РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.6
© Коллектив авторов, 2015
Перспективы увеличения эффективности разработки залежи высоковязкой нефти с применением энергоресурсосберегающих технологий
Р.С. Хисамов, д.г.-м.н.
(ОАО «Татнефть»),
Р.Р. Хузин, д.т.н,
(ООО «Карбон-Ойл»),
В.Е. Андреев, д.т.н.,
Г.С. Дубинский, к.т.н,
(Институт нефтегазовых технологий
и новых материалов
Республики Башкортостан),
А.Ш. Мияссаров
(ООО «Благодаров-Ойл»)
Адрес для связи: intnm@ya.ru
Ключевые слова: высоковязкая нефть, продуктивный пласт, залежь, тепловые, комплексные методы воздействия, коэффициент извлечения нефти (КИН).
Prospects of increase in efficiency of development of reservoirs containing high-viscosity oil with the use of energy-saving and resource-saving technologies
R.S. Khisamov (Tatneft OAO, RF, Almetyevsk),
R.R. Khuzin (Carbon-Oil LLC, RF, Almetyevsk),
VE. Andreev, G.S. Dubinsky (Institute of Oil and Gas Technologies
and Novel Materials of the Republic of Bashkortostan, RF, Ufa),
A.Sh. Miyassarov (Blagodarov-Oil LLC, RF, Almetyevsk)
E-mail: intnm@ya.ru
Key words: high-viscosity oil, productive layer, thermal, complex methods of exposure, efficiency of oil recovery, oil recovery factor (ORF).
The authors analyzed the development of Keramicheskoye field using hot water injection into deposit of high-viscosity oil in Bobrikovsky horizon of Sol-datskoe rise. Effective temperature in which oil displacement is the most efficient was determined. Injection of hot water in to deposit of high-viscosity oil is prevented the decrease in the initial reservoir temperature, to reduce the viscosity of the reservoir oil and to prevent the sediment of of asphaltenes, resins, paraffin in the reservoir, leading to the blocking of oil in low-permeability layers. It is shown the use of wave technology in conjunction with injection of hot water will ensure more complete oil displacement and oil recovery enhancement when developing Bobrikovsky deposit in Soldatskoe rise.
В настоящее время значительное уменьшение объема активно вырабатываемых запасов нефти обусловливает повышенный интерес нефтегазодобывающих компаний к разработке месторождений высоковязкой нефти. Так, если в 1990 г. трудноизвлекае-мые запасы составляли около 22-23 % их общего количества, то в последние годы доля таких запасов возросла до 65-70 % [1]. При этом их выработка не превышает 30 %. Очевидно, что для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) необходимо в проектную документацию по разработке месторождений закладывать современные и новые методы разработки, учитывающие осложненные геолого-физические условия, в которых находится основная часть остаточных и трудноиз-влекаемых запасов. К таким методам увеличения нефтеотдачи (МУН) относятся тепловые, химические, газовые, микробиологические [2-4]. В структуре запасов значительная часть принадлежит трудноизвлекаемым запасам небольших месторождений. Так, 76,6 % залежей высоковязкой нефти Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна содержат нефть вязкостью 30-100 мПа-с, 23,4 % залежей - вязкостью 100-500 мПа-с [5]. Таким образом, повышение эффективности извлечения высоковязкой нефти является актуальной проблемой нефтегазовой отрасли. На территории Татарстана задачу освоения запасов такой нефти совместно с ОАО «Татнефть» решают малые нефтяные компании (МНК) с применением отечественных разработок. Для МНК вопрос эффективности извлечения трудноизвлекаемых запасов является важнейшим в их деятельности.
Многие ученые и специалисты связывают повышение эффективности выработки запасов высоковязкой нефти с применением физико-химических МУН и комплексиро-
ванием различных технологий. Проведение политики планомерного внедрения современных МУН позволит к 2030 г. увеличить средний проектный КИН на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами от 0,27 до 0,35-0,37, что обеспечит рост извлекаемых запасов нефти без затрат на разведку. В работе [1] также отмечается, что себестоимость добычи нефти при применении инновационных МУН в обустроенных районах в 1,3-1,5 раза ниже, чем на новых восточносибирских месторождениях.
На территории России основными районами, в которых сосредоточено большинство залежей высоковязкой нефти, являются Республика Коми, Республика Татарстан, Западная Сибирь, Архангельская область и др. [4, 6]. Вязкость нефти в пластовых условиях варьируется от относительно небольших значений (20 мПа-с) до величин, близких к вязкости природного битума (9000 мПа-с). При этом большинство месторождений содержит нефть вязкостью 1000 мПа-с, пористость пластов изменяется от 8 до 25 %, проницаемость - от 0,1-10-3 до 1,2 мкм2.
Кереметьевское месторождение расположено на юго-западном склоне Южно-Татарского свода, все залежи содержат высоковязкую нефть. Район в геологическом прошлом характеризовался высокой тектонической активностью, процессами размыва, выщелачивания, кар-стования, что усложнило геологическое строение. Геологический разрез представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем. Залежь в бобриковском горизонте Солдатского поднятия Кере-метьевского месторождения содержит нефть, вязкость которой в пластовых условиях превышает 200 мПа-с и имеет сложное геологическое строение. В пределах поднятия нефтеносность радаевско-бобриковских отложений связана с пластами С1бб-1, С1бб-2. Радаевско-боб-
Рис. 1. Схема поддержания пластовых давления р и температуры Т закачкой горячей воды на Солдатском поднятии:
УПН - установка подготовки нефти; КНС - кустовая насосная станция; УЭЦН - установка электроцентробежного насоса
риковские отложения представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Суммарная толщина бобриковских песчаных коллекторов возрастает в направлении от крыла к своду структуры.
Залежь была введена в разработку в 2007 г. В течение первых 1-2 лет пластовое давление находилось на уровне начального, эксплуатация осуществлялась на естественном упруговодонапорном режиме. За 2013 г. обводненность добываемой продукции составила 64,6 %, средний дебит нефти - 15,1 т/сут, жидкости - 42,7 т/сут. На 01.01.14 г. на залежи была пробурена 21 скважина: добывающих - 17, нагнетательных - 2, ликвидированы - 2. Фонд с горизонтальными стволами составляет 7 скважин, средний дебит нефти равен 17 т/сут, средний дебит нефти наклонно направленных скажин - 7 т/сут. На 01.09.14 г. обводненность добываемой продукции составила 66,2 %, средний дебит нефти - 15,4 т/сут, жидкости - 45,1 т/сут. При этом минимальная средняя обводненность скважин равна 20 %, с обводненностью более 90 % работает 35,3 % фонда скважин.
С 2008 г. залежь разрабатывается с применением закачки горячей воды. На 01.09.14 г. скв. 4 и 5 находились под закачкой. Приемистость нагнетательных скважин составила 186 м3/сут, в 2012 г. - 308 м3/сут. За 2013 г. было закачано 136,794 тыс. м3 воды, за 8 мес 2014 г. -101,447 тыс. м3, с начала разработки - 601,774 тыс. м3. Текущая компенсация отбора закачкой на 01.09.14 г. составила 60,3 %, с начала разработки - 48,3 %. Текущее пластовое давление снизилось на 4,4 % и составило 13 МПа (начальное пластовое давление - 13,6 МПа).
После 2010 г. добыча нефти снижалась по мере выработки запасов (на 01.09.14 г. было отобрано 27 % начальных извлекаемых запасов). Задача поддержания уровня добычи и достижения проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) усложнилась. Очевидно, одним из направлений стабилизации добычи нефти могут быть применение инновационных методов воздействия на продуктивный пласт и регулирование темпов отбора нефти, закачки воды для достижения проектного КИН. В настоящее время ООО «Благодаров-Ойл», применяя термозаводнение и некоторые другие
технологии, увеличило средний дебит нефти на 11,6 %. Схема сбора нефти и закачки горячей воды на Солдатском поднятии представлена на рис. 1.
Горячую воду получают с УПН, т.е. не требуются дополнительные затраты на нагрев воды. Технологию можно оценивать как экологичную и ресурсосберегающую, поскольку при ее реализации существенно уменьшаются выбросы тепла в атмосферу, безопасно утилизируется сточная вода; тепловая энергия, полученная при использовании в качестве топлива нефтяного газа используется для повышения КИН.
В апреле 2014 г. температура закачиваемой воды на устье нагнетательных скважин составила 35-38 °С, в августе - 39-41 °С, температура на выходе из КНС (после УПН) в среднем равнялась 45 °С, иногда в летнее время она может увеличиваться до 62 °С. Например, в июле 2013 г. температура на устье нагнетательных скважин составляла 45 °С, а на выходе УПН достигала 62 °С.
Закачка холодной воды при невысокой пластовой температуре - это искусственное увеличение вязкости нефти в охлажденном пласте [4]. При имеющихся характеристиках бобриковской нефти (высоковязкая, высо-копарафинистая) и невысокой пластовой температуре (23,8 °С) закачка подогретой воды позволила не допустить охлаждения пласта, увеличения вязкости нефти, интенсивного образования асфальтосмолопарафини-стых отложений и дополнительно не осложнять добычу высоковязкой нефти. Лабораторные исследования показали, что при охлаждении некоторой зоны пласта с 24 до 20 °С динамическая вязкость нефти увеличивается на 68,5 мПа-с, в этом интервале каждый градус снижения пластовой температуры повышает вязкость нефти на 17,1 мПа-с. Добывающие скважины начали быстро реагировать на закачку горячей воды. Температура на забоях скважин на разных участках залежи увеличилась примерно на 2,6 °С.
Лабораторные эксперименты позволили установить, что если повысить пластовую температуру на 2 °С (например, от 24 до 26 °С), то вязкость нефти уменьшится на 30,2 мПа-с (с 225 до 194,8 мПа-с), или на 13,4 %. Промысловые замеры температуры на забоях добываю-
800
в- 600
400
200
У = 58792* 1Л001
1
2/
10 20 30 40 50 60 Температура, °С
70
Рис. 2. Зависимость динамической вязкости пластовой нефти (1) и величины ее уменьшения (2) от температуры для бобриков-ской залежи Солдатского поднятия
щих скважин показывают, что в пластовых условиях вязкос
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.