличивается приток воды.

Геологическое моделирование залежей СВН на основе палеогеографического анализа отложений дает возможность с большой долей точности прогнозировать распространение глинистых и низкопроницаемых пород, слабонефтенасыщенного и водонасыщенного коллектора внутри продуктивной части пласта, а также предсказывать характер изменения условной поверхности ВНК в межскважинном пространстве (А. А. Сюрин, 2016). Совокупность графических материалов – карт и профилей – позволяет проектировать траекторию бурения горизонтальных участков ствола скважин в наиболее благоприятных геологических условиях, а по ранее пробуренным участкам – предлагать различные геолого­технологические мероприятия (ГТМ) по проблемным скважинам с целью снижения негативного влияния геологических факторов на показатели разработки.

Технология парогравитационного дренирования зарекомендовала себя как успешная и экономически выгодная технология разработки залежей СВН в шешминских отложениях. Однако существует ряд ограничений ее применения, основным из которых является толщина нефтяной части песчаной пачки. На текущий момент пороговым значением эффективной нефтенасыщенной толщины является 10 метров. В областях с толщиной менее порогового значения пробурены одиночные горизонтальные скважины, показавшие меньшую эффективность. Новым решением для залежей и участков с недостаточными для бурения парных горизонтальных скважин толщинами является бурение многозабойных горизонтальных скважин.

Институтом в 2016 году было предложено на одной из парных горизонтальных скважин, где отмечается пересечение плотных низкопроницаемых пород, провести опытно­промышленные работы по проводке от основного ствола параллельных боковых стволов. Ожидаемый эффект – увеличение площади дренирования и рост темпов отбора нефти. По результатам испытаний – в перспективе реализовать и на одиночных горизонтальных скважинах. В декабре 2016 г. была осуществлена проводка трех боковых стволов из добывающей парной горизонтальной скважины № 15118.

На основе положительного опыта бурения многозабойной скважины на Ашальчинской залежи (скв. № 15118), позволившей получить дополнительный дебит нефти, был проведен анализ геологических условий одиночных горизонтальных скважин залежи на предмет возможности и целесообразности бурения боковых стволов. Среди 22 рассмотренных одиночных горизонтальных скважин были выбраны четыре – скв. №№ 15001, 15003, 15075 и 15268, на которых возможно бурение дополнительных боковых стволов с целью обеспечения последующего увеличения добычи нефти. При этом выделены три возможных случая зарезки дополнительных боковых стволов из одиночной горизонтальной скважины:

– пробуренной рядом с парой горизонтальных скважин, т.е. дополнительные боковые стволы из одиночной горизонтальной скважины направлены в сторону развивающейся паровой камеры близ расположенной пары (скв. № 15268);

– пробуренной между двух одиночных горизонтальных скважин, одна из которых расположена рядом с парой горизонтальных скважин  (скв. № 15268);

– пробуренной в кусте одиночных горизонтальных скважин путем зарезок в одиночных скважинах в кусте чередованием через одну (скв. № 15001 и 15003).

Во всех случаях заложение боковых стволов предложено с направлением в сторону увеличивающихся (раздува) нефтенасыщенных толщин коллектора. Для определения типа бокового ствола – субгоризонтального или восходящего – построены карты эффективных нефтенасыщенных толщин выше стволов добывающих скважин и ниже их (рис. 2).

 

 

Рис. 2. Фрагменты карт эффективных нефтенасыщенных толщин выше (слева) и ниже (справа) стволов добывающих скважин Ашальчинского поднятия.

 

 

На картах эффективных нефтенасыщенных толщин восходящие боковые стволы показаны красным цветом; субгоризонтальные боковые стволы, при заложении которых руководствовались картой эффективных нефтенасыщенных толщин ниже добывающих скважин, отображены синим цветом.

 

 

Таблица 1. Прогноз показателей эксплуатации за 6 лет

 

 

В гидродинамическую модель были заложены траектории скважин с предложенным расположением боковых стволов. В качестве базового варианта был взят вариант продолжения эксплуатации одиночных скважин без зарезки дополнительных стволов.

При сравнении с базовыми показателями были получены данные по дополнительной добыче нефти и снижению накопленного паронефтяного отношения. Результаты проведенных модельных термогидродинамических расчетов эффективности зарезки боковых стволов на выбранных одиночных горизонтальных скважинах представлены в табл. 1.

Технологические показатели эксплуатации свидетельствуют о том, что наибольшим приростом добычи нефти характеризуется скважина 15268, низким – 15003, а скважины 15001 и 15075 – относительно средними значениями. Эти значения хорошо коррелируют с геологическими характеристиками разреза. Полученная тенденция не сохранила свой характер, как в базовом варианте, поэтому был проведен анализ в поисках причин несоответствия.

Скважина 15268 – при очень хороших показателях разработки в базовом варианте – при бурении дополнительных стволов показала очень незначительный прирост, всего 7,6 тыс. т за 6 лет, а в процентном соотношении – всего 31,8%. Отмечается, что основной ствол скважины проходит в зоне с высокими значениями нефтенасыщенности, тогда как в прикровельной части и в зоне вблизи водонефтяного контакта (ВНК) выделяются породы, характеризующиеся пониженной нефтенасыщенностью (30–50%). В совокупности с относительно невысокими эффективными нефтенасыщенными толщинами (11–14 м) этот факт позволяет утверждать, что прирост от бурения дополнительных стволов в процентном соотношении действительно будет невелик. Однако с учетом благоприятных геологических условий в целом для разреза рассматриваемой скважины дополнительная добыча в количественном выражении (7,6 тыс. т) будет достаточной для того, чтобы считать бурение боковых стволов целесообразным. При этом за счет близости паровой камерой соседней пары горизонтальных скважин одиночная скважина № 152698 через боковые стволы дренирует разогретую нефть, что в итоге позволяет отказаться от периодической паротепловой обработки данной скважины.

 

Рис. 3. Распределение типов пород по профилям вдоль основного и боковых стволов скважины 15001.

0 – глина и алевролит; 1­6 – коллектор: 1 – нефтенасыщенный, 2 – слабонефтенасыщенный, 3 – водонасыщенный, 4 – плотный нефтенасыщенный, 5 – плотный слабонефтенасыщенный, 6 – плотный водонасыщенный; 7 – породы неогенового вреза.

 

Далее для сравнения были рассмотрены скважины 15001 и 15003, имеющие сходные характеристики пористости, величины проницаемости и эффективных нефтенасыщенных толщин, однако значительно отличающиеся показателями разработки, особенно при бурении дополнительных стволов. Скважина 15001 по рассчитанным данным позволит получить дополнительную добычу в 12,3 тыс. т, что почти в 2,5 раза увеличит этот показатель по сравнению с базовым (см. табл. 1). В то же время для скважины 15003 дополнительная добыча составит всего 1,8 тыс. т, что составляет менее 50% от базового показателя.

 

 

Рис. 4. Распределение типов пород по профилям вдоль основного и боковых стволов скважины № 15003.

 

 

В целом разрез имеет схожее строение – незначительная толщина нефтенасыщенной части пласта (6–9 м) и наличие в прикровельной части продуктивного пласта прослоя глин (рис. 3, 4). Однако обращает на себя внимание, что основной ствол скважины № 15003 в средней части проходит непосредственно вблизи ВНК, где выделяются уплотненные известковистые песчаники, что в конечном итоге сказывается как на дебитах для базового варианта, так и в случае бурения дополнительных стволов. Для обеих скважин предложено бурение двух боковых восходящих стволов. Однако в случае со скважиной № 15003 оба боковых створа пересекают глинистый прослой, тогда как скважины у
№ 15001 лишь один, а второй расположен полностью в зоне развития нефтенасыщенного коллектора, позволяя получать больший дебит нефти.

Также была проанализирована карта суммарных толщин глин и алевролитов внутри продуктивного пласта. Согласно данным, полученным из геологической модели, для скважины № 15001 характерны небольшие и незначительные по толщине глинистые прослои – от 0 до 2,5 м, в то время как для скважины № 15003 – от 1 до 3,5 м. Наличие таких существенных по толщине прослоев глин и алевролитов несомненно крайне негативно сказывается на распространении паровой камеры и притоку нефти к фильтру скважины. Этот факт объясняет столь низкую прогнозируемую дополнительную добычу нефти в скважине № 15003 при бурении боковых стволов.

Полученные результаты геологического и термогидродинамическрого моделирования хорошо коррелируют друг с другом и качественно отражают характер изменения фактических показателей разработки рассмотренных скважин. В результате полученных расчетов было выявлено, что для скважин № 15001 и № 15075 ожидается значительное увеличение дебита нефти при бурении дополнительных стволов. Скважина № 15268 также позволит получить дополнительный приток нефти, в относительном выражении несущественный, но дает возможность полностью отказаться от периодической закачки пара. Для скважины № 15003 прогнозируется крайне низкая дополнительная добыча нефти, что делает нецелесообразным бурение из нее дополнительных боковых стволов. Показано, что наибольшее значение при выборе заложения боковых стволов имеют величина средней нефтенасыщенности пласта, его эффективная нефтенасыщенная толщина, наличие прослоев глинистых и плотных известковистых пород, а также технологические условия эксплуатации участка (тип близрасположенных скважин).

 

 

Литература:

 

1. Зарипов А. Т., Шайхутдинов
Д. К., Хафизов Р. И., Захаров Я. В. Анализ эффективности технологий добычи сверхвязкой нефти для условий месторождений ПАО «Татнефть» // Добыча нефти и газа. 2016. № 7­8. С. 42–50.

2. Сюрин А. А. Условия формирования шешминского горизонта месторождений СВН (Западный склон Южно­Татарского свода). / А. А. Сюрин // Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений: материалы Международн. научн.­практ. конф., посвящ. 100­летию со дня рождения В. Д. Шашина, 7–8 сент. 2016 г., г. Казань: в 2 т. 2016. Т. 2. С. 225–228.

3. Хафизов Р. И., Низаев Р. Х., Бурханов Р. Н. Развитие тепловых методов разработки на месторождениях высоковязкой нефти Татарстана // Вестник ЦКР Роснедра. 2015. № 3. С. 60–64.

 

 

 

 

 

НГС №4 (29) ноябрь 2017

 


Категория статьи: Наука

К содержанию журнала
Яндекс.Метрика