РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.1/.4
© Р.С. Хисамов, 2014
M
TAT NE
Анализ эффективности выработки запасов сверхвязкой битуминозной нефти при парогравитационном воздействии
Р.С. Хисамов, д.г-м.н. (ОАО «Татнефть»)
Адрес для связи: khisamov@tatneft.ru
Ключевые слова: залежи сверхвязкой битуминозной нефти, Ашальчинское месторождение, горизонтальные скважины, температура, тепловое воздействие, коэффициент извлечения нефти.
Analysis of efficiency of steam-gravity recovery technology for development of heavy oil reserves
R.S. Khisamov (Tatneft OAO, RF, Almetyevsk) E-mail: khisamov@tatneft.ru
Key words: bituminous oil deposits, Ashalchinskoye field, horizontal wells, temperature, thermal recovery method, oil recovery factor.
In 2006, Tatneft OAO initiated application of the steam-assisted gravity drainage technology to develop the reserves of the Ashalchinskoye shallow heavy oil field. The paper presents analysis of pilot production. Field performance testifies to success of the heavy oil development project and practical feasibility of 70% of ultimate oil recovery
ОАО «Татнефть» продолжает разработку неглубоко залегающей залежи сверхвязкой битуминозной нефти Ашальчинского месторождения, приуроченной к шеш-минскому горизонту уфимского яруса пермской системы. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 27350 мПа-с. Пилотный проект начат в 2006 г. с испытания модифицированной технологии теплового воздействия [1-4], предусматривающей выработку запасов нефти шешминского горизонта через три парные двух-устьевые горизонтальные скважины (ГС), расположенные одна над другой на расстоянии около 5 м. Эксплуатация участка начата с пуска первой пары ГС 232 и 233 [5-7]. Основные технологические показатели эксплуатации скважин представлены в табл. 1.
В настоящее время ведется активное разбуривание залежи с внедрением новых разработок. На 01.01.14 г. на Ашальчинском месторождении пробурены 53 парные и 5 одиночных ГС, в эксплуатации находятся 19 парных и 1 одиночная ГС. Дебит нефти составляет 480 т/сут, накопленная добыча - 326 тыс. т, текущее паронефтяное отношение - 2,6 т/т, накопленное - 3,7 т/т.
На основе измерений температуры в контрольных скважинах, пробуренных вдоль горизонтального ствола, выполнена оценка коэффициента охвата воздействием по толщине пласта. На рис. 1 представлены данные измерения температуры в контрольной скв. 236, расположенной между двумя парами ГС: на расстоянии 40 м от пары скв. 232/233 и 80 м от пары скв. 230/231. При начальной пластовой температуре 8 °С текущая температура по всей толщине пласта меняется от 64 °С на его подошве до 133 °С на уровне нагнетательной
Таблица 1
Показатели 1 пара (скв. 232/233) 2 пара (скв. 230/231) 3 пара (скв. 240/241)
Длина горизонтального ствола (фильтра) нагнетательной/добывающей скважины, м 200/243 361/418 366/415
Дата начала закачки пара в оба ствола для прогрева пластов 13.05.06 г. 12.07.07 г. 07.04.08 г.
Дата пуска нижнего ствола для отбора 02.07.06 г. 25.09.07 г. 07.07.08 г.
Текущий дебит, т/сут: нефти 19 50 31
жидкости 160 160 180
Текущая закачка пара, т/сут 64 84 86
Текущее паронефтяное отношение, т/т 3,37 1,68 2,77
Накопленная добыча, тыс. т: нефти 50,0 69,9 39,8
жидкости 368,7 299,8 260,5
Накопленная закачка пара, тыс. т 157,1 160,1 127,3
скв. 231 горизонтальной пары 230/231 и до 156 °С на 4 м выше. Эти данные свидетельствуют о возможности принятия коэффициента охвата по толщине пласта, равным единице, для выработки пластов по технологии парогравитационного дренирования в пределах зоны дренирования до 100 м (50 м + 50 м в обе стороны) от горизонтального ствола по всей ее длине. Утверждение является правомочным для однородных песчаных пластов, не разделенных глинистыми перемычками. Геологическое строение месторождений, залежей сверхвяз-
Таблица 2
Рис. 1. Профиль температуры в контрольной скв. 236 Ашальчин-ского месторождения
кой нефти и петрофизические свойства коллекторов Республики Татарстан подробно рассмотрены в работах [8-9].
Анализ охвата воздействием по площади выполнялся по данным измерения температуры в контрольных и добывающих скважинах (рис. 2). По паре скв. 240/241 длина зоны дренирования соответствует длине горизонтального ствола (415 м), ширина камеры - расчетным данным, т.е. около 100 м, по парам скв. 230/231, 232/233 длина и ширина камер соответствуют расчетным данным. Коэффициент вытеснения при расчетах принят равным 0,7 с учетом того, что при температуре 100 °С по
Показатели 1 пара (скв. 232/233) 2 пара (скв. 230/231) 3 пара (скв. 240/241)
Запасы, тыс. т:
геологические 125 222 200
извлекаемые 88 155 140
Накопленная добыча нефти на 01.01.14 г., тыс. т 50,0 69,9 39,8
КИН: расчетный 0,7 0,7 0,7
текущий 0,406 0,308 0,199
Степень выработки запасов, % НИЗ 58 44 28
Темп отбора запасов за 2013 г., % ТИЗ/НИЗ 19,0/10,0 17,0/12,0 12,0/10,0
Примечание. НИЗ, ТИЗ - соответственно начальные и текущие извлекаемые запасы.
данным лабораторным исследований из образца керна вытесняется 62 % нефти, при температуре 200 °С - 75 %, что объясняется значительным изменением поверхностных и смачивающих свойств системы нефть - вода - порода [10]. С учетом длины горизонтальных стволов, толщины пласта и расчетной ширины паровой камеры 100 м подсчитаны геологические запасы нефти и показатели разработки участков каждой пары двухустьевых скважин (табл. 2).
Для оценки выработки запасов нефти по участку (рис. 3) были проанализированы показатели по четырем парам скважин: 230/231, 232/233, 15020/15021, 15210/15211. В настоящее время не охвачены тепловым воздействием зоны в районе скв. 237 размером 50x150 м, на севере от скв. 232/233 размером 50x50 м, восточная часть относительно скв. 15210/15211 по всей длине горизонтального ствола, по паре скв. 15020/15021 ширина камеры с запада составляет 30 м при расчетной 50 м по всей длине горизонтального ствола.
Рис. 2. Схема расположения Ашальчинского месторождения го участка Ашальчинского мест°рождения
Ниже дана характеристика текущего состояния выработки запасов участка. Запасы, тыс. т:
геологические ..........................................................642
извлекаемые.............................................................389
Накопленная добыча нефти
на 01.01.14 г., тыс. т......................................................161
Текущий КИН.............................................................0,25
Степень выработки запасов, % НИЗ........................41,4
Темп отбора запасов за 2013 г.,
% ТИЗ/НИЗ........................................................15,0/11,0
Показатели эксплуатации опытного участка представлены в табл. 3. Из нее следует, что участок находится в стадии растущей добычи нефти при стабильной обводненности 83-84 %.
Таблица 3
Добыча, тыс. т Закачка Накопленный Накопленное
Год нефти жидкости пара, тыс. т водонефтяной фактор паро-нефтяное отношение
2006 1,0 14,6 12,2 13,6 12,2
2007 6,0 42,8 29,0 7,2 5,9
2008 12,4 92,4 41,0 6,7 4,2
2009 16,7 92,9 48,5 5,7 3,6
2010 22,7 127,2 54,9 5,3 3,2
2011 28,4 170,0 69,5 5,2 2,9
2012 34,2 196,0 91,4 5,1 2,8
2013 39,8 197,3 88,0 4,8 2,7
Анализ фактических показателей разработки опытного участка Ашальчинского месторождения показывает, что на высокие темпы отбора нефти существенно влияют особенности геологического строения пласта-
коллектора (анизотропия проницаемости, наличие глинистых или водонасыщенных прослоев, толщина, абсолютные отметки подошвы и кровли, в пределах которых проходят горизонтальные стволы). Самый низкий охват воздействием получен по паре скв. 15210/15211 с наименьшей длиной ствола (162 м), высокие - по скважинам с длиной ствола более 400 м. Анализ карты температурных полей (см. рис. 3) свидетельствует о смещении камеры в сторону зоны, где также ведется закачка пара. Возможно, это связано с уменьшением гидродинамических сопротивлений притоку нефти из-за снижения вязкости в межскважинном интервале (см. рис. 2).
Закачка растворителя в объеме 111 т в 2012 г. в скв. 231 по технологии [11] увеличила приемистость по пару и соответственно дебит нефти. Ограничение давления закачки пара до 1-1,5 МПа из-за небольшой глубины скважин сдерживает повышение темпов его закачки и отбора нефти по Ашальчинскому месторождению. В настоящее время погружные насосы (в основном подачей 125-160 м3/сут) работают при давлении на приеме, равном в среднем 0,5 МПа, и температуре на приеме около 110 °С.
Динамика показателей эксплуатации отдельных скважин (см. табл. 3) позволяет оценить проектный КИН, а также прогнозные показатели разработки опытного участка (скв. 230/231, 232/233, 15020/15021, 15210/15211), необходимые для подсчета извлекаемых запасов с учетом увеличения охвата воздействием, коэффициента вытеснения, технологических и экономических показателей разработки месторождений сверхвязкой нефти [12-14]. На рис. 4, в приведены фактические и прогнозные значения КИН в зависимости от отношения начальных объе-
Рис. 4. Динамика проектных и фактических показателей разработки опытного участка Ашальчинского месторождения:
а - qн, Он накоп - добыча нефти соответственно удельная и накопленная; ВНФ - водонефтяной фактор; б - Ов, Ож - добыча соответственно воды и жидкости; в - Озакпар- закачка пара; V - объем пор пласта; г - qж-удельная добыча жидкости
мов закачки пара и добычи жидкости в пластовых условиях к объему пор пласта. Представленные зависимости показывают, что КИН, равный 0,7, может быть достигнут при отношении закачки пара к объему пор пласта, равном 1,4-1,5, и отношении дебита жидкости к объему пор пласта, равном 3,2-3,5. На основании полученных данных рассчитаны проектные показатели разработки опытного участка (см. рис. 4).
Вопросы соблюдения требований охраны недр и экологической безопасности при разработке месторождений сверхвязкой нефти рассмотрены в работе [15], основу которой составляет геодинамический мониторинг.
Выводы
1. Исследования температуры в контрольных и добывающих скважинах позволяют оценивать коэффициент охвата воздействием при выработке запасов сверхвязко
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.