Пат. 2455475 Российская Федерация, МПК 8 Е 21 В 43/24.
advertisement
Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти институт «ТатНИПИнефть» На правах рукописи ЗАРИПОВ АЗАТ ТИМЕРЬЯНОВИЧ СОЗДАНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук Научный консультант, доктор технических наук, профессор, академик АН РТ, Р.Р. Ибатуллин Бугульма – 2014 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………… 6 1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОДУКТИВНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОСОБЕННОСТИ ПЛАСТОВ ТЯЖЕЛОЙ СТРОЕНИЯ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ НЕФТИ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН………………………………. 14 1.1 Ресурсная база тяжелой высоковязкой нефти и природных битумов…. 14 1.2 Состояние изученности нефтеносности пермских отложений………… 15 1.3 Геологические особенности строения скоплений пермских углеводородов………………………………………………………........... 1.4 Геолого-промысловая характеристика и 18 геологические особенности строения уфимского нефтеносного комплекса…………… 19 1.5 Физико-химические свойства тяжелой нефти и пластовых вод……….. 25 Выводы по главе 1…………………………………………………………. 29 2 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН ТЕРМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ………………………………………………………………. 31 2.1 Результаты опытно-промышленных работ по термическим методам разработки залежи тяжелой нефти Мордово-Кармальского месторождения……………………………………………………………. 31 2.1.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия…………….. 34 2.1.2 Эффективность технологии паровоздушного воздействия…………… 35 2.1.3 Эффективность технологии парогазового воздействия……………… 37 2.1.4 Эффективность технологии комплексного воздействия……………… 42 2.1.5 Эффективность применения внутрипластового горения........................ 43 2.2 Результаты опытно-промышленных работ по тепловым методам разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения….. 51 2.2.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия………………. 52 3 2.2.2 Эффективность технологии парогазового воздействия………………. 2.3 Первый опыт применения горизонтальных скважин 53 на мелкозалегающей залежи тяжелой нефти……………………………….. 54 Выводы по главе 2…………………………………………………………. 59 3 СОЗДАНИЕ ОСНОВ РАЗРАБОТКИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ………………………………………………………. 3.1 63 Проблемы разработки мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти Республики Татарстан и пути их решения……………………….. 63 3.2 Опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения с применением горизонтальных скважин…………….. 3.3 Выявление особенностей эксплуатации пар 65 горизонтальных скважин, вскрывших водонасыщенный интервал………………………. 84 3.4 Оптимизация параметров процесса вытеснения тяжелой нефти теплоносителями на примере шешминского горизонта Ашальчинского месторождения………………………………………….. 88 3.4.1 Размещение парных горизонтальных скважин………………………….. 88 3.4.2 Влияние основных геолого-физических параметров пласта на технологические показатели……………………………………………… 92 3.4.3 Влияние давления нагнетания на динамику добычи тяжелой нефти…. 3.5 97 Определение оптимальной толщины продуктивного пласта при размещении парных горизонтальных скважин………………………… 101 3.6 Обоснование комбинированной системы разработки………………….. 105 3.7 Изучение режима эксплуатации пароциклической горизонтальной скважины в условии залежи с низкой собственной энергией…………. 3.8 Анализ влияния направления разбуривания 110 горизонтальными скважинами на эффективность выработки запасов……………………... 113 Выводы по главе 3………………………………………………………… 4 115 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОДГОТОВКИ И РАЗБУРИВАНИЯ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ…………….. 119 4 4.1 Последовательность работ для обеспечения эффективных условий добычи……………………………………………………………………… 119 4.2 Основные принципы размещения горизонтальных скважин при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелой нефти…………………………………………………………....... 122 Выводы по главе 4…………………………………………………………. 127 5 ОПТИМИЗАЦИЯ БУРЕНИЯ НА РАЗРАБОТКИ ОСНОВЕ ПУТЕМ ВЫЯВЛЕННЫХ УПЛОТНЯЮЩЕГО ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ…………………………. 129 5.1 Предпосылки образования застойных зон……………………………….. 129 5.2 Влияние градиента температуры на эффективность разработки месторождений тяжелой нефти горизонтальными скважинами на примере залежи Ашальчинского месторождения………………………. 5.3 Анализ эффективности оптимизации разработки 132 путем уплотняющего бурения…………………………………………………… 133 Выводы по главе 5…………………………………………………………. 143 6 СНИЖЕНИЕ ЭНЕРГОЕМКОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ…………………....... 6.1 146 Потенциальные возможности совершенствования горизонтальных технологий при реализации тепловых методов добычи тяжелой нефти……………………………………………………………………….. 146 6.2 Использование углеводородных растворителей………………………… 148 6.3 Использование высокотемпературных теплоносителей……………….. 153 Выводы по главе 6…………………………………………………………. 164 7 ОЦЕНКА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ КОНЕЧНОГО НА ПРИМЕРЕ КОЭФФИЦИЕНТА АШАЛЬЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ………………………………. 167 Выводы по главе 7…………………………………………………………. 170 5 8 ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ПОВЫШЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ……………………………………………………….. 171 8.1 Основные направления повышения эффективности освоения мелких залежей тяжелой нефти…………………………………………... 171 8.2 Концепция разработки залежей, сбора и подготовки продукции……… 172 Выводы по главе 8…………………………………………………………. 177 ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………. 179 Список литературы……………………………………………………....... 183 6 ВВЕДЕНИЕ Мелкозалегающие отложения (казанский, уфимский и др. ярусы пермской системы), где имеются большие запасы тяжелой нефти и природных битумов ввиду истощения запасов основных разрабатываемых горизонтов крупных нефтяных месторождений, в частности Республики Татарстан, заставляют обращать на себя все большее внимание. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине (44-350 м), но в силу высокой вязкости относятся к трудноизвлекаемым. Применяемые и испытанные в Татарстане (1978-2005 гг.) в различных масштабах технологии скважинной добычи на двух мелкозалегающих месторождениях тяжелой нефти ̶ Мордово-Кармальском и Ашальчинском ̶ не дали ощутимых технологических и экономических результатов. Неблагоприятные геолого-физические факторы (особенности геологического строения, высокая вязкость нефти, малые пластовое и горное давления, низкая температура) не позволили успешно вести разработку месторождений тяжелой нефти Республики Татарстан с использованием вертикальных скважин. Большинство залежей тяжелой нефти шешминского горизонта уфимского яруса и других перспективных отложений пермской системы нередко расположены под населенными пунктами или промышленными объектами, реками, родниками и памятниками природы или же вблизи их, что налагает ограничения на систему разработки. Требуется учет экологической обстановки на каждом конкретном месторождении, а также природных и гидрогеологических условий залегания продуктивных отложений шешминского горизонта. В настоящее время рентабельная разработка месторождений тяжелой малоподвижной и высоковязкой нефти и природных битумов является достаточно сложной научно-технической проблемой. Требуется создание комплекса технологий добычи тяжелой нефти за счет применения принципиально новых отличающихся высокой эффективностью систем разработки с применением вертикальных и горизонтальных скважин. Это позволит снизить вероятность получения малоуспешных результатов и, соответственно – отрицательного экономического эф- 7 фекта при их внедрении. Поэтому проблема разработки комплекса технологий эффективного извлечения тяжелой нефти мелкозалегающих залежей является особо актуальной. Значительный вклад в решение проблем разработки месторождений тяжелой нефти и природных битумов внесли Н.А. Авдонин, И.Д. Амелин, Д.Г. Антониади, Н.К. Байбаков, А.А. Боксерман, А.Р. Гарушев, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, Ю.П. Желтов, А.Б. Золотухин, Н.В. Зубов, В.И. Кудинов, Г.Е. Малофеев, М.М. Мусин, Р.Х. Муслимов, К.А. Оганов, А.В. Петухов, Н.Л. Раковский, М.Д. Розенберг, Л.М. Рузин, М.Л. Сургучев, Е.В. Теслюк, А.Х. Фаткуллин, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, Т.В. Хисметов, А.Б. Шейнман, Э.Б. Чекалюк, T.C. Boberg, R.M. Butler, Coats, S.M. Farouq Ali, S. Gittins, M. Greaves, S. Gupta, S.A. Mehta, R.G. Moore, S.D. Joshi и др. Цель диссертационной работы. Создание комплекса технологий эффективного извлечения тяжелой нефти с применением термического воздействия на пласт на основе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований процесса вытеснения тяжелой нефти из мелкозалегающих залежей с низкими пластовыми давлением и температурой совместным применением систем горизонтальных скважин и термических методов. Задачи исследований. 1. Выявление основных закономерностей геологического строения мелкозалегающих залежей тяжелой нефти, требующих учета при проектировании рациональной системы разработки. 2. Анализ, исследование и совершенствование систем разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти и способов извлечения тяжелой нефти. 3. Разработка новых технологических решений по увеличению полноты охвата пласта воздействием при закачке пара. 4. Повышение степени извлечения углеводородов из мелкозалегающих залежей тяжелой нефти при низких пластовых давлениях и температурах с использованием комплексных технологий. 8 Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе научного анализа и обобщения опыта разработки и эксплуатации мелкозалегающих залежей тяжелой нефти Татарстана, исследований особенностей теплового воздействия с применением программ численного математического и физического моделирования процессов многофазного течения флюидов и проведением опытно-промышленных работ (ОПР) в промысловых условиях. Научная новизна. Научно обоснована комбинированная система разработки для условий шешминского горизонта, характеризующегося утолщением покрышки к периферии залежи и нефтенасыщенной толщины к центру залежи, а также незавершенностью формирования водонефтяного контакта (ВНК), включающая бурение парных в центральной части и одиночных горизонтальных скважин – в периферии. При дренировании продуктивного пласта с помощью пар горизонтальных скважин, разнесенных по вертикали: - определены критерии эффективности применения технологии парогравитационного дренирования при наличии неравномерного условного ВНК; - установлена корреляция между расстоянием парной добывающей скважины от ВНК и объемом невовлеченных в разработку запасов нефти; - отмечено явление продвижения потоков нагретой нефти и конденсата пара в продуктивном пласте ниже современного ВНК под действием гравитационных сил, а также избыточного давления паровой камеры, которое в 2-3 раза выше начального пластового. На основе результатов исследований термометрии, сопоставления характера изменения динамики добычи и закачки пара соседних горизонтальных скважин установлено, что за счет гидродинамической интерференции и соединения паровых камер соседних горизонтальных скважин между ними происходит переток нефти. Начало закачки растворителя на стадии, когда достигнуты устойчивое развитие паровой камеры и сохранение в ней высокой температуры, приводит к тому, 9 что растворитель на начальном этапе не успевает достичь периметра паровой камеры, вступая во взаимодействие с оставшейся нефтью и работая на довытеснение остаточной нефти. В условиях мелкозалегающих залежей с пластовым давлением 0,5 доли ед. от гидростатического, в частности для условий шешминского горизонта, при реализации пароциклического метода низкого давления за счет отбора при давлениях ниже упругости пара воды (давления насыщения водяного пара) реализуется вытеснение из удаленных зон пласта паровой фазой. Научно обоснован комплекс новых технологических решений, базирующийся на результатах исследований, в частности: 1) установлено, что в промежутке между соседними парами горизонтальных скважин в интервале «добывающая скважина – ВНК» образуется застойная зона нефти, не охваченная влиянием паровой камеры; 2) установлено, что размещение между парами парогравитационных скважин уплотняющих одиночных горизонтальных скважин ниже уровня парной добывающей горизонтальной скважины позволяет увеличить конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). При этом, чем ниже расположена уплотняющая скважина, вплоть до отметки ВНК, тем выше конечный КИН; 3) на результативность мероприятия по уплотнению сетки влияет не только расположение скважины, но и период ввода между основной и уплотняющей скважинами в эксплуатацию – в зависимости от времени их ввода в эксплуатацию нефтеотдача может быть увеличена от 1,0 до 4,7 % без дополнительной закачки пара, период выработки запасов сокращен в 1,2-1,6 раза; 4) установлено, что защемленная нефть в неохваченной области становится частично подвижной в результате нагрева от соседних парных нагнетательных скважин после закачки пара в количестве 0,42-0,45 объема пор. При пароциклической обработке (ПЦО) уплотняющей скважины, проводимой в течение первых двух лет, значение КИН может быть увеличено на 6,6 %, при ПЦО в течение одного года – на 3,1 %; 5) установлено, что на показатели эксплуатации влияет как расхождение го- 10 ризонтального участка стволов по вертикали, так и по горизонтали. Расчеты распространения тепловой камеры в пласте показали, что отклонение конечных точек по горизонтали на расстояние более 3 м приводит к резкому снижению дебита нефти; 6) на примере эксплуатации двухустьевых и одноустьевых пар скважин показаны их эффективность для различной степени флюидонасыщения и возможность добычи нефти в осложненных условиях вскрытия подошвенной воды. Защищаемые положения. 1. Принципы выбора расположения горизонтальных стволов и размещения горизонтальных скважин на мелкозалегающих залежах тяжелой нефти при тепловых методах воздействия. 2. Методические положения и технологические решения задачи увеличения охвата пласта тепловым воздействием. 3. Комплекс новых технологических решений направленных на повышение эффективности разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти. Практическая ценность. Автором выделены основные особенности геологического строения и разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти Татарстана, созданы методы и технологии разработки, направленные на снижение затрат на добычу за счет оптимизации параметров закачки и отбора продукции, повышения охват пласта, эффективного применения систем горизонтальных скважин, и, в результате, позволяющие повысить конечный КИН и эффективность разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти. Выполнена приоритезация стадийности проведения геологоразведочных и опытно-промышленных работ, позволяющая с требуемой достоверностью поэтапно оценивать и подготавливать запасы тяжелой нефти для выбора стратегии освоения и промышленного разбуривания. Определена оптимальная тактика промышленного освоения разбросанных по большой площади и мелких по запасам мелкозалегающих залежей тяжелой нефти шешминского горизонта – разбуривание и ввод в разработку в первую очередь 11 наиболее крупных залежей, затем соседних залежей как «спутников» по мере уточнения геологических запасов нефти и высвобождения мощностей установок подготовки. Предложена градация ранжирования залежей по приоритетности изучения и очередности ввода в разработку. Одной из мер стимулирования отбора с применением дополнительной уплотняющей скважины в период отсутствия нагрева со стороны паровой камеры является циклическое воздействие паром. По изменению температуры можно судить о размерах и форме паровой камеры, образуемой в результате эксплуатации, – по мере формирования паровой камеры необходимо производить углубление подвески насосной установки. Предлагаемая комбинированная система разработки позволяет учесть экологические ограничения разработки термическими методами и учитывает геологофизические особенности строения залежей тяжелой нефти шешминского горизонта. Наличие более надежной покрышки на периферии залежи позволяет вести пароциклическое воздействие в этой зоне на более эффективных технологических режимах. Полученный опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения предполагается использовать при планировании разработки залежей тяжелой нефти Черемшано-Бастрыкской разведочной зоны, имеющих сходные поверхностные и геолого-физические условия. Основные положения диссертационной работы использовались при составлении технологических схем разработки 19 залежей тяжелой нефти (в том числе Ашальчинского) месторождений Татарстана, Программы промышленного освоения месторождений «Технико-экономическое обоснование освоения месторождений сверхвязких нефтей на лицензионных территориях ОАО «Татнефть» (протокол ОАО «Татнефть» исх. № 18572 от 10.12.2008 г.; протокол ТО ЦКР Роснедра по РТ № 847 от 24.12.2008 г.). Разработан, защищен патентами и реализуется на Ашальчинском месторождении комплекс мероприятий: технологический процесс теплового воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин с выходом на поверх- 12 ность и одиночных горизонтальных скважин, закачка теплой попутно добываемой воды в глубокозалегающие продуктивные пласты. Техническая новизна предложенных способов подтверждена 22 патентами РФ на изобретения. Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались автором на межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане (г. Альметьевск, 2003 г.); 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 10летию НК «Роснефть» (г. Геленджик, 2005 г.); научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2006 г.); на международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (г. Казань, 2007 г.); региональной научнотехнической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2009 г.); на международной научнопрактической конференции «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений» (г. Казань, 2012 г.); Международной конференции SPE (г. Москва, 2012 г.); Мировом конгрессе по тяжелым нефтям (г. Новый Орлеан, 2014 г.); Мировом нефтяном конгрессе (г. Москва, 2014 г.); семинарах главных инженеров и специалистов ОАО «Татнефть» (2009-2014 гг.). Публикации. По теме диссертации опубликована 71 работа, включая 46 статей, 3 монографии и 22 патента РФ на изобретения. Автору принадлежит разработка и научное обоснование новых технологических и технических решений, постановка задачи, сбор и обобщение материалов, проведение расчетов, создание гидродинамических моделей, анализ полученных результатов. В ведущих рецензируемых научных 13 журналах по списку ВАК РФ опубликовано 11 статей. Структура и объем работы. Диссертационная работа содержит введение, восемь тематических глав, основные результаты и выводы, список литературы из 153 наименований. Объем работы составляет 203 страницы, в том числе 81 рисунков и 11 таблиц. Автор выражает глубокую благодарность и признательность консультанту д-р техн.наук Р.Р.Ибатуллину, за методическую помощь при постановке и выполнении работы, д-р техн.наук Р.Г. Абдулмазитову , д-р техн.наук В.М. Валовскому, д-р техн.наук Р.С. Хисамову, И.Ф. Гадельшиной, канд.техн.наук М.И. Амерханову, канд.техн.наук И.Н. Файзуллину, А.И. Фролову, канд.техн.наук Ш.Г. Рахимовой, В.Б. Осносу и другим специалистам ОАО «Татнефть» за ценные консультации и содействие в выполнении диссертационной работы. 14 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН 1.1 Ресурсная база тяжелой высоковязкой нефти и природных битумов Общие мировые запасы тяжелой нефти и природных битумов оценивают в 9-13 трлн. т, что в 2-2,5 раза превышает запасы обычной нефти [1]. Крупнейшими запасами тяжелых углеводородов располагает Канада (Западно-Канадский нефтегазоносный бассейн). Запасы природного битума в 2002 г. были впервые переведены в общую категорию доказанных запасов жидких углеводородов, что позволило ей занять второе место после Саудовской Аравии. Ресурсы тяжелой нефти и природных битумов имеются также в Венесуэле (Пояс Ориноко), России, Казахстане, США, Мексике, Кувейте, Китае, Мадагаскаре и др. странах [2]. В Российской Федерации геологические запасы и ресурсы тяжелой нефти составляют от 7,2 до 8,8 млрд. т, а природных битумов кратно больше ̶ от 30 до 70 млрд. т [1] (рисунок 1.1). Рисунок 1.1 ̶ Мировые ресурсы тяжелой нефти и природных битумов [3] Абсолютное большинство ресурсов тяжелой нефти (более 77 %) находится на глубине до 2000 м [4]. Природные битумы залегают на самых разных глубинах: 15 от 15-25 м до 80-90 м, от 90-100 м до 450-500 м и более. Наибольшие запасы тяжелой нефти (более 60 %) имеются в ВолгоУральском бассейне, далее идут Западно-Сибирский и Северо-Кавказский бассейны [4]. На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции находится более 500 месторождений тяжелой нефти, большинство из которых расположены в ее северных и центральных районах. Основная часть этих залежей приурочена к палеозойским отложениям. Выявлено более 150 залежей и скоплений тяжелой высоковязкой нефти, которую ранее относили к природным битумам. Большая часть залежей приурочена к пермским отложениям восточного борта Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода [5, 6]. 1.2 Состояние изученности нефтеносности пермских отложений На современной территориях Республики Татарстан и севера Самарской области в конце XVIII и 30-х годах XIX столетий впервые обнаружены и описаны выходы асфальтовых пород на Самарской Луке, на реке Кармалке, в бассейнах рек Сок и Шешма, у села Сюкеево на реке Волга и в других местах. В 60-70-е годы XIX века пробурено несколько нефтепоисковых скважин на малые глубины (Шандор и др.), расположенных на востоке республики вблизи селений Нижняя Кармалка, Шугурово и Сарабикулово. Еще до революции учеными Г.Д. Романовским (1864 г.) и П.В. Еремеевым (1867 г.) выдвигались предположения о связи поверхностных проявлений с запасами из каменноугольных и девонских отложений. После революции, в 1918 г., в район села Сюкеево с целью оценки имеющихся там признаков нефти и изучения возможностей открытия залежей промышленного значения направлялась специальная партия Геолкома правительства СССР под руководством Н.Н. Тихоновича. В Сокско-Шешминский район в 1919-20-м гг. выезжал известный геолог К.П. Калицкий, придававший универсальное значение гипотезе первичного зале- 16 гания нефти. Исходя из таких представлений, К.П. Калицкий рассматривал залежи битумов в пермских породах как свидетельство полного разрушения некогда существовавших нефтяных месторождений и считал возможным заложить скважины только в районе Сюкеево, подальше от выходов насыщенных битумом слоев, полагая, что в более погруженных, изолированных от поверхности частях тех же пластов возможно присутствие жидкой нефти. И.Н. Стрижов (1927-1928 гг.) призвал расширить поиски нефти в УралоПоволжье, А.Н. Розанов (1928 г.) ставит конкретные задачи по поиску нефти в каменноугольных и девонских отложениях, в частности, в Самарской области. Открытие в первые послевоенные годы залежей фонтанирующей нефти в каменноугольных и девонских отложениях существенно снизило интерес к пермской нефти. С этого времени бурение и исследование пермских отложений проводились в основном в плане структурного картирования по нижнепермским отложениям. В 1960 г. под руководством В.И. Троепольского был произведен подсчет запасов пермских битумов (тяжелой нефти) в северной части Мелекесской впадины. По этим данным подсчитанные запасы пермских битумов оказались весьма значительными ̶ около 18 млрд. т, что вызвало интерес со стороны ряда производственных и научных организаций. В объединении «Татнефть» в мае 1970 г. начата проработка вопроса изучения отложений пермских битумов, а летом того же года рассмотрено на научно-техническом Совете Министерства нефтяной промышленности (МНП). В соответствии с решением научно-технического Совета МНП по программе объединения «Татнефть» сектором геологии пермских битумов ТатНИПИнефть начата работа по изучению закономерности распространения и условий залегания отложений пермского битума, уточнению строения и подсчету запасов наиболее крупных полей по материалам разведочных скважин. С этого момента начались целенаправленные поиски пермских залежей тяжелой нефти на территории Республики Татарстан. Республика Татарстан в настоящее время является единственным админи- 17 стративным субъектом Российской Федерации, в котором на протяжении многих лет широким фронтом ведутся геологоразведочные работы на тяжелую нефть пермской системы и осуществляется ее разработка. ОАО «Татнефть» выступает основным организатором и инвестором освоения месторождений тяжелой нефти, внесшим существенный вклад в проведение геологического изучения и опытнопромышленной эксплуатации месторождений [5]. В результате проведенных исследований подтверждена нефтебитумоносность нижнепермского, уфимского, нижнеказанского и верхнеказанского комплексов. Залежи и месторождения тяжелой нефти и природных битумов (ПБ) в основных нефтебитумоносных горизонтах встречаются почти во всех крупных тектонических регионах республики (рисунок 1.2). Территории, перспективные на нефтебитумоносность: 1 – верхнеказанский комплекс; 2 – нижнеказанский комплекс; 3 – уфимский комплекс; 4 – нижнепермский комплекс; 5 – малоперспективные районы; 6 – границы тектонических структур: I – Южно-Татарский свод; II – Северо-Татарский свод; III – Мелекесская впадина; IV – Казанско-Кировский прогиб Рисунок 1.2 ̶ Карта перспективных на нефтебитумоносность территорий Республики Татарстан 18 Результаты работ показали, что тяжелая нефть не образует сплошные нефтебитумоносные поля, как считалось ранее, а залегает в форме локальных поднятий. В соответствии с новыми представлениями суммарные геологические ресурсы тяжелой нефти и ПБ Республики Татарстан, пригодные к освоению, в зависимости от подходов к оценке, изменяются от 1,4 до 7 млрд. т. Многолетние геологические исследования позволили изучить основные черты геологического строения нефтебитумоносных комплексов, современную структуру и историю геологического развития территории, геохимические и гидрогеологические особенности нефтебитумоносных пород, закономерности формирования и распределения тяжелой нефти и ПБ. В последние годы ОАО «Татнефть» ускоренными темпами ведутся работы по подготовке мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти к разработке. 1.3 Геологические особенности строения скоплений пермских углеводородов Скопления пермских углеводородов расположены в основном на периферии крупных тектонических структур первого порядка – на западном склоне Южного купола Татарского свода и на восточном борту Мелекесской впадины, КазанскоКировского прогиба и Восточного склона Токмовского свода. Наиболее изученными из них являются первые две структуры. В зависимости от стратиграфической привязки нефтебитумопроявлений, распределения коллекторов в разрезе отложений пермской системы выделяются четыре комплекса вмещающих залежи тяжелой нефти [7-9]: - нижнепермский карбонатный локально-нефтеносный; - уфимский терригенный зонально-нефтеносный; - нижнеказанский терригенно-карбонатный зонально-нефтеносный; - верхнеказанский карбонатно-терригенный зонально-нефтеносный. Расположение нефтескоплений комплексов показано на рисунке 1.3. В настоящее время выявлено около 450 залежей и проявлений тяжелой 19 нефти и ПБ, преимущественно в отложениях уфимского и казанского ярусов пермской системы. Рисунок 1.3 ̶ Расположение мелкозалегающих залежей высоковязкой тяжелой нефти пермской системы Республики Татарстан Наиболее изучен и перспективен к освоению в ближайшем времени уфимский нефтеносный комплекс. Уфимский ярус (Р2u) представлен шешминским горизонтом (P2u2), который включает в себя две пачки: нижняя – песчано-глинистая (P2u21) и верхняя (P2u22) – песчаная. Промышленно-нефтеносные скопления сосредоточены в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта. 1.4 Геолого-промысловая характеристика и геологические особенности строения уфимского нефтеносного комплекса В настоящее время выявлено более 113 залежей и месторождений тяжелой нефти контролируемых сводовыми ловушками седиментационного генезиса и 20 приуроченных к локальным структурам III порядка. Залежи отличаются размерами, величиной запасов или ресурсов, состоянием разведанности и добывными возможностями. На основе анализа строения нефтенасыщенной части песчаной пачки построена типичная модель мелкозалегающих залежей тяжелой нефти (рисунок 1.4). По количественному распределению параметров пористости, карбонатности и нефтенасыщенности коллекторов по разрезу песчаной пачки, по степени нефтенасыщенности можно выделить несколько зон. 1 – «среднеспириферовый» известняк; 2 – «лингуловые» глины; 3 – водонефтяной контакт; 4 – геологический индекс пород; песчаники: 5 – слабогазонасыщенные с нефтепроявлениями остаточного характера; 6 – верхняя зона нефтенасыщения (Sн = 1,2-10,7 % по массе); 7 – основная зона нефтенасыщения (Sн = 7,5-16,0 % по массе); 8 – переходная зона нефтенасыщения (В = 4,5-7,5 % по массе); 9 – водонасыщенные с нефтепроявлениями остаточного характера; 10 – с пониженным нефтенасыщением (нижний продуктивный пласт); 11 – плотные кальцитизированные Рисунок 1.4 ̶ Геологическое строение залежей тяжелой нефти шешминского горизонта уфимского яруса В кровле песчаной пачки, у непосредственного контакта с перекрывающими «лингуловыми глинами» в пределах контура нефтеносности песчаники образуют верхнюю зону. Представлена она песчаниками от слабосцементированных до известковистых, плотных, средней крепости. Нефтенасыщенность их неравномерная, с частым чередованием от интенсивно до слабонефтенасыщенных (от 1,2 % до 10,7 % по массе) пропластков. При этом пористость коллекторов может быть 21 достаточно высокой – отобранные образцы керна из скважин рассыпались. Отдельными участками залежей верхняя зона представлена сцементированными, плотными песчаниками, пористостью в среднем 15-17 %, с изменением весовой нефтенасыщенности от 2 до 6 %. По данным геолого-промысловых материалов разведанных месторождений толщина верхней зоны изменяется от 0,6 до 4,8 м. Карбонатность их достигает 10 %. Степень сцементированности и толщина сцементированного песчаника к краевым частям залежей увеличиваются. Ниже зоны развития слабонефтенасыщенных песчаников залегает зона рыхлых интенсивно нефтенасыщенных песков и песчаников, спрессованных давлением вышележащих пород. При экстрагировании песчаники крошатся и рассыпаются, нефть служит для них цементирующим веществом. Эта зона коллекторов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами приурочена к сводовым и присводовым частям залежей и месторождений тяжелой нефти. Нефтенасыщенность высокоемких рассыпающихся песков и песчаников сплошная, интенсивная (весовая нефтенасыщенность изменяется от 7,5 до 16 %, достигая в отдельных случаях до 20 %). Эту зону выделяют в основную зону нефтенасыщения. Среди интенсивно нефтенасыщенных коллекторов, по результатам лабораторных исследований керна, выделяются пропластки с пониженной весовой нефтенасыщенностью от 3,0 до 7,5 %. При визуальном описании керна такие пропластки среди интенсивно нефтенасыщенных интервалов практически невозможно выделить. По данным лабораторных исследований керна отобранного из нефтенасыщенных интервалов 9 скважин залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения, содержание связанной воды в объеме пор продуктивных коллекторов (516 определений) составляет в среднем 19,6 %. Подвижной воды по данным 6 скважин (278 определений) содержится 21,4 %. На рисунке 1.5 представлено распределение насыщения порового про- странства коллекторов в интервале продуктивной части пласта (по данным лабораторных исследований образцов керна) [7, 10]. 22 Рисунок 1.5 ̶ Распределение насыщения порового пространства коллекторов продуктивного пласта в скв. 227 (а) и 228 (б) залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения Пористость песчаников основной части залежей очень высокая, при проведении лабораторных исследований более 80 % образцов рассыпаются, что свидетельствует о коэффициенте пористости свыше 30 %. Изменение величины пористости ̶ от 14 до 45 %, в среднем 25 %. В равномерно интенсивно насыщенных слоях нефтенасыщенность составляет 40-100 % объема пор. Глинистость и карбонатность этой части разреза продуктивной части пласта песчаной пачки минимальны. Глинистость изменяется от 2,5 до 6,0 %, карбонатность ̶ от 2,0 до 8,0 %. Толщина основной зоны нефтенасыщения изменяется по месторождениям от 0,7 до 35 м (Ашальчинское). Особенностью строения природного резервуара залежей и месторождений тяжелой нефти является отсутствие основной зоны коллекторов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами в краевых частях залежей, где песчаная пачка, постепенно замещаясь в верхней части «лингуловыми глинами», в периклиналях сложена более сцементированными песчаниками с пониженной нефтенасыщенностью (рисунок 1.4). Ниже по разрезу основная зона сменяется зоной с пониженной степенью нефтенасыщения. Изменение нефтенасыщенности песчаников от интенсивно к 23 зоне с пониженным нефтенасыщением происходит резким, скачкообразным изменением весовой нефтенасыщенности от 10,0-8,0 % до 3,5-5,5 %. В этой части разреза карбонатность в купольных частях залежей не превышает 10 %, увеличиваясь к подошве водоносного пласта до 20 %. Цемент развит более крупными гнездами, иногда он распространяется равномерно, дальнейшее увеличение цемента (до 20-25 %) приводит к частичному запечатыванию порового пространства. Эта часть разреза образует переходную зону месторождений и залежей тяжелой нефти. Образование переходной зоны нефтенасыщения связано с процессами физического и химического разрушения и проявляется не везде одинаково. Об этом свидетельствует различная толщина переходной зоны, а иногда и её полное отсутствие. Толщина переходной зоны колеблется по месторождениям в пределах от 1 до 9 м. На отдельных участках месторождений переходная зона нефтенасыщения отсутствует, сменяясь сразу на водонасыщенную часть. Пористость песчаников переходной зоны в центральных частях залежей достаточно высокая – до 35 %, в периклинальных частях пористость уменьшается до 20 %. Весовая нефтенасыщенность песчаников этой зоны изменяется в среднем, от 4,5 до 7,5 %. Нижняя граница переходной зоны принимается за поверхность современного ВНК, который по сравнению с ВНК залежей традиционной нефти характеризуется неровной поверхностью с общим уклоном, по данным многих залежей, в северо-западном направлении. Весовая нефтенасыщенность здесь снижается резко от 7,0-5,0 резко до 2,0-0,5 %. За поверхность водонефтяного контакта по данным каждой скважины принимается предел, ниже которой значения весовой нефтенасыщенности более 4,5-5,0 % носят единичный характер. Основанием для принятия кондиционной границы по нефтенасыщенности являются результаты экспериментальных работ по отработке различных способов извлечения тяжелой нефти и битумов из нефтеносных песчаников уфимского яруса Татарстана, проведенных в ТатНИПИнефть [6, 7, 11]. По данным карт, построенным по скважинным значениям подошвы продук- 24 тивной части пласта, можно отметить, что положение современного водонефтяного контакта сильно меняется даже в пределах одного купола. По геологическим материалам детально разведанных месторождений положение ВНК носит наклонный, неровный характер, видимо связанный с направлением движения подземных вод [7]. Покрышкой для залежей тяжелой нефти в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта служит нижняя пачка байтуганского горизонта ̶ отложения «лингуловые глины» нижнего подъяруса казанского яруса. Общая толщина «лингуловых глин» и пород песчаной пачки в пределах поднятий составляет почти постоянную величину. Толщина «лингуловых глин» имеет закономерную зависимость от ее местоположения относительно структуры песчаной пачки, что обусловлено условиями ее формирования. В присводовых и сводовых частях песчаная пачка перекрыта «лингуловыми глинами» толщиной 4-10 м. В пониженных частях поверхности уфимских отложений толщина «лингуловых глин» достигает 20 и более метров. Из вышесказанного можно сделать следующие выводы. 1. Залежи тяжелой нефти небольшие по размерам и запасам, характеризуются своеобразным геологическим строением. 2. Месторождения и залежи, приуроченные к сводовым частям зон раздува песчаной пачки, имеют высокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. 3. По степени насыщенности коллекторов в пределах песчаной пачки выражена вертикальная зональность в распределении нефти. 4. Большинство залежей песчаной пачки шешминского горизонта представляют собой скопления нефти, хотя и с измененными физико-химическими параметрами, но имеющими концентрированный характер. Эти изменения в совокупности с низкими пластовыми давлениями и температурами обуславливают малую подвижность нефти. Естественный режим этих залежей, видимо, следует рассматривать как гравитационный. 5. В пределах основной зоны нефтенасыщения, сложенной рыхлыми, рас- 25 сыпающимися песками и песчаниками, могут образовываться каверны и создавать осложнения в процессе бурения и разработки. 6. Верхняя, нижняя переходные зоны и пропластки с пониженным нефтенасыщением внутри залежей обуславливают степень обводненности добываемой продукции. 7. Положение современного водонефтяного контакта, характеризующееся неровной, наклонной поверхностью, ̶ один из важнейших факторов, требующий учета при проектировании скважин с горизонтальным участком ствола. 1.5 Физико-химические свойства тяжелой нефти и пластовых вод Условия формирования залежей в совокупности с малыми глубинами залегания, низкими пластовыми температурой и давлением, низкой минерализацией пластовых вод, отсутствием в большинстве случаев надежных покрышек, химическим взаимодействием пластовой жидкости с горной породой с участием микроорганизмов, и проявления гипергенных факторов привели к преобразованию исходной нефти [7, 9]. Наиболее исследована и изучена нефть разрабатываемых залежей тяжелой нефти Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений. Как показали исследования, физические свойства нефти (плотность, вязкость, содержание асфальтенов и т.д.) могут претерпевать существенные изменения по площади и разрезу. Скважины, из которых отбирались пробы нефти на анализ, расположены как в сводовой части залежи, так и в присводовых и крыльевых частях структуры. В нефти скважин, расположенных в сводовой части залежи, не выявлено содержание масел и парафина. В юго-западной части структуры отмечено появление в пробах нефти парафиновых углеводородов и рост содержания асфальтенов. В скважинах, расположенных к северо-востоку и востоку от сводовой части отмечено повышенное содержание асфальтенов, смол и парафина. Структурно-механические свойства нефти Ашальчинского месторождения 26 ярко выражены. Вязкость с увеличением скорости течения существенно уменьшается. Максимальное отклонение от закона Ньютона находится в интервале температур от начальной пластовой, равной плюс 8 С, до плюс 20 С. Такое поведение нефти связано с агрегированием молекул асфальтенов и смол и образованием пространственных структур заполненных масляными фракциями. В результате малые скорости течения только деформируют данную структуру. Для её разрушения требуются высокие скорости течения. C 2006 г. на Ашальчинском поднятии Ашальчинского месторождения начато бурение горизонтальных скважин. Лабораторные исследования проб нефти, отобранных из горизонтальных скважин после нагнетания пара, показали, что плотность нефти при температуре 20 С изменяется от 969 кг/м3 до 989 кг/м3 (скв. 230) и от 967 кг/см3 до 985 кг/м3 (скв. 232), составляя в среднем соответственно 976 кг/м3 и 974 кг/м3 . Плотность обезвоженной нефти в среднем по скв. 230 равна 969 кг/м3, по скв. 232 – 967 кг/м3. Средняя вязкость проб нефти после паротеплового воздействия (ПТВ) составила при температуре 20 С 8025,2 мПас (скв. 230), 6227,9 мПас (скв. 232). Вязкость обезвоженной нефти – 4113,5 мПас (скв. 230) и 3733,3 мПас (скв. 232). Динамическая вязкость пластовой пробы нефти по скв. 230 равна 26900 мПа.с. В процессе опробования на приток скважин Ашальчинского месторождения были отобраны пробы газа на анализ. В результате анализа проб попутного газа отмечено, что в большинстве случаев метановый плотностью при 20 С от 0,72 и до 0,75 кг/м3. Содержание СО2 – от следов до 1,5 %, азота – от 7,1 до 11,5 %, кислорода – от следов до 1,4 %. Аномальным по составу является попутный газ из скв. 88, где содержание азота 54,95 %, СО2 – 2,79 %, О2 – 6,98 %, метана – 35 %, плотность при 20 С ̶ 1,024. Отложения песчаной пачки водоносны в законтурных частях залежей (законтурные воды); на многих участках залежи и месторождения подстилаются водоносными песчаниками (подошвенные воды). Помимо этого, при испытании нефтеносных интервалов вместе с нефтью в скважину поступает определенное количество воды (внутренние воды). Водоносные пропластки отмечаются на раз- 27 ных уровнях и приурочены к прослойкам коллекторов с пониженным нефтенасыщением. В то же время в поровом пространстве коллекторов с углеводородами присутствует вода, находящаяся в свободном и связанном состояниях. Наиболее исследованы пробы пластовых вод Ашальчинского и МордовоКармальского месторождений, находящиеся в опытно-промышленной эксплуатации. Напорный горизонт уфимского яруса опробован внутри нефтяных месторождений. Пьезометрические уровни устанавливаются чаще всего на абсолютных отметках от 78 до 80 м, то есть на 40 м выше кровли нефтенасыщенного пласта. Пластовые давления в кровле залежей изменяется от 0,4 до 0,55 МПа. Поверхность пьезометрических уровней в сглаженной форме повторяет дневную поверхность, что свойственно верхним водоносным горизонтам. Пластовые воды внутри Ашальчинской залежи специфического гидрокарбонатного натриевого (щелочного) состава, в то время как верхние, нижние и законтурные воды по составу сульфатные. Колебание общей минерализации (3-6 г/л) свидетельствует об отсутствии активного водообмена. Отдельные водоносные прослои и линзы внутри залежи разобщены друг от друга. К подошве залежи отмечается снижение нефтенасыщенности, поэтому условия для водообмена улучшаются и химический состав воды выравнивается. Происхождение гидрокарбонатных натриевых (содовых) вод связывают с процессами биохимического взаимодействия сульфатных вод с углеводородами, в результате которого образуется сероводород и выпадает из раствора кальцит. Это подтверждается данными лабораторных анализов керна. Так, в скв. 82 содержание кальцита в керне увеличилось от 3 % (интервал 77-86 м) до 27 % (инт. 101105 м), в скв. 85 ̶ от 2 % (инт. 73-92 м) до 25 % (инт. 100-104 м). Выпадение кальцита в результате сульфатредукции приводит к запечатыванию залежи снизу и ухудшению водообмена. Судя по приведенным данным, активной гидродинамической связи внутренних, подошвенных и нижних вод в настоящее время не наблюдается. Это подтверждается результатами опытной эксплуатации. Соотношение пьезометрических уровней казанского, шешминского и сакмарского водоносных горизонтов свидетельствует о том, что залежь тяжелой нефти в настоя- 28 щее время «прижата» снизу к покрышке – «лингуловым глинам». Разрушение залежи тяжелой нефти происходит преимущественно снизу за счет подтока сульфатных вод. Сульфат-ион служит в качестве окислителя. Аналогичные гидрогеологические условия и содовый тип внутренних вод характерны для многих залежей тяжелой нефти шешминского горизонта (Мордово-Кармальская, Каменская, Восточно-Чумачкинская и др.). По химическому составу подземные воды залежей тяжелой нефти относятся к гидрокарбонатному натриевому типу с общей минерализацией от 1,4 до 5,9 г/дм3. Воды нижележащей песчано-глинистой пачки уфимского яруса также гидрокарбонатного натриевого состава с общей минерализацией 3,4 г/дм3. Подземные воды другого типа – сульфатные натриевые (I тип по В.А. Сулину) встречаются в песчаниках шешминского горизонта на Кармалинской, Шешминкинской, Аверьяновской и Северо-Ашальчинской залежах. Гидрогеологические условия этих залежей малоизучены. Тем не менее, судя по химическому составу подземных вод, можно сказать, что здесь протекает процесс сульфатредукции, образуется сероводород, из раствора выпадает кальцит. Но запечатывания залежи снизу не происходит, поскольку имеется активная гидродинамическая связь с нижними и законтурными водами. Это объясняется геоструктурными условиями залежей. Из анализа исследований пластовых флюидов шешминского горизонта можно сделать следующие выводы: а) физико-химические свойства нефти отличаются большим разнообразием по площади и разрезу; б) подземные воды, полученные вместе с тяжелой нефтью, отличаются наличием аммония и органического растворенного вещества, что указывает на достаточно длительный контакт этих вод с залежью. Данные гидрохимические компоненты могут служить критериями поиска месторождений тяжелой нефти; в) гидрогеологические условия подобных залежей очень неоднородны. Разнообразие в гидрохимическом отношении пластовых вод связано с простран- 29 ственным расположением залежей тяжелой нефти, а также гидродинамической обстановкой недр. Выводы по главе 1 Из проведенного анализа можно отметить следующее. 1. Залежи небольшие по размерам и запасам характеризуются своеобразным геологическим строением и разбросанностью по территории, что осложняет задачу эффективного освоения. 2. Залежи, приуроченные к сводовым частям зон раздува песчаной пачки, имеют высокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, центральные скважины будут характеризоваться лучшими показателями эксплуатации. 3. В пределах основной зоны нефтенасыщения, сложенной рыхлыми, рассыпающимися песками и песчаниками, могут образовываться каверны и создавать осложнения в процессе бурения и разработки. 4. По степени насыщенности коллекторов в пределах песчаной пачки выражена вертикальная зональность в распределении нефти. «Рассеянное» размещение повышенной нефтенасыщенности к подошве залежи осложняет проектирование горизонтальных участков ствола, поэтому выделение в объеме залежи продуктивной части и изучение геологических особенностей строения нефтенасыщенного интервала пласта являются основополагающими как в оценке запасов, так и в проектировании разработки. 5. Верхняя, нижняя переходные зоны и пропластки с пониженным нефтенасыщением внутри залежей обуславливают степень обводненности добываемой продукции и изменение удельного расхода пара на одну тонну добытой нефти. 6. Положение современного водонефтяного контакта, характеризующееся неровной, наклонной поверхностью, сильная изменчивость этой поверхности на небольших расстояниях ̶ важнейшие факторы, требующие учета при проектировании скважин с горизонтальным участком. 7. Большинство залежей песчаной пачки шешминского горизонта представляют собой скопления нефти с измененными физико-химическими параметрами, 30 имеющими концентрированный характер. Эти изменения в совокупности с низкими пластовыми давлениями (ниже гидростатической в 2-3 раза) и температурами (8-11 С) обуславливают высокую вязкостью и малую подвижность нефти и требуют применения термических методов для обеспечения текучести и выработки запасов тяжелой нефти. Естественный режим этих залежей, видимо, следует рассматривать как гравитационный. 8. Изменчивость толщины покрывающих пород «лингуловых глин» в зависимости от ее местоположения относительно структуры песчаной пачки является важным фактором, требующим учета при выборе давления нагнетания теплоносителя, не превышающего горное. 31 2. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН ТЕРМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ 2.1 Результаты опытно-промышленных работ по термическим методам разработки залежи тяжелой нефти Мордово-Кармальского месторождения Разведочные работы 1971-1972 гг. позволили открыть залежь МордовоКармальского месторождения, состоящего из трех куполов – Южного, ЮгоЗападного и Северного. Пробная эксплуатация пилотного участка по добыче тяжелой нефти была начата в 1974 г. На начальном этапе залежь разбуривалась по обращенной пятиточечной системе размещения. Затем перешли на обращенную семиточечную сетку с расстоянием между вертикальными скважинами 100х100 м. В период с 1975 по 1978 гг. велась подготовка к опытно-промышленным работам, где рассматривалось разбуривание участков, опробование скважин, исследование вариантов инициирования внутрипластового горения (ВГ) и закачки пара. В скв. 12 и 464 Южного купола в 1978 г. были созданы очаги горения. В скв. 104 и элементе № 23 Северного купола было начато паротепловое воздействие. Проведение работ позволило получить новые сведения о геологическом строении, установить возможность добычи за счет реализации обеих методов воздействия и уточнить проектные параметры применения данных технологий. В 1980 г. институтом «ТатНИПИнефть» на основе новых данных был составлен проектный документ, где предусматривалось разбуривание залежи по площадной обращенной семиточечной системе с расстоянием между вертикальными скважинами 100 м, добычу за счет реализации влажного ВГ, опытнопромышленные испытания на трех элементах Южного участка циклической закачки воздуха в пласт при ВГ и на четырех элементах Северного участка ̶ закачки пара с воздухом [11-13]. 32 Разбуривание залежи тяжелой нефти в соответствии с проектным решением полностью завершено (рисунок 2.1). Масштабная реализация технологии ВГ на Южном и Юго-Западном участках обеспечило основной объем добычи тяжелой нефти (91 %), на Северном участке осуществлено паротепловое воздействие. Рисунок 2.1 ̶ Схема размещения скважин на залежи тяжелой нефти Мордово-Кармальского месторождения на 01.01.2014 г. Накопленная добыча нефти составила 224,3 тыс. т нефти (24,1 % от начальных извлекаемых запасов), жидкости ̶ 685,2 тыс. т. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,06 доли ед. при водонефтяном факторе 2,05 доли ед. Проектный КИН равен 0,272 доли ед. Добычу обеспечили закачка 1,04 млрд. м3 воздуха, 98,7 и 46,1 тыс. т пара и парогаза соответственно. 33 В 1992 г. достигнут наибольший за всю историю разработки залежи уровень добычи нефти, равный 21,6 тыс. т. Объем добычи обеспечивался эксплуатацией 104 добывающих скважин, среднесуточный дебит которых составил 1,6 т нефти при обводненности продукции 48,4 %. Нагнетательный фонд составлял 44 скважины, в которые было закачано 79,9 млн. м3 воздуха. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составляла 20,5 тыс. м3/сут. С целью тепловой обработки закачано 8,5 тыс. т пара в 63 скважины, 4,9 тыс. т парогаза в 5 скважин. Удельно на добычу одной тонны нефти израсходовано 3,7 тыс. м3 воздуха [7, 14, 15]. В связи с прекращением прямого финансирования из источников союзного министерства, отсутствием специальных парогенераторов, компрессоров для сжатия воздуха, термостойких насосных установок, устьевых арматур и пакеров, низкой результативностью технологий произошло постепенному снижению добычи нефти (рисунок 2.2). Q, тыс. т; q, т/сут В, % 100 50 45.7 45 90 40 80 35 70 30 60 25 50 21.6 20 40 15 30 10 20 5 1.6 0.9 0.9 0.4 0.9 1.2 1.1 1.0 1.1 1.4 1.4 1.4 1.5 0.8 1.0 0.8 1.0 0.7 0.7 0.6 0.9 0.7 0.5 0.5 0.6 0.4 0.4 0.3 0.4 0.4 0.4 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.7 0 1974 1977 1980 1983 Добыча нефти 1986 1989 1992 Добыча жидкости 1995 1998 Дебит нефти 2001 2004 2007 Обводненность 10 0 2010 Год Рисунок 2.2 ̶ Динамика основных показателей разработки Одной из основных причин остановки реализации внутрипластового горения является большое значение образующегося в пласте сгорающего топлива и связанное с ним высокое значение удельного расхода закачиваемого воздуха на 34 извлечение нефти. В 2010 г. дебит одной скважины по нефти составил 0,4 т/сут, добыча нефти ̶ 2,0 тыс. т при объеме закачки 22,3 млн. м3 воздуха и 3,3 тыс. т пара. В настоящее время залежь в консервации [7, 15]. 2.1.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия Испытанные начиная с 1974 г. различные варианты паротеплового воздействия на опытных участках залежи Мордово-Кармальского месторождения не позволили достичь ожидаемого результата. Основная проблема заключалась в снижении пластового давления по мере охлаждения и конденсации пара, т.е. потери пластовой энергии внесенной в пласт. Переход на большеобъемную закачку пара затруднялся из-за падения приемистости пласта либо ухода пара в водонасыщенную часть пласта [7, 16-20]. Опытно-промысловые работы позволили установить, что на начальном этапе из-за низкой приемистости пласта закачку пара необходимо вести в режиме пароциклической обработки призабойной зоны. При снижении эффективности пароциклического способа добычи предполагалось переходить на вытеснение нефти путем непрерывной закачки пара. Другим технологическим решением, испытанным на залежи, являлась закачка пара с неконденсируемым газом. Основная идея заключалась во внесении в пласт упругой энергии с целью обеспечения притока пластовой жидкости. 2.1.2 Эффективность технологии паровоздушного воздействия В период с 1978 по 1981 гг. на пятиточечном элементе скв. 23 Северного участка с сеткой 50х50 м (рисунок 2.3) проводилось опытно-промысловое испытание технологии площадной закачки паровоздушной смеси. Последовательность проведения опытных работ включала в себя следующие этапы: 35 - в центральную скв. 23 производилась закачка пара с воздухом; - из всех добывающих скв. 21, 25, 111, 114 велся отбор продукции; - через 7 суток скв. 23 останавливалась на термокапиллярную пропитку; - для создания термогидродинамической связи и увеличения охвата по площади добывающие скв. 21, 25, 111 и 115 переводились под закачку пара с воздухом, одновременно нагнетательная скв. 23 переключалась на отбор продукции. Рисунок 2.3 ̶ Карта эффективных нефтенасыщенных толщин с расположением опытных участков Северного участка Накопленная закачка на участке составила 31,9 тыс. т пара и 1,8 млн. м3 воздуха. Всего отобрано 1,6 тыс. т жидкости и 0,8 тыс. т нефти (плотность 953 кг/м3, вязкость 1191 мПас). Обводненность продукции ̶ 53,3 %. Наибольший объем (60,5 %) от суммарной добычи участка обеспечен скв. 21, остальная часть – преимущественно скв. 23, 111, 114. Велся контроль состава газа. Содержание СО2 изменялось от 1,8 до 17,4 % объёмных, О2 ̶ от 0,2 до 18,6 % объёмных. Наибольшая температура плюс 209 ºС отмечена в скв. 23. Паронефтяное отношение составило 41,9 т, удельный расход воздуха – 2,3 тыс. м3. Ввиду низкого качества вырабатываемого пара и нерегулярной её закачки обработка пласта проводилась практически горячей водой, что сказалось на ре- 36 зультатах опытных работ. В 1981 г. из-за поломки парогенератора велась только закачка воздуха. В 1979 г. начато опытно-промысловое исследование закачки пара и воздуха в подошвенную часть скв. 38 при одновременной добыче жидкости у кровли пласта из близ расположенной скв. 102 (в 7 м). Режим закачки – темп 24 т/сут пара и 2,9 тыс. м3/сут воздуха не превышая давление нагнетания 2,9 МПа. Несмотря на близость расположения скважин, продукция в первый месяц включала только воду с пленкой нефти. Затем появилась нефть при обводненности от 51 до 100 %, в среднем 81,3 %. Добыча составила 17,2 т нефти при накопленной закачке 1,7 тыс. т пара и 243 тыс. м3 воздуха. Работы были остановлены из-за отсутствия системы сбора и стационарного оборудования для вырабокти пара. Паронефтяное отношение составило 99,0 т, расход воздуха на тонну нефти – 14,1 м3. Технология закачки паровоздушной смеси в циклическом режиме испытывалась в 1978 г. на скв. 104 (по технологии низкотемпературного окисления). Порядок реализации включал в себя закачку с темпом 24-72 т/сут смеси рабочих агентов температурой от плюс 110 до плюс 244 ºС в течение 1-2 недель не превышая давления на устье 2,5 МПа, выдержку на термокапиллярную пропитку и перевод скважины на отбор продукции. При снижении притока в скважину производили подкачку в течение 1-3 сут смеси рабочих агентов. В течение одного цикла объем закачки составлял от 0,2 до 0,7 тыс. т пара и от 22 до 215 тыс. м 3 воздуха. Испытано 10 циклов, отличавшихся продолжительностью этапов закачки и отбора. При запуске на отбор составлял 2,2-0,6 т/сут при обводненности продукции в пределах 20-50 % с последующим падением к концу цикла до 0,6-0,3 т/сут при обводненности 70-98 %. В среднем по опытному участку средний дебит составил 0, 6 т/сут нефти при обводненности продукции 18,0 %. На добычу 1 тонны нефти затрачено 20,3 т пара, в циклах – 5,7-42,4 т. Работы были прекращены из-за отсутствия стационарного парогенератора. Несмотря на закачку вместе с паром неконденсирующегося газа (воздуха) отмечалось рассеивание упругой энергии в удаленную зону пласта и падение при- 37 тока в скважину [7, 15, 17]. В связи, с этим для увеличения эффективности технологии циклической обработки необходимо создавать систему размещения вскважин. 2.1.3 Эффективность технологии парогазового воздействия В 1981-1982 и 1987-1995 гг. на Северном куполе проводились опытнопромышленные работы по парогазовому воздействию на пласт (рисунок 2.3). В качестве оборудования для выработки парогаза использовалась разработанная Казанским авиационным институтом парогазогенераторная установка. Парогазовая смесь с давлением от 2 до 15 МПа вырабатывалась сжиганием в камере сгорания углеводородного горючего (керосина), куда от компрессорной станции ОВГ-2 подавался воздух. Компонентный состав и теплофизические параметры парогазового теплоносителя зависели от начальных соотношений между массовым расходом воздуха и топлива. Парогаз включал в себя азот (48,6 %), пар (40,2 %) и углекислый газ (11,2 %). В 1981 г. начаты испытания парогазогенератора путем закачки рабочего агента в нагнетательную скв. 38 со средним темпом 1,8 т/ч при давлении 4,2 МПа. Вначале продукция близ расположенной добывающей скв. 102 представляла только воду дебитом до 0,5 м3/сут. Затем через 10 сут температура продукции повысилась до плюс 51,3 ºС. За первый цикл продолжительностью 2 месяца объем закачки при давлении на устье скважины 4 МПа составил 198 т парогаза (таблица 2.1). Температура парогаза варьировала от плюс 100 до плюс 415 ºС. Накопленная добыча нефти по скв. 102 в этот период составила 74,7 т нефти при средней обводненности продукции 30,3 % и среднем дебите нефти 0,65 т/сут. В следующих двух циклах в скв. 38 закачивали только воздух с целью поддержания пластовой энергии. Второй цикл продолжался 25 сут. В результате закачки 10,5 тыс. м3 воздуха с давлением от 1,8 до 2,5 МПа отобрано 18,2 т нефти с дебитом 0,6 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 30,1 %. Температура в скв. 102 составляла в 38 среднем плюс 53,2 ºС, в скв. 38 – плюс 38,4 ºС. Таблица 2.1 ̶ Технологические показатели результатов испытания технологии парогазового воздействия за 1981-82 гг. Год Номер Закачано нагн. скв. парогаза, т 1981 38 1982 38 Всего по элементу Закачано 198 Номер Добыча, т Обводнен- 3 воздуха, тыс. м доб. скв. нефти жидкости 33,6 102 102 0 0 198 33,6 120,2 Дебит, т/сут Отработ. Расход на 1 т нефти ность, % нефти жидкости врем, сут парогаза, т 173,2 30,6 0,65 0,93 186,2 1,65 3 воздуха, м 279,6 15,5 17,5 11,0 0,79 0,89 19,6 135,7 190,7 28,8 0,66 0,93 205,8 1,46 247,6 19,2 3,14 3,88 33,0 2,94 3014,2 3,19 3978,9 2,85 1523,3 1982 25 304,7 312,3 25 103,6 128,2 1982 114 181,6 226,52 114 56,9 77,0 26,1 4,74 6,42 12 1982 23 11,7 6,24 23 0 0,5 100,0 0 0,25 2 1982 21 20,8 11,12 21 7,3 9,0 18,9 7,30 9,0 1 1982 111 25,8 13,73 111 0,0 18,7 100,0 0,0 4,66 4 544,6 569,91 167,8 233,4 28,1 3,23 4,49 52 3,24 3395,6 Всего по элементу 1982 40 129,5 204,94 40 30,91 34,6 10,7 2,38 2,66 13 4,19 6630,2 1982 104 150,3 229,26 104 59,68 117,8 49,3 2,30 4,53 26 2,52 3841,5 1982 30 50,1 26,7 30 1072,5 1064,41 31,6 1,33 1,94 296,8 2,72 2700,6 Итого 0 0 394,1 576,4 Продолжительность третьего цикла – 50 сут. В результате закачки 23,1 тыс. м3 воздуха добыто 27,3 т нефти с дебитом 0,5 т/сут при средней обводненности продукции 31,7 %. Накопленная закачка за 1981 г.: парогаза – 198 т, воздуха – 33,6 тыс. м3. Всего добыто 120 т нефти (вязкость 775 мПас, плотность 948 кг/м3) при обводненности продукции 30,6 %. Среднесуточный дебит нефти равен 0,65 т/сут. В 1982 г. закачка не осуществлялась. Добыча по скв. 102 составила 15,5 т нефти при обводненности продукции 11 %. Парогазонефтяное отношение составило 1,46 т, удельный расход воздуха на тонну нефти – 247,6 м3. В 1982 г. на пятиточечном элементе № 23 с расстоянием между скважинами 50 м проводились работы по циклической закачке парогазовоздушной смеси с целью увеличения приемистости скважин и создания гидродинамической связи между ними. Закачка составила 545 т парогаза и 570 тыс. м3 воздуха. В результате было добыто 168 т нефти при среднем дебите одной скважины 3,2 т/сут по нефти и обводненности продукции 28 %. Удельные затраты на одну тонну жидкости составили 3,2 т парогаза и 3,3 тыс. м3 воздуха. Вязкость добытой нефти достигала величины 2464 мПас, плотность – 985 кг/ м3. 39 Попытка расширения парогазового воздействия путем на новые пятиточечные элементы с центральными нагнетательными скв. 40 и 104 не увенчалась успехом – приток продукции практически отсутствовал, добыто незначительное количество нефти вязкостью от 4,6 Пас до пастообразной. Парогазоциклическую обработку скв. 30 не удалось из-за низкой приемистости. Нестабильный режим горения топлива приводил к появлению сажи и снижению приемистости скважин, агрессивность парогаза – к выходу из строя трубопровода из-за коррозии, в результате работы по испытанию парогазогенераторной установки были остановлены. В 1987 г. проводились испытания парогазогенератора ППГГ-4/6 и ППГГ10/6 производительностью 4 т/ч путем закачки в скв. 23 парогаза температурой плюс 200-235 ºС при давлении 2,9-4,3 МПа на устье. Из-за негерметичности межколонного пространства, прорыва парогаза и несовершенства конструкции установки работы были остановлены. Новая установка УНПГ-2/6 производительностью 1,6-2,4 т/ч парогаза с температурой 180-215 ºС при давлении 2,3-3,1 МПа испытывалась в 1989-1995 гг. Результаты приведены в таблице 2.2. Основными осложняющими факторами реализации опытных работ явились: - неполное сгорание дистиллята приводило к образованию сажевых частиц, которые снижали приемистость вплоть до полного его отсутствия. В результате участилось проведение капитального ремонта скважин; - увеличение продолжительности закачки в нагнетательную скважину приводило к прорыву парогаза в добывающие скважины либо уходу в подстилающий водоносный пласт и т.д. Накопленный объем закачки составил 36,6 тыс. т парогаза. Из них около 80 % парогаза было закачано в 6 скважин – 23, 24, 40, 41, 111 и 112. Добыча по участку составила 8,6 тыс. т жидкости и 3,8 тыс. т нефти. Около 77 % отбора нефти обеспечили 6 скважин – скв. 21, 22, 25, 26, 28а, 109. На начальном этапе работ дебиты скважин по нефти достигали 1,9-2,8 т/сут, за весь период работ составил в среднем 0,5 т/сут. В скв. 23 и 30 отмечено кратковременное увеличение 40 дебита нефти до 5-6 т/сут. Таблица 2.2 - Технологические показатели парогазового воздействия на Северном куполе за период с 1989 по 1995 гг. Номер скв. Закачано Номера доГод под закачкой парогаза, т бывающих парогаза, т скважин 1 2 3 4 1989 23 1103 21 28 59 22 30 39 25 40 9 26 41 111 114 Всего 1210 1990 23 3848 21 28 592 22 30 593 23 40 85 24 25 26 27 30 43 109 111 114 115 Всего 5118 1991 23 1266 21 28 828 24 40 1483 26 43 1574 27 111 1997 28 115 858 40 41 43 109 114 115 178 28А 30Б Всего 8006 1992 24 905 21 40 864 25 111 239 26 112 2687 27 115 156 28 43 109 112 114 178 28А 30Б Всего 4851 1993 23 1401 21 24 1129 22 40 1649 25 109 372 26 Добыча, т Отработ. Среднесуточный Обвод- Удельный расход дебит 1 скв., т/сут ненность, на 1 т нефти нефти жидкости время, сут нефти жидкости % парогаза, т 5 6 7 8 9 10 11 101 215 41 2,5 5,2 53,0 84 143 34 2,5 4,2 41,3 79 123 28 2,8 4,4 35,8 86 99 37 2,3 2,7 13,1 91 136 36 2,5 3,8 33,1 29 34 10 2,9 3,4 14,7 70 153 36 1,9 4,3 54,2 540 903 222 2,4 4,1 40,2 2,2 98 142 121 0,8 1,2 31,0 10 21 15 0,7 1,4 52,4 60 61 10 6,0 6,1 1,6 21 87 85 0,2 1,0 75,9 27 77 122 0,2 0,6 64,9 115 203 180 0,6 1,1 43,3 17 27 70 0,2 0,4 37,0 40 47 8 5,0 5,9 14,9 13 23 82 0,2 0,3 43,5 51 140 241 0,2 0,6 63,6 15 38 103 0,1 0,4 60,5 63 156 188 0,3 0,8 59,6 2 4 5 0,4 0,8 50,0 532 1026 1230 0,4 0,8 48,1 9,6 286 534 240 1,2 2,2 46,4 22 43 23 1,0 1,9 48,8 176 333 211 0,8 1,6 47,1 2 3 8 0,3 0,4 33,3 1 3 14 0,1 0,2 66,7 7 22 31 0,2 0,7 68,2 2 4 27 0,1 0,1 50,0 4 25 28 0,1 0,9 84,0 209 499 217 1,0 2,3 58,1 47 91 76 0,6 1,2 48,4 59 68 59 1,0 1,2 13,2 4 43 38 0,1 1,1 90,7 81 146 93 0,9 1,6 44,5 147 174 135 1,1 1,3 15,5 1047 1988 1200 0,9 1,7 47,3 7,6 84 231 124 0,7 1,9 63,6 92 165 180 0,5 0,9 44,2 58 93 50 1,2 1,9 37,6 2 4 18 0,1 0,2 50,0 9 28 11 0,8 2,5 67,9 12 19 28 0,4 0,7 36,8 86 146 161 0,5 0,9 41,1 1 2 3 0,3 0,7 50,0 33 150 147 0,2 1,0 78,0 26 51 67 0,4 0,8 49,0 171 345 112 1,5 3,1 50,4 16 154 62 0,3 2,5 89,6 590 1388 963 0,6 1,4 57,5 8,2 183 372 324 0,6 1,1 50,8 53 384 232 0,2 1,7 86,2 104 155 259 0,4 0,6 32,9 109 296 322 0,3 0,9 63,2 41 Продолжение таблицы 2.2 1 Всего 1994 Всего 1995 Всего Итого 2 112 3 3311 23 24 40 41 107 28а 28б 7865 1302 658 1604 2321 497 750 98 5 40 107 7230 719 1114 488 5 23 24 28 28а 28б 30 40 41 43 107 109 111 112 115 2321 719 8920 2692 1479 750 98 632 6808 2321 1574 985 372 2236 5998 1014 36601 4 27 28 41 43 109 114 178 28А 28Б 5 6 21 22 25 26 27 109 114 178 179 28А 28Б 6 21 25 27 114 178 28А 5 6 21 22 23 24 25 26 27 28 28А 28Б 30 30Б 40 41 43 109 111 112 114 115 178 179 5 136 18 19 13 15 47 11 50 10 773 9 8 60 34 59 63 42 114 43 6 77 75 2 592 70 41 33 2 19 8 20 193 9 78 853 181 60 43 394 607 201 28 397 12 40 163 7 112 42 475 44 1 322 61 55 77 4267 6 224 43 37 54 131 94 35 127 30 1988 26 17 219 70 261 113 150 288 117 39 190 243 6 1739 506 76 112 23 57 52 137 963 26 523 1789 618 61 130 893 1137 431 74 998 36 47 328 22 177 121 1204 72 2 818 72 220 190 9995 7 292 90 205 222 121 270 124 329 41 2838 156 20 200 100 220 124 151 271 186 55 92 133 4 1712 98 33 147 21 118 24 47 488 156 118 1083 381 10 108 956 924 560 115 714 45 8 197 31 268 360 1011 113 3 1021 64 308 92 8653 8 0,5 0,2 0,1 0,1 0,1 0,2 0,1 0,2 0,2 0,3 0,1 0,4 0,3 0,3 0,3 0,5 0,3 0,4 0,2 0,1 0,8 0,6 0,5 0,3 0,7 1,2 0,2 0,1 0,2 0,3 0,4 0,4 0,1 0,7 0,8 0,5 6,0 0,4 0,4 0,7 0,4 0,2 0,6 0,3 5,0 0,8 0,2 0,4 0,1 0,5 0,4 0,3 0,3 1,0 0,2 0,8 0,5 9 0,8 0,5 0,2 0,2 1,1 0,3 0,3 0,4 0,7 0,7 0,2 0,9 1,1 0,7 1,2 0,9 1,0 1,1 0,6 0,7 2,1 1,8 1,5 1,0 5,2 2,3 0,8 1,1 0,5 2,2 2,9 2,0 0,2 4,4 1,7 1,6 6,1 1,2 0,9 1,2 0,8 0,6 1,4 0,8 5,9 1,7 0,7 0,7 0,3 1,2 0,6 0,7 0,8 1,1 0,7 2,1 1,2 10 39,3 58,1 48,6 75,9 88,5 50,0 68,6 60,6 66,7 61,1 65,4 52,9 72,6 51,4 77,4 44,2 72,0 60,4 63,2 84,6 59,5 69,1 66,7 66,0 86,2 46,1 70,5 91,3 66,7 84,6 85,4 80,0 65,4 85,1 52,3 70,7 1,6 66,9 55,9 46,6 53,4 62,2 60,2 66,7 14,9 50,3 68,2 36,7 65,3 60,5 38,9 50,0 60,6 15,3 75,0 59,5 57,3 11 10,2 12,2 12,0 8,6 42 Парогазонефтяное отношение изменялось от 2,2 до 12,0 т и в среднем за все циклы составил 8,6 т. Увеличение удельного расхода отмечалось в последних циклах воздействия из-за непроизводительной закачки парогаза и выработанности опытного участка. Результаты опытных работ показали возможность добычи тяжелой нефти парогазотепловым способом, однако сложность регулирования процесса, отсутствие надежного оборудования не позволяют однозначно утверждать о перспективности применения метода [7, 11, 15]. 2.1.4 Эффективность технологии комплексного воздействия В силу геологической неоднородности разреза продуктивного пласта реализация паротеплового воздействия через вертикальные скважины сопровождается уходом пара по высокопроницаемым каналам, образованием языков миграции, что снижает охват пласта воздействием и не позволяет достичь высоких коэффициентов нефтеизвлечения. В 1994 г. на Северном участке были проведены работы по закачке моющего средства «Лотос» в качестве поверхностно-активного вещества (рисунок 2.3). Закачка велась в нагнетательную скважину скв. 3а, а отбор продукции производился из скв. 3 и 3б, расположенных в 4 и 7 м от нее. Закачка «Лотос» и пара осуществлялась поочередно в объеме исходя из условия обеспечения расчетной концентрации. Вначале была проведена пароциклическая обработка скв. 3а путем закачки 30 т пара для повышения температуры призабойной зоны. Скв. 3б и 3 отреагировали через сутки увеличением дебита нефти с 0,5 до 0,6 и с 0,7 до 1,2 т/сут соответственно. Через неделю была закачана оторочка водного раствора «Лотос» объемом 3 м3 с температурой около плюс 70 ºС (концентрация 4,5 % массовых), что составило 0,05 порового объема призабойной зоны радиусом, равным прогретой толщине нефтенасыщенного пласта. Затем последовала закачка 17 т пара. В связи с отсутствием увеличения дебитов нефти скв. 3 и 3б, в скв. 3а закачали еще 30 т 43 пара. В результате через сутки из соседних скважин получен рост дебита нефти соответственно до 1,4 и 3,2 т/сут. Обводненность продукции равна 80 и 60 %. Всего с начала закачки моющего средства добыча составила: по скв. 3 – 29 т нефти и 62 т жидкости при среднем дебите нефти 0,88 т/сут; скв. 3б ̶ 33 т нефти и 59 т жидкости при среднем дебите нефти 0,97 т/сут. Дополнительно добыто 22,5 т нефти при удельном расходе «Лотос» 6,3 кг на одну тонну нефти. Результаты работ показали положительный эффект от добавки моющего средства к пару на разработку опытного участка. Как было отмечено в предыдущей главе, эффективность парогазового воздействия на пятиточечном элементе 23 снижалась из-за падения приемистости пласта. Для увеличения охвата пласта тепловым воздействием в нагнетательную скв. 23 было закачано 32 м3 раствора (или 0,05 объема пор) гидрокарбоната натрия с последующей продавкой 6 м3 горячей воды. В результате наблюдалось кратковременное снижение давления нагнетания с 3,5 до 1,2 МПа, через 5 дней приемистость снизилась до прежнего уровня. На закачку кратковременно отреагировали скв. 21 и 22 увеличением дебита и температуры, по другим скважинам существенного изменения показателей не получено. Всего по участку дополнительно добыто 6 т нефти при удельном расходе гидрокарбоната натрия 0,04 т/т. Результаты работ позволили установить возможность использования раствора гидрокарбоната натрия для увеличения приемистости пласта при циклическом воздействии на пласт парогазом [7, 11, 15]. 2.1.5 Эффективность применения внутрипластового горения С 1978 г. ВГ осуществлялось на Южном участке, с 1993 г. – на ЮгоЗападном. Всего за счет реализации ВГ на залежи тяжелой нефти добыто 205 тыс. т нефти. Максимальная добыча около 20,8 тыс. т нефти была достигнута в 1992 г. при темпе отбора от НИЗ 4,9 % и обводненности продукции 47,9 %. В эксплуата- 44 ции перебывали 83 скважины со средним дебитом нефти 1,8 т/сут. Нагнетательный фонд составлял 38 скважин, в которые было закачано 77,7 млн. м3 воздуха. Расход воздуха на одну тонну нефти равен 3,7 тыс. м3. За всю историю разработки ВГ закачка воздуха производилась в 142 скважины, отбор производился 153 добывающими скважинами. Преимущественно скважины имели изначально низкие дебиты. На 3 скважинах Южного участка отмечен кратковременный рост дебита нефти до 20 т/сут (№№ 10, 11, 346). По нескольким скважинам дебиты нефти на уровне 5-10 т/сут держались непродолжительное время. Около года по скв. 346 работала с высокими значениями дебита от 10 до 19 т/сут, причем данной скважиной отобрано 9,8 % от суммарной накопленной добычи нефти по залежи. Закачка воздуха с начала разработки превысила 1,0 млрд. м3 при среднем темпе 13,6 тыс. м3/сут. Накопленный воздухонефтяной фактор по Южному участку составил 5,0 тыс. м3, по Юго-Западному 5,6 тыс. м3. Методом ВГ охвачен 21 элемент разработки, причем 17 из них расположены на Южном участке. Анализируя работу элементов, следует отметить, что выработка пласта была неравномерной. В элементах в основном работали по 23 скважины, остальные в разработке не участвовали. В настоящее время активизация работы элементов не наблюдается, хотя там, где ведётся постоянная закачка воздуха, единичные скважины работают стабильно. При снижении температуры и удаления от зоны горения дебит этих скважин падал значительно, вплоть до полного обводнения добываемой продукции. До расширения ВГ на всю залежь на Южном участке ВГ было организовано проведение опытно-промышленных работ на двух участках, разбуренных по пятиточечной сетке (рисунок 2.4). Одной из задач промыслового эксперимента являлась оценка влияния плотности сетки скважин и коэффициента использования кислорода на технологическую и экономическую эффективность процесса [15, 21, 22]. 45 Рисунок 2.4 ̶ Карта эффективных нефтенасыщенных толщин с расположением опытных участков Южного купола на 01.01.2011 г. Опытная эксплуатация скважин Мордово-Кармальского месторождения показала, что по мере углубления забоя содержание воды в продукции увеличивается от 40-80 % до полного обводнения. Результаты исследований, выполненных на залежи сверхвязкой нефти (СВН) Мордово-Кармальского месторождения, сводятся к следующему: - обводнение большинства скважин происходит водами, принадлежащими собственно залежи СВН. Высокое обводнение продукции нефтяных скважин указывает при этом на наличие прослоев со свободной водой в пределах ствола скважины; - границы зон свободного водонасыщения по толщине не имеют единой высотной отметки по залежи; - при общей для залежи закономерности повышения содержания воды в поровом пространстве от кровли к подошве в кровельной части зоны интенсивного насыщения тяжелой нефтью отмечаются прослои со свободной водой; - в нефтенасыщенных песчаниках с пористостью 28 % и проницаемостью 0,5 мкм2 вода становится подвижной при содержании ее в порах уже около 20 %. 46 При содержании воды свыше 30 % от объема пор песчаники отдают только воду. В связи с этим на опытном участке добывающими и нагнетательными скважинами пласт был вскрыт на 5-6 м, а контрольные скважины – полностью [15]. На первом участке с центральной нагнетательной скв. 12 (сетка 50х50 м) процесс ВГ был начат 01.11.1978 г. Закачка воздуха и отбор жидкости производились в верхней части пласта (68-74 м). Инициирование горения осуществлялось с помощью термогазового генератора. В пласт в течение 85 мин было введено 1,77 Гкал тепла. Существование очага горения в пласте было зафиксировано по наличию продукции: в газах ̶ более 7 % СО2, в жидком углеводороде ̶ более 50 % легких бензиновых фракций плотностью 763 кг/м3 и температурой начала кипения 40 С. Характерная особенность процесса на данном этапе работ – скоротечность прорыва горячих флюидов в добывающие скв. 8, 9, 10, 11, что объясняется созданием трещин или расслоением пласта при воздушной сбойке (сообщаемость между скважинами элемента была установлена закачкой воздуха под давлением 5,2 МПа на устье). В этих условиях для увеличения охвата пласта процессом ВГ осуществлялись циклическая закачка воздуха в пласт и отбор из него жидкости. К середине 1979 г. рост температур завершился со стабилизацией на 110140 С и удерживался на этом уровне практически до подхода фронта горения. Из этого следует, что вытеснение основной массы нефти перед фронтом горения происходило при температурах до 140 С. Фронт горения с температурой 610753 С подошел к скв. 462 и 463 в сентябре 1979 г. Расчеты показали, что скорость движения фронта горения составила 0,0567 м/сут. Закачка воздуха в скв. 12 и создание очага горения в пласте повысили пластовое давление вне опытного участка, что подтвердилось повышением уровня жидкости в скв. 154, 161, 163. Поэтому было решено расширить площадь опытного участка пуском в эксплуатацию данных скважин и бурением дополнительно скв. 169, 170, 171. Пробуренные в 1981 г. 4 оценочные скв. 8б, 10а, 462а, 463а со сплошным отбором керна позволили установить, что выработка нефти произошла по кро- 47 вельной части пласта, где нефтенасыщенность снизилась от 12,9 до 4,3 % к массе породы (рисунок 2.5). Часть нефти сгорает в пласте. Одновременно было установлено увеличение нефтесодержания в средней части пласта относительно первоначальной, т.е. нагретая нефть под действием силы тяжести вытеснялась по направлению сверху вниз. 1 –начальное распределение; 2 – после ВГ Рисунок 2.5 ̶ Распределение весовой нефтенасыщенности в оценочной скв. 463а по глубине пласта Перфорация интервалов 79-88 м в оценочных скважинах, остановка скв. 8, 9, 10, 11 и перенос закачки воздуха в скв. 13 (перфорация 82-87 м) не позволили получить удовлетворительного притока жидкости и газа, что связано, повидимому, с преимущественным продвижением фронта горения в прикровельной части и повышением (из-за потерь тепла) вязкости перетекшей в подошву пласта нефти. После доуглубления скв. 8, 9, 10, 11 были возвращены в эксплуатацию. К середине 1986 г. накопленная закачка составила 35,7 млн м3 воздуха. Всего было отобрано 13 тыс. т нефти. 48 В 1980 и 1986 гг. планировался переход на влажное горение. Водовоздушный фактор должен был составить от 0,001 до 0,0015 доли ед. Однако попытка перехода на влажное ВГ не увенчалась успехом, так как после закачки небольшого объема воды приемистость резко падала, давление нагнетания возрастало до 4,0-5,0 МПа, после чего процесс останавливался. В связи с этим разработка велась методом сухого ВГ. В дальнейшем по мере расширения зоны горения элемент был расширен до семиточечного с сеткой 100х100 м. Закачка в элементе была прекращена с 1997 г. С начала разработки из элемента было отобрано более 23,4 тыс. т нефти при водонефтяном факторе, равном 1,7. Всего в эксплуатации перебывало 15 скважин, причем на скв. 9, 10, 10а, 11 и 170, находящихся в 30-50 м от основной нагнетательной скважины, приходится 73,0 % от добычи нефти по элементу, на скв. 383д, 384, находящихся в 100 м, – 10,4 %. Закачка воздуха производилась в 8 скважин и составила 118773,7 тыс. м3. Около половины объема закачанного воздуха (43,8 %) приходится на скв. 13, 23,3 % ̶ на скв. № 9, 14,3 % ̶ на скв. 12. Достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,357 при удельном расходе воздуха 5,0 тыс. м3/т. Термогидродинамические исследования свидетельствуют, что в центре элемента на 01.01.2010 г. сохраняется зона высокой температуры (рисунок 2.6). В контрольной скв. 10 температура пласта составляет 64,8 ºС, в угловой скв. 383д ̶ 35,3 ºС, скв. 384 ̶ 14,3 ºС, скв. 405 - 32,8 ºС. Пробы газов горения были взяты из скв. 11. Состав отобранного газа (О2 – 6,04 %, СО2 – 9,83 %) указывает на то, что в элемент идет приток воздуха с соседних элементов и продолжается окисление, по всей видимости, низкотемпературное. Второй элемент был разбурен по сетке 100х100 м и находится северозападнее участка скв. 12. Температурные исследования в контрольных скважинах первого участка показали, что прогретая толщина пласта со временем становится больше вскрытой толщины. С учетом этого продуктивный пласт в отличие от первого участка был вскрыт и в средней части. Очаг горения был создан в сентябре 1979 г. в скв. 464 (рисунок 2.4). 177А 143 176 164 162 192 191 189 196М 195М 49 194 124М 181 180 175 183 199 198 197 182 201 200 214 208 205М 210 209 212М 211 74 213 215 216 217 232 221М 222 229 224 230 19 190 5П 3П КН ОЛ 134 10 240 20 239 66 248 247 241 40 257 259 258 264 260 ПЗ КН 262 275 188 276 277 51 66 73 14 393 КН 294 292 16 295 394 19 314 299 298 334 37 315 316 24 28 335 339 339Д 338 337 302 26 389 303Д 355 357 358 360 359 376 125 340 341 19 27 371 342Д 342 151 379 77 77 362Б 14 КН 45 КН 402 423 КН 443 424А 86 19 403 130 308 326А 15 83 118 51 323Д 326 325 40 324 323 КН 159 71 167 146 145 20 КН ПЗ 415 41324А 24 ПЗ 13 20148А КН 40 20 148 150 149 346А 343 346 344 345 44 160 ПЗ 307 307А 306 74 433 139 153А 154 71 63 24 152 153 КН 465А 468 465 ПЗ 155 464А КН 56 464 466А 467 466 КН 26 381 60 414 413 61 53 38 14 23 422 147 168 381А 211 380 401 400 44 362 65 213 401А 399 370 53 434 305 304А ОЛ КН 398 15 43 108 160 320 320Д 321 322 144 392 391 361 378 377 285А 304КН 303 288 10 287 КН 435 127 362А 354 286 285 369 368 23 319 318 317 282А 372 18 336 333 20 284 283 301 300 175 412 395 51 313 282 КН 281 27 297 296 267 14 156 20 279 278 266 265 КН 118 161 418 32 383Д 383 382 13 417 416416А 404 КН 36 9 169 16 425 17 37 404А 62 15 347 364 363 КН 14 163 385 26 384 386 30 13 ПЗ КН 66 170 48 407А 407 42 408 409 КН КН 22 427 42 20 446 171 406 24 426 ПЗ 308А 327 24 КН 23 10 10А 14 463 11 462А 67 463А 12 462 КН 13 9А 170А 82 81 8 78 8Б 37 427А 444 158 КН 405 20 424 ОЛ 29 150 29 473 157А 157 327А 428 ПЗ 429 430 19 447 ПЗ Рисунок 2.6 ̶ Карта изотерм залежи тяжелой нефти Мордово-Кармальского месторождения на 01.01.2010 г. На первой стадии процесса продолжительностью 1,5 года продукция добывающих скважин представляла воду. В этот период происходило накопление пластовой энергии. В связи с отсутствием притока нефти для отбора продукции были обустроены контрольные скважины, площадь элемента уменьшилась до размеров 50х50 м. При забойных температурах 15-40 С в продукции скважин появилась тяжелая нефть. Через 20 мес после начала эксперимента температура на забое скважин поднялась до 100 С (в скв. 8, 11 первого элемента поднялась в первые 2-3 сут). С этого момента отмечен рост добычи нефти с элемента. В 1982 г. резко увеличилась температура на забое скв. 466, 467, 468. Дальнейший период (до 1984 г.) характеризуется успешным развитием процесса горения на элементе (СО2 – 13%) и увеличением добычи нефти в 3,4 раза. По мере накопления тепловой и упругой энергии доля нефти в продукции скважин возросла и к середине 1986 г. было добыто 5,8 тыс. м3 нефти при закачке в пласт 33,4 млн м3 воздуха. Проведенные температурные исследования в контрольных скважинах показали, что на этом элементе максимальные значения температуры соответствовали сере- 50 дине пласта с нефтенасыщенностью более 5 %. К подошве пласта температура резко снижается, что связано с малым нефтесодержанием пласта и отсутствием горения в этой части. Закачка воздуха на участке была остановлена с 1995 г. Накопленная добыча нефти по участку составила 21 тыс. т, жидкости – 67 тыс. т. Добыча велась в 17 скважинах, при этом основная доля приходится на скв. 153 (33,0 %), находящуюся в 85 м от нагнетательной и скв. 161 (20,4 %) – в 65 м. В 11 скважин закачано воздуха 69667,3 тыс. м3. Наибольший объем закачанного воздуха приходится на скв. 418 (17,2 %) и скв. 464 (70,5 %). Коэффициент нефтеизвлечения составил 0,260 доли ед. при удельном расходе воздуха 3,3 тыс. м3/т. Меньшая величина удельного расхода по сравнению с первым элементом объясняется тем, что скважины участка испытывали влияние от закачки воздуха в соседний элемент (скв. 345), введенного в разработку в 1986 г. Результаты исследований по скважинам на 01.01.2010 г.: скв. 153 ̶ пластовая температура 20,1 ºС, в скв. 383д ̶ на уровне 35,3 ºС. По пробам газов горения, отобранных из скв. 153 и 383д, содержание кислорода изменяется в диапазоне от 3,96 до 3,49 %, углекислого газа ̶ от 10,69 до 12,45 %, что характерно для ВГ. В дальнейшем процессом ВГ был охвачен весь Южный участок и с 1993 г. частично – Юго-Западный [11, 15]. На Южном участке проведен ОПР по термоволновому воздействию с использованием струйных генераторов импульсов (частота от 1000 до 2800 Гц). Излучатели устанавливались на нагнетательных скв. 276, 297, 303д, 320д, 345, 403, 404а, 434 и др. В соответствии с технологией в продуктивном пласте возбуждается неоднородное волновое поле, увеличивающее градиент напряженности (деформации) пласта, что, в свою очередь, способствует разрушению фазовых границ раздела между породой пласта и жидкостью. Анализ результатов показал, что влияние испытывали в основном скважины, расположенные в 60-70 от нагнетательной, причем большую часть добычи нефти обеспечивали скважины находящиеся в зоне высоких температур. Вероятно термоволновое воздействие эффективно в зонах с интенсивно протекающим реакциями ВГ, в которых интенсифицируется процесс горения, в результате уве- 51 личивается зона распространения высокотемпературного фронта и приток нефти. В качестве усовершенствованного варианта реализации технологии ВГ применялся циклический режим эксплуатации, прдусматривающая изменение во времени темпов закачки воздуха и отбора жидкости. Нестационарный циклический режим эксплуатации позволяет создать знакопеременные градиенты давлений между зонами различной проницаемости и флюидонасыщенности, тем самым интенсифицируя капиллярную пропитку и увеличивая зону тепло- и массопереноса. Изменение направления потоков воздуха, газов горения и флюида между скважинами позволил повысить охват пласта ВГ [7, 11, 15]. 2.2 Результаты опытно-промышленных работ по тепловым методам разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения Залежь тяжелой нефти Ашальчинского месторождения в плане частично совпадает с Ашальчинским нефтяным месторождением, находящимся в разработке (залежи нефти сосредоточены в каменноугольных и девонских отложениях). Опытно-промышленные работы на залежи были начаты в 1987 г. Проводились следующие промысловые эксперименты (рисунок 2.7) [7, 23-26]: Рисунок 2.7 ̶ Карта эффективных нефтенасыщенных толщин с расположением опытных участков на 01.01.2011 г. - паротепловое воздействие на скв. 195, 196, 203, 204а, 204, 205, 204в, 212, относящихся к обращенному семиточечному элементу (сетка 50х50 м); 52 - парогазовое воздействие на скв. 509, 510, 511, 555, 556, относящихся к обращенному девятиточечному элементу (сетка 100х100 м). 2.2.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия В 1989 г. на семиточечном элементе с использованием передвижных парогенераторных установок ППУ-2М производилась циклическая закачка пара в сочетании с закачкой в затрубное пространство воздуха от компрессора СД-9. Площадная закачка пара в продуктивный пласт не производилась ввиду отсутствия стационарных пароненераторных установок. Всего добыча нефти на опытном участке составила 2,3 тыс. т, жидкости – 7,6 тыс. т. Закачано 1,7 тыс. т пара и 134,5 тыс. м3 воздуха. Средний дебит по участку за весь период работ по нефти составил 0,8 т/сут, по жидкости – 2,7 т/сут. В первые циклы по основному фонду скважин отмечались высокие дебиты нефти в пределах 1-3 т/сут. В целом по участку средний дебит нефти возрос от 0,1 до 2,2 т/сут. Максимальный дебит нефти 6,8 т/сут получен кратковременно по скв. 204. С расширением радиуса зоны воздействия средний дебит нефти снизился до 0,6 т/сут при максимальных значениях по отдельным скважинам 1,6 т/сут. Максимальный объем закачки пара за один цикл достигал 96 т пара при продолжительности около 1,5 сут и среднем темпе 63 т/сут. Скважины находились в режиме отбора от 2 до 29 сут. Средняя обводненность продукции составила 70 % при паронефтяном отношении 0,75 т/т. В связи со снижением объемов закачки пара в 1993 г. и соответственно падением добычи нефти по участку скважины были законсервированы В 2001 году залежь тяжелой нефти Ашальчинского месторождения была введена в эксплуатацию. С целью паротеплового воздействия на пласт была произвена закачка пара в скв. 204б в количестве 0,8 тыс. т и в скв. 220а – 0,4 тыс. т. Большая часть (46 %) добычи нефти обеспечена скв. 204а (0,2 тыс. т) и скв. 212 (0,1 тыс. т). Всего в добыче перебывали 8 скважин с продолжительностью эксплуатации от 1 до 3 мес. Средний дебит одной скважины составил 0,8 т/сут 53 при паронефтяном отношении 1,3 т/т, максимальный дебит – 1,6 т/сут нефти. Всего по участку было добыто 0,6 тыс. т нефти и 1,7 тыс. т жидкости при обводненности 61,8 %. В 2002 г. работы были продолжены – закачка произведена в 2 скважины в объеме 0,2 тыс. т пара. Снижение объема закачки привело к падению добычи по участку и увеличению обводненности продукции. Дебит нефти снизился до 0,3 т/сут, в результате годовая добыча составила 0,08 тыс. т нефти. Паронефтяное отношение возросло до 3 т/т. Результаты опытных работ по пароциклическому воздействию показали, что эффективность технологии зависит от объема закачиваемого пара. С его ростом повышается добыча нефти и снижается удельный расход пара на тонну нефти. Добыча осложнялась частыми ремонтами скважин из-за образования песчаных пробок на забое, требовалось проработка вопроса использования фильтров против выноса песка [7, 11, 15]. 2.2.2 Эффективность технологии парогазового воздействия На элементе 533 (рисунок 2.7) в 1991 г. было начато испытание парогазового метода воздействия. Использовался парогазогенератор УНПГГ-2/6. Вырабатываемый парогаз, содержащий в газовой фазе преимущественно N2 (77 % по массе) и CO2 (21 % по массе), закачивался в скв. 509, 510 и 533. Вначале было осуществлено три цикла закачки в скв. 533. Всего объем закачки составил 0,15 тыс. т при темпе 29 т/сут. Через 3 часа была получена связь со скв. 203, по которой началось газопроявление и перелив жидкости. Через неделю отреагировали скв. 212 и 195. Таким образом, создалась связь со скважинами соседнего элемента, где ранее производилась циклическая закачка пара. После перевода в добычу скв. 203 и 533 в течение месяца было отобрано 0,16 тыс. т нефти при обводненности продукции 31 % при удельном расходе парогаза 0,9 т/т. Средний дебит одной скважины составил 3,7 т/сут. 54 В связи с получением связи с соседними скважинами, скв. 509, 533 и 566 были переведены на закачку для создания направленного фронта вытеснения к семиточечному элементу. За три цикла в скв. 510 было закачано 0,15 тыс. т, за один цикл в скв. 533 – 0,04 тыс. т, в скв. 509 – 0,1 тыс. т. По замерам давления на устье было установлено наличие связи между скв. 510 и 533, что позволило реализовать площадное вытеснение между ними. Всего за 1991 г. добыто 0,7 тыс. т нефти и 2,1 тыс. т жидкости. Средний дебит нефти по участку составил 1,6 т/сут. За год закачано 0,8 тыс. т парогаза, в результате удельный расход парогаза составил 1,2 т/т. Отсутствие финансовой поддержки из централизованного отраслевого источника не позволило осуществить строительство компрессора ОВГ для компримирования воздуха, расширить опытный участок на залежи Ашальчинского месторождения и к концу 1992 г. работы были прекращены. Отбор нефти осуществлялся за счет остаточного тепла. В целом за весь период разработки опытного участка добыто 0,8 тыс. т нефти и 2,6 тыс. т жидкости, закачано 0,8 тыс. т парогаза. Удельный расход парогаза составил 1,0 т/т. Средний дебит нефти составит 1,0 т/сут при обводненности продукции 69 %. Результаты работ показали возможность добычи тяжелой нефти путем закачки парогаза, однако низкая надежность и нестабильность работы парогазогенератора приводили к снижению приемистости скважин, а агрессивность рабочего агента – к интенсивной коррозии оборудования [7, 11, 15]. 2.3 Первый опыт применения горизонтальных скважин на мелкозалегающей залежи тяжелой нефти Первый опыт применения горизонтальных скважин в условиях мелкозалегающей залежи в РТ был получен на Мордово-Кармальском месторождении. Для пилотных испытаний был выбран участок в пределах семиточечного элемента, расположенного в северо-восточной прикупольной части залежи. В 55 1999 г. первой была пробурена нижняя горизонтальная скв. 131г, являющаяся добывающей. Над горизонтальным стволом в 2-4 м от этой скважины был проведен горизонтальный ствол нагнетательной скв. 131в. При этом скв. 131в оказалась смещена влево на 6-8 м [11, 24, 27-30]. На рисунке 2.8 представлены проекции горизонтальных скважин. Рисунок 2.8 ̶ Проекции горизонтальных скважин 131а и 131в Длина горизонтального участка скважин в продуктивном пласте составляет около 100 м при общей длине 240 м. Средняя глубина залежи в пределах участка равна 82,6-85,2 м. Толщина основной нефтенасыщенной зоны в скв. 119 составляет 10 м (интервал 82,6-92,6 м), в скв. 131 по анализам керна ̶ 10,9 м (интервал 85,2-96,1 м). Выше основной зоны выделен прослой песчаников толщиной 0,2 м с пониженной нефтенасыщенностью, ниже которого находится переходная зона песчаников толщиной 6,1 м в скв. 119 и 3 м в скв. 131. Переходная зона подстилается водоносными песчаниками с нефтепроявлениями остаточного характера. Добыча нефти из горизонтальной добывающей скв. 131г велась с 2000 г. На естественном режиме из скв. 131в свабом было отобрано 1,2 м3 жидкости. Последующие ее исследования показали отсутствие притока жидкости. В связи с отсутствием приемистости в скв. 131в была выполнена циркуляция пара путем закачки по НКТ и отбором по межтрубному пространству в несколько циклов. После этого производилось 13 циклов закачки пара и воздуха в скв. 131в с температурой 56 пара на устье 170-190 °С при давлении закачки 1,3-1,5 МПа. По затрубному пространству закачивался воздух для снижения тепловой нагрузки на обсадную колонну, а также создания упругой энергии в пласте. Паронефтяное отношение менялось в широких пределах – от 1,3 до 22,7 т/т, что связано со стадией прогрева пласта в начальный период освоения (наибольшая величина) и выходом на стабильный режим работы скважин (минимальная). С 2008 г. паронефтяное отношение стало повышаться и в 2009 г. достигла величины 12,5 т/т. С 2010 года разработка опытного участка не ведется. Накопленны й отбор нефти составил 4,2 тыс. т, жидкости – 30,1 тыс. т. Закачка пара составила 20,6 тыс. т. Средний дебит нефти скважины участка 0,5, жидкости – 3,8 т/сут. Паронефтяное отношение в целом по участку за весь период составил 4,9 т/т. Всего из горизонтальной добывающей скв. 131г отобрано 1,7 тыс. т нефти при обводненности 80 %. В последний год разработки было добыто 0,08 тыс. т нефти при среднем дебите скважины 0,4 т нефти (таблица 2.3). Термогидродинамические исследования окружающих скважин позволили выявить влияние закачки пара на соседние вертикальные скважины. Первой была механизирована скв. 119, ввод которой позволил добыть 1,0 тыс. т нефти и 7,6 тыс. т жидкости. Средний дебит по нефти составил 0,9 т/сут при обводненности продукции 85 %. С дебитом нефти 0,5 т/сут была введена в эксплуатацию добывающая скв. 131м. С начала эксплуатации отобрано 0,9 тыс. т нефти и 6,5 тыс. т жидкости. Добыча нефти за 2009 г. составила 0,05 тыс. т, жидкости ̶ 1,3 тыс. т. Средний дебит по нефти составил 0,2 т/сут при обводненности продукции 96 %. Всего по опытному участку накопленный отбор нефти составил 4,2 тыс. т, жидкости – 30,1 тыс. т. Для обеспечения добычи было закачано 20,6 тыс. т пара и 967,0 тыс. м3 воздуха. 57 Таблица 2.3 ̶ Показатели разработки горизонтальными скважинами опытного участка Мордово-Кармальского месторождения Номера Закачано Закачано Номера доГод скважин под пара, т воздуха, бывающих 1110 1110 3694 тыс. м3 290 290 482 Всего за год 131в 2002 3694 800 482 108 Всего за год 131в 131м 2003 800 881 60 108 87 Всего за год 131в 941 1302 87 закачкой 2000 131в Всего за год 131в 2001 1302 817 817 1294 1294 1086 131г 119 131м 120 2007 Всего за год 131в 1086 3584 131г 119 131м 120 2008 Всего за год 131в 3584 6022 131г 119 131м 120 2009 Всего за год 131в 2000131м 2009 Итого: 131г 119 131м 120 131г 119 131м 120 2006 Всего за год 131в 131г 119 131м 131г 119 131м 120 2005 Всего за год 131в 131г 119 131г 119 131м 120 2004 Всего за год 131в скважин 131г 6022 20590 60 967 20650 967 131г 119 131м 120 Добыча, т нефти 206 206 159 4 163 262 278 96 636 169 87 229 98 583 111 89 84 69 353 194 258 28 50 530 209 137 131 112 589 196 89 147 128 560 114 37 97 130 378 82 292 48 58 480 1702 993 860 645 4200 Отработ. Среднесуточный ОбводПаронефвремя, дебит 1 скв., т/сут. ненность, фтяное отжидкости сут нефти жидкости % ношение, т/т 238 297 0,7 0,8 13,4 238 297 0,7 0,8 13,4 5,4 219 174 0,9 1,3 27,4 20 47 0,1 0,4 80,0 239 221 0,7 1,1 31,8 22,7 791 300 0,9 2,6 66,9 883 281 1,0 3,1 68,5 123 191 0,5 0,6 22,0 1797 772 0,8 2,3 64,6 1,3 369 192 0,9 1,9 54,2 597 203 0,4 2,9 85,4 429 300 0,8 1,4 46,6 347 157 0,6 2,2 71,8 1742 852 0,7 2,0 64,5 1,6 450 209 0,5 4,3 88,4 295 89 1,6 2,4 31,5 270 188 0,4 0,8 53,0 355 217 0,4 1,0 59,8 1370 703 0,7 2,1 58,2 3,7 968 276,8 0,3 3,0 88,4 1013 295 0,7 3,5 80,6 180 112 0,1 2,0 93,3 216 146,6 0,2 2,2 92,3 2377 830,4 0,3 2,7 88,7 1,5 1686 304 0,7 5,6 87,6 906 250 0,6 3,6 84,9 1072 256 0,5 4,2 87,8 1076 207 0,5 5,2 89,6 4740 1017 0,6 4,7 87,5 2,2 1818 341 0,6 5,3 89,2 1185 340 0,3 3,5 92,5 1585 304 0,5 5,2 90,7 1445 270 0,5 5,3 91,1 6033 1256 0,4 4,8 90,7 1,9 889 302 0,4 2,9 87,2 1696 300 0,1 5,7 97,8 1488 264 0,4 5,6 93,5 1982 347 0,4 5,7 93,4 6055 1212 0,3 5,0 93,8 9,5 1136 191 0,4 5,9 92,8 1899 338 0,9 5,6 84,6 1328 280 0,2 4,8 96,4 2005 158 0,4 12,7 97,1 6368 967 0,5 6,6 92,5 12,5 8564 2587 0,7 3,3 80,1 7611 1862 0,5 4,1 87,0 6475 1895 0,5 3,4 86,7 7426 1503 0,4 4,9 91,3 30076 7847 0,5 3,8 86,0 4,9 58 Из-за малой глубины залегания пласта горизонтальные скважины отличаются высоким темпом набора кривизны. Криволинейные участки ствола обсажены колонной диаметром 6", в горизонтальную часть ствола спущен хвостовик диаметром 4". В верхний ствол периодически велась закачка пара с применением агрегатов ППУ. Для отбора продукции из нижнего ствола предусматривалось применение винтового насоса спущеного из-за низкого уровня жидкости в горизонтальный участок скважины. Расположение винтового насоса с верхним приводом в интервале интенсивного набора кривизны не позволило обеспечить его надежную работу. Использование различных видов штанговых насосов не позволило улучшить ситуацию, наблюдался отказ клапанов, происходил обрыв штанг. В июле 2003 г. была механизирована и введена в эксплуатацию добывающая скв. 120 с дебитом нефти 0,6 т/сут. С начала эксплуатации скважиной было добыто 0,6 тыс. т нефти при среднем дебите нефти 0,4 т/сут и обводненности продукции 93 %. Выполненный анализ опыта эксплуатации данного участка показал следующее: - результаты разработки опытного участка показали возможность добычи тяжелой нефти путем пароциклического воздействия с использованием горизонтальных скважин; - ввиду невозможности реализации непрерывного отбора жидкости из-за низкого динамического уровня и установки насоса ближе к горизонтальной части ствола вследствие интенсивного набора кривизны эксплуатация скважин производилась путем пароциклической обработки, что повлияло на эффективность ОПР; - размещение нагнетательной скважины у кровли продуктивного пласта, близость зоны нагнетания к зоне отбора, значительное смещение горизонтальных скважин друг от друга снизили гравитационную составляющую, являющуюся основополагающим механизмом парогравитационной технологии, обеспечивающим приток нефти, что предопределило низкую технологическую эффективность ОПР; - малый диаметр горизонтальной части ствола осложняет проведение меро- 59 приятий, в частности, по измерению температуры скважины для определения равномерности распространения нагнетаемого пара по стволу, т.е. прогрева пласта, регулированию интервала закачки для увеличения охвата пласта воздействием и др.; - основное требование технологии гравитационного дренирования – это строгое совпадение траекторий нагнетательной и добывающей скважин в плане (по вертикали) с целью использования эффекта гравитации наиболее полно. Так как горизонтальные скважины на залежи Мордово-Кармальского месторождения пробурены со значительным смещением относительно друг друга, говорить об отработке технологии гравитационного дренирования на данном горизонтальном участке нельзя [7, 12, 24, 27, 31]. Выводы по главе 2 Выводы по результатам проведения опытно-промышленных работ по термическим методам следующие. В настоящее время не существует стандартных технологических систем разработки мелкозалегающих небольших залежей тяжелой нефти внутрипластовыми термическими методами. Они находятся на стадии проведения экспериментов и промышленного опробования. На начальном этапе проведения ОПР делалась ставка на технологию ВГ. Опыт реализации в условиях Мордово-Кармальского месторождения процесса ВГ с применением вертикальных скважин позволил выделить ряд особенностей процесса, с которыми можно столкнуться при широкой промысловой реализации ВГ: - добыча методом ВГ из пластов с неравномерным содержанием в коллекторе нефти высокой плотности, полужидкой и твердой консистенции принципиально возможна; - гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами по некоторым направлениям затруднена либо полностью отсутствует; 60 - очаг горения в начале процесса распространяется в пласте крайне неравномерно, преимущественно по более проницаемым зонам, трещинам или расслоению пласта, созданным при воздушной сбойке; - в обращенных семиточечных элементах эффективно работают в основном 2-3 скважины, расположенные вблизи нагнетательной скважины, остальные скважины в разработке не участвуют. Расположение добывающих скважин внутри элемента на линии «центральная нагнетательная - угловая добывающая скважины», соответствующей главным линиям тока, экранирует активные потоки между угловой добывающей скважиной элемента и нагнетательной; - неполное вскрытие пласта приводит к уменьшению объема извлечения нефти в добывающих скважинах. По мере углубления забоя содержание воды в продукции увеличивается от 80 % до полного обводнения при полном вскрытии пласта; - дебиты скважин меняются в широких пределах и определяются степенью влияния на них очага горения; - ввиду высокой вязкости нефти и неоднородности коллектора горение по пласту развивается неравномерно. Поэтому регулирование процесса ВГ в условиях участка представляет сложную задачу; - наибольший отбор тяжелой нефти произведен из скважин элементов, находящихся на расстоянии 50-85 м от основных нагнетательных скважин, причем максимальное расстояние, при котором получен эффект, составляет 120 м; - пробуренные оценочные скважины со сплошным отбором керна позволили установить, что выработка нефти произошла по кровельной части пласта, где нефтенасыщенность снизилась от 12,9 до 4,3 % к массе породы. Одновременно было установлено увеличение нефтесодержания в средней части пласта, т.е. нагретая нефть под действием силы тяжести вытеснялась по направлению сверху вниз. Перфорация данных интервалов в оценочных скважинах, перенос закачки воздуха в другую скважину не позволили получить удовлетворительного притока жидкости и газа, что связано с преимущественным продвижением фронта горения в прикровельной части и повышением вязкости перетекшей к подошве пласта 61 нефти из-за потерь тепла; - наличие повышенного содержания кислорода по отдельным скважинам указывает на то, что закачиваемый воздух фильтруется преимущественно по выработанным зонам продуктивного пласта, целиком не участвуя в горении, рассеиваясь и практически не расширяя зоны прогрева; - повышенное содержание СО (1,5-3,8 %) в ряде скважин свидетельствовало о сгорании топлива при недостатке кислорода, т.е. о существенной затрудненности притока воздуха из-за наличия рядом расположенных зон с большей проницаемостью и выработанностью; - продолжающееся аккумулирование тепла в пласте и мероприятия по регулированию позволяют выровнять фронт горения и увеличить охват по площади; - закачка воздуха в циклическом режиме хотя и дает возможность увеличить охват пласта вытеснением, но не позволяет в достаточной мере вовлечь в разработку застойные нефтенасыщенные зоны. Для регулирования фронта горения и его перемещения в направлении неохваченных скважин необходимо создание условий, препятствующих прямому уходу воздуха по высокопроницаемым каналам путем перераспределения объемов закачки воздуха по нагнетательным скважинам, изменения отборов жидкости из эксплуатационных скважин и смене направлений фильтрационного потока переводом добывающих скважин на закачку; - влияние термоволнового воздействия (ОПР с излучателями колебаний давления высокой частоты от 1000 до 2800 Гц) проявляется в основном в добывающих скважинах, находящихся вблизи нагнетательной (на расстоянии до 60-70 м) и редко от 80 до 100 м, в зоне достаточно высоких температур пласта; - представляется, что применение новых технологий с использованием ГС, в частности, сочетания вертикальных (в роли нагнетательных и регулирующих) и горизонтальных скважин (в роли добывающих и регулирующих), использующих так же, как и при парогравитационном методе, гравитационный принцип вытеснения тяжелой нефти из верхней части пласта с предохранением процесса от прорыва воздуха за счет горизонтального отбора позволит улучшить охват пласта как 62 по площади, так и по толщине [21, 22]. Анализ результатов исследований и технологических показателей эксплуатации вертикальных скважин на Ашальчинском и Мордово-Кармальском месторождениях при реализации промысловых экспериментов по паротепловому, парогазовому, паровоздушному воздействию в циклическом и стационарном режимах показал, что эти виды воздействия промышленного распространения не получили, в частности, по следующим причинам: - исходная низкая приемистость пласта вследствие малой подвижности высоковязкой нефти и большого фильтрационного сопротивления не позволяла вносить тепло в пласт необходимыми темпами; - продуктивный пласт расположен на небольшой глубине, что накладывает ограничения по давлению нагнетания в связи с отсутствием приемистости и необходимостью закачки при давлении нагнетания, практически равном давлению гидроразрыва; - при циклическом режиме закачки наблюдались быстрое падение давления в пласте и снижение производительности скважины, при площадном – снижение приемистости либо уход в водоносыщенную часть пласта; - при совместной закачке воздуха, газов горения происходило рассеивание упругой энергии, насыщающей поровое пространство, в удаленную зону пласта; - при закачке парогаза наблюдались появление сажи из-за нарушения режима горения топлива в камере сгорания вследствие изменения приемистости и засорения её частицами призабойной зоны, коррозионная агрессивность парогаза; - испытанные методы извлечения высоковязкой тяжелой нефти и природного битумого с использованием вертикальных скважин на залежах тяжелой нефти Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений обеспечивали кратковременный эффект; - требуется применение плотных сеток вертикальных скважин и больших объёмов капиталовложений [24]. 63 3 СОЗДАНИЕ ОСНОВ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ 3.1 Проблемы разработки мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти Республики Татарстан и пути их решения До середины 90-х годов 20-го столетия системы разработки месторождений тяжелой нефти Татарстана основывались на использовании вертикальных скважин [7, 12, 24, 26, 32]. Особенности мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти требовали применения плотной сетки вертикальных скважин. Из-за небольших глубин залегания продуктивного пласта (70-100 м) и низкой стоимости строительства неглубоких вертикальных скважин проектными документами на разработку месторождений предусматривалась система разработки на основе бурения большого числа вертикальных скважин. В реальности разработка месторождения, разбуренного по плотной сетке вертикальных скважин, оказывалась малоэффективной по добыче и нерентабельной по экономическим показателям. Вертикальные скважины не обеспечили достаточно высоких дебитов при отборе продукции из пласта, а приемистость скважин и охват пласта тепловым воздействием, особенно на начальном этапе, были низкими. Кроме того, с помощью вертикальных скважин невозможно извлечь запасы, расположенные в санитарно-защитных зонах. Таким образом, применяемые и испытанные в различных масштабах технологии с использованием вертикальных скважин не дали ощутимых результатов. Дебиты скважин были низкими. Несмотря на высокую эффективность применяемых методов по отдельным скважинам, положительных результатов не было получено. Изучение геологического строения шешминского горизонта и анализ результатов опытно-промышленных работ позволили выделить основные факторы, влияющие на выбор при проектировании и эффективность применения тепловых методов разработки месторождений тяжелой нефти [7, 10]. 64 Характерным для большей части объема скоплений тяжелой нефти является наличие в поровом пространстве, наряду с нефтью и связанной водой, свободной воды. Она является причиной интенсивных притоков воды при испытании явно нефтенасыщенных интервалов. Другой особенностью залежей тяжелой нефти является содержание в их разрезе преимущественно водонасыщенных пропластков, линз. Они являются также причиной обводнения скважин. В качестве возможной причины повышенных притоков воды в добывающие скважины можно отметить наличие вертикальных трещин (тектонических и другие), соединяющих залежь с подошвенными водами. Залежи тяжелой нефти имеют также большое разнообразие форм поверхностей ВНК ̶ горизонтальных, наклонных, волнистых, со значительными колебаниями отметок, что требует учета при проектировании горизонтального участка ствола скважин. Но, несмотря на отмеченные особенности, залежи представляют собой скопления, подобные скоплениям многих других полезных ископаемых, с вполне определенными границами, за которыми содержание нефти резко снижается до фоновых значений. При выводе залежи в зону гипергенеза, смене состава и минерализации вод, уменьшении температуры и давления, а также под действием бактерий удалялись легкие фракции и значительно увеличивалась доля асфальтосмолистых компонентов в углеводородах. В совокупности это привело к изменчивости свойств нефти (вязкости и плотности) по площади залежи. Следующая особенность залежей тяжелой нефти – это несоответствие пластового давления глубине залегания (ниже гидростатического), что осложняет выбор оптимального технологического режима разработки (совместного режима работы добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин) – увеличение давления нагнетания приведет к прорыву пара в подстилающий пласт и уходу тепла вместе с легкими углеводородами за пределы участка. Для притока обратно к скважине нет необходимых условий. Кроме того, высокое давление может привести к прорыву пара через вышележащие породы и выходу его на поверхность. В 65 таких геолого-физических условиях необходимо эффективнее использовать различие плотности (удельного веса) теплоносителя и тяжелой нефти или другими словами - силу тяжести. Проведенные опытно-промышленные работы показали, что неблагоприятные природные факторы, сопутствующие месторождениям тяжелой нефти (высокая вязкость нефти, малое пластовое и горное давления, низкая температура и особенности геологического строения), не позволяют успешно вести их разработку тепловыми методами на основе вытеснения. Опыт реализации различных тепловых методов в условиях залежей тяжелой нефти Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений свидетельствует, что наиболее надежные результаты могут быть получены при использовании парогравитационной технологии разработки. Поэтому дальнейшие работы намечено вести по новой технологии, включающей в себя сочетание гравитационного дренирования и вытеснения. Потенциальные возможности коллекторов песчаной пачки уфимского яруса достаточно высоки, но особенности условий залегания и геолого-физических характеристик залежей тяжелой нефти вызывает необходимость их учета при проектировании тепловых методов. Мировая практика применения тепловых методов разработки залежей тяжелой нефти и ПБ показала, что в ближайшие десятилетия альтернативы их использованию нет [11, 33-35]. 3.2 Опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения с применением горизонтальных скважин Идея парогравитационного дренирования пласта не нова – впервые процесс начал реализовываться на Ярегском месторождении в Республике Коми с 1968 г. прошлого века в термошахтной модификации, при которой нефть добывается через плотную систему горизонтальных и пологовосходящих скважин длиной до 300 м, пробуренных из горных выработок, расположенных в нижней части пласта [36] . В.В. Муляк и Л.М. Рузин описывают [37] технологию термошахтной раз- 66 работки Ярегского месторождения, которая получила название подземноповерхностной. Ее принципиальное отличие заключается в закачке пара в пласт через скважины, пробуренные с поверхности, а извлечение нефти производится через подземные пологовосстающие добывающие скважины. Для равномерного распределения пара по пласту к забоям поверхностных нагнетательных скважин бурятся специальные, подземные парораспределительные скважины, стоимость строительства которых на порядок ниже, чем горизонтальных [37-39]. Метод парогравитационного дренирования в современном виде разработан Р. Батлером в 1978 г. Испытания шахтного варианта процесса путем бурения из подземной туннели трех пар горизонтальных скважин на расстоянии 25 м друг от друга с длиной горизонтального участка 60 м велись с 1987 г. до середины 90-х гг. в Форт МакМюррей на Подземной Испытательной Установке (Underground Test Facility, UTF) [40]. На этих скважинах была отработана классическая схема парогравитационного дренажа [41, 42]. Коэффициент нефтеотдачи по элементу пласта составил более 60 %, а накопленное паронефтяное соотношение ̶ меньше 2,0, что подтвердило экономическую рентабельность проекта. В 1993 г. была начата коммерческая разработка залежи тремя парами скважин с длиной горизонтального участка 500 м, расположенными на расстоянии друг от друга 70 м. Для мониторинга процесса разработки были пробурены 21 наблюдательная скважина, оборудованные термопарами и пьезометрическими датчиками давления [40, 43-45]. В мае 1996 г. начаты испытания технологии парогравитационного дренирования в Китае на месторождении Liaohe компанией CNPC [46, 47]. Первый пилотный проект технологии парогравитационного дренирования в другой крупнейшей по запасам тяжелых углеводородов в мире стране ̶ Венесуэле стартовал в декабре 1997 г. [48]. Успех реализации проектов привел к появлению на месторождении Атабаска с 2000 г. 11 коммерческих проектов, по которым в настоящее время суточная добыча битума составляет 375800 барр./сут (таблица 3.1). По своим исходным геолого-физическим параметрам с залежью тяжелой нефти Ашальчинского месторождения близки участки Joslyn и MacKay River. Свойства нефти отличаются 67 на порядок. Таблица 3.1 ̶ Геолого-физические характеристики залежей, где реализуется технология парогравитационного дренирования Месторождение Глуби- Нефте ПориПроницаеНефте 2 на за- насы- стость, мость, мкм насылега- щенная % гори- верти- щенния, м толзонкаль- ность, щина, % тальная м ная Канада Christina 330- 25-35 34 3-10 Н.д. 79-83 Lake 440 Dover 120- 15-24 32-35 3-5 0,1-1 75-85 160 Firebag 240- 35-40 32 8-10 4-5 85 267 Foster Creek 440>30 34 10 Н.д. 50-85 486 Great Divide 40019,5 -33 4-9 2,7-4,6 85 470 Hangingstone 245- 15,5-26 30 6 2,4 85 275 Jackfish 350- 20-50 25-33 2-10 1-8 80 415 Joslyn 45-120 15-20 30 4,8 3,4 88 Long Lake 165-31 35 0,2-4 85 8 220 MacKay 80-135 15-30 34 3-4 70-84 10 River Surmont 300- 20-40 33 2-10 Н.д. 79-81 400 Tucker Lake 42535 33-36 1-5 0,55- 55-69 450 2,75 Россия Ярегское 14026,0 26,0 2-3 Н.д. 87 210 Ашальчин- 48-124 15,8 31,6 2,66 Н.д. 67 ское ПлаПла- Плот- Вязстовое стовая ность кость давле- темпе- нефти, нефти, ние, ратура, кг/м3 Па∙с МПа °C Газовый фактор, м3/м3 1000 Н.д. 3005000 10000 2,5 100 5 Н.д. Н.д. >1000 2,5-3 3-4 1014 1014 200 1100 >1000 >1000 7 1000 >1000 4 1,34 9 1014 1000 8 2,9 16 10001014 900 8 1,4 6-8 933 12-16 10 0,44 8 981 26,9 - 2,5 15 0,55 7 10071018 1014 0,8 8 1022 2,7 12 Н.д. Н.д. 2,0 11 10001014 10011011 Н.д. 2,7-2,9 12 1007 0,8 1,0 8 6-8 0,3-0,5 <2 <1 2 На стадии пилотных проектов и проектирования находятся еще 23 проекта, которые позволят нарастить добычу в Канаде до 3,1 млн. барр./сут [44, 49-52]. В России скважинный вариант технологии парогравитационного дренирования начал реализовываться компанией ОАО «Татнефть» в 1998 г. на МордовоКармальском месторождении, где была пробурена одна пара горизонтальных скважин с длиной ствола около 140 м. Значительное смещение горизонтальных стволов на 6-8 м друг от друга, отстоящих по вертикали на 2-4 м, не позволило 68 эксплуатировать в режиме постоянных закачки и отбора. Эксплуатация велась путем пароциклической обработки, что предопределило малую технологическую эффективность процесса – суточный дебит нефти не превышал 6 т/сут [7, 15]. ОАО «ЛУКОЙЛ» провело опытно-промышленные испытания парогравитационного метода в 2005 г., однако результаты опытных работ показали небольшую эффективность применения классического варианта данной технологии на площадях, ранее отработанных шахтным способом. Поэтому с 2013 г. начаты работы на новом участке на Лыаельской площади, где не было шахтной разработки, изменив традиционную модификацию технологии парогравитационного дренирования на встречное размещение нагнетательной и добывающей скважин, когда устья добывающих и нагнетательных скважин расположены на разных площадках. В 2005 г. ОАО «Татнефть» была принята программа по освоению запасов мелкозалегающих залежей высоковязкой тяжелой нефти, в соответствии с которой в 2006 г. были начаты опытно-промышленные работы [53-58]. Зарубежный опыт применения горизонтальных скважин для добычи тяжелой высоковязкой нефти позволил на первом этапе работ создать собственную технологию с использованием парных горизонтальных скважин (одна ̶ добывающая, вторая ̶ паронагнетательная), имеющих два устья. В соответствии с этой технологией ОАО «Татнефть» (патенты РФ 2287677 и 2340768) скважины размещены на расстоянии 5-6 м строго одна над другой [59, 60]. Минимальное расстояние от поверхности ВНК до ствола нижней добывающей скважины равно 2-3 м. В верхнюю скважину непрерывно закачивается пар, который поднимается к кровле пласта, образуя «камеру» и разогревая вязкую нефть. Различие плотностей пара и углеводорода способствует стеканию нефти к основанию паровой «камеры» и вместе с конденсатом пара ̶ в зону отбора горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже нагнетательной. Расширение объема паровой «камеры» происходит до тех пор, пока подвижная нефть и конденсат отбираются у ее основания. Нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой, т.е. потери тепла минимальны, что делает 69 этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения [11, 61]. Основываясь на установленных при анализе ранее проведенных ОПР закономерностях в 2005 г. начата реализация программы освоения запасов тяжелой нефти с использованием новейших методов на основе российского и мирового опыта. Началу работ предшествовали бурение на залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения оценочных скважин с отбором и анализом керна, лабораторные работы по имитации технологии на моделях пласта с вертикальным вытеснением, гидродинамическое моделирование по обоснованию оптимальных параметров технологии, определение основ техники и технологии бурения на малые глубины, принципов сбора и подготовки продукции, учету экологических аспектов разработки и т.д. Лабораторные работы в институте «ТатНИПИнефть» по имитации данной технологии проводились на моделях пласта с вертикальным вытеснением. При вытеснении нефти снизу вверх средняя величина конечного коэффициента вытеснения составила 21,7 %, а сверху вниз ̶ 68,2 %. На основе моделирования были определены оптимальные параметры технологии для условий залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения ̶ режим эксплуатации, длина горизон- тальных стволов и расстояние между ними по вертикали [25, 62]. Опытно-промышленные работы на участке Ашальчинского месторождения были начаты в 2006 г. с бурения трех пар горизонтальных скважин буровой установкой российского производства с вертикальной мачтой. Верхние скважины в парах предназначены для нагнетания тепла, их горизонтальные участки стволов пробурены по вертикали в продуктивном пласте на 5 м выше добывающих скважин. Все 6 скважин (добывающие и паронагнетательные) имеют по два устья: вертикальное и наклонное. Данные пары обеспечивают 15 % суточной добычи тяжелой нефти со средним дебитом 32,6 т/сут, причем по накопленной – 42,6 %. С 2007 г. федеральное правительство поддержало эту инициативу и установило для добываемого сверхвязкого (более 200 мПа∙с) углеводородного сырья нулевую ставку НДПИ [11, 63]. Это несколько улучшило ситуацию. С июля 2012 г. 70 был введен новый налоговый режим, получивший название "10-10-10". Он предусматривает установление для месторождений нефти вязкостью не менее 10 тыс. мПа∙с десятилетнего льготного периода, в течение которого ставка вывозной таможенной пошлины составит 10 % от обычной. С этого времени добыча на Ашальчинском месторождении стала рентабельной. В настоящее время продолжаются разбуривание Ашальчинской залежи по комбинированной системе размещения горизонтальных скважин, обустройство и подготовка к эксплуатации новых скважин [11, 64, 65]. На 01.07.2014 г. пробурено 67 ГС (30 пар и 7 одиночных ГС), введено в эксплуатацию 25 пар и 5 одиночных пароциклических, одиночных в вертикальном разрезе, горизонтальных скважин в соответствии со схемой расположения (рисунок 3.1). Рисунок 3.1 ̶ Схема расположения парных и одиночных горизонтальных скважин на залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения В 2013 г. было добыто 145,6 тыс. т битумной нефти. План по добыче на те- 71 кущий год составляет 195 тыс. т. Текущий суммарный дебит тяжелой нефти превысил 620 т/сут при паронефтяном отношении менее 3 т/т (рисунок 3.2). Всего по залежи отобрано на 01.07.2014 г. около 410 тыс. т нефти при накопленном паронефтяном отношении 3,6 т/т, которое по мере развития проекта продолжает снижаться и вписывается в допустимый диапазон известных мировых проектов технологии парогравитационного дренирования (2,5-4,5 т/т) (рисунки 3.2-3.3). Рисунок 3.2 ̶ Динамика технологических показателей разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского нефтяного месторождения В целом по залежи средний дебит нефти парогравитационных ГС составляет 25,8 т/сут при текущем паронефтяном отношении 2,4 т/т. Четыре пары ГС эксплуатируются с дебитом нефти более 40 т/сут при текущем паронефтяном отношении 1,4 т/т. Максимальный накопленный объем добычи, приходящийся на одну пару 77,5 тыс. т, при этом текущий ее дебит нефти составляет 42 т/сут. Ведется отработка пароциклического метода на одиночных горизонтальных скважинах. Данные показатели свидетельствуют о технологической успешности проекта разработки залежи тяжелой нефти. [48, 66]. 72 Рисунок 3.3 ̶ Динамика накопленного паронефтяного отношения по проектам, где реализуется технология парогравитационного дренирования Применение метода парогравитационного дренажа с использованием парных скважин с горизонтальными участками ствола позволило увеличить эффективность разработки. Среднесуточный дебит одной горизонтальной скважины при парогравитационном воздействии превышает дебит вертикальной скважины (рисунок 3.4) [12, 67-75]. Рассмотрим факторы, повлиявшие на показатели эксплуатации скважин [10, 67-70]. Залежь тяжелой нефти Ашальчинского месторождения приурочена к зонам «раздува» песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса и представлена песками и песчаниками с редкими прослоями, переходящими в алевролиты. Толщина ее достигает 40 м в своде, сокращаясь к склонам от 16 до 6 м. В кровле пласта залежь ограничивается выдержанной по простиранию пачкой «лингуловых глин» нижнеказанского подъяруса, в подошве – ВНК. В пределах контура нефтеносности продуктивный пласт достаточно однородный, коэффициент песчанистости равен 0,93, расчлененность – 1,025. Прони- 73 цаемость коллекторов, по данным лабораторных исследований образцов керна, составляет 2,65 мкм2. Пористость изменяется от 11 до 33 % и более, массовая нефтенасыщенность – от 4,5 до 20,8 %, объемная – от 23 до 98,5 %. По нижней границе нефтенасыщенной части отбивается условная поверхность ВНК. В северо-западной присводовой части залежи Ашальчинского месторождения она условно горизонтальная, ближе к купольной части положение контакта нефть – вода повышается к сводовой части, а затем вновь снижается. В юго-восточной части залежи, отделенной преднеогеновым врезом, условный ВНК вновь приближается к горизонтальной поверхности. Рисунок 3.4 ̶ Развитие технологий добычи тяжелой нефти на залежи Ашальчинского месторождения Высота Ашальчинской залежи достигает 45 м, толщина эффективных нефтенасыщенных прослоев – 31,8 м, составляя в среднем по залежи 15,8 м. Начальное пластовое давление – 0,44 МПа, температура пласта – 8 °С. Нефть тяжелая, высоковязкая. Свойства пластовых проб нефти и воды скв. 230 второй пары приведены ниже: вязкость динамическая в пластовых условиях, мПас ……. 26900 плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 …….… 981 содержание в нефти, %: 74 серы ............................................. ……………………………. 4,0 асфальтенов ............................... ……………………………. 5,8 смол ........................................... …………………………..… 19,5 механических примесей .......... …………………………..… 0,09 газосодержание, м3/т ............... ……………………………... 0,053 содержание связанной воды, % ………………………...….. 6,1 плотность воды, кг/м3 …………………………..………….. 1001,3. Строительство первой пары горизонтальных скважин (скв. 232 – добывающая, скв. 233 – нагнетательная) с выходом на поверхность было осуществлено в присводовой части залежи тяжелой нефти, в северном направлении по восстанию пласта, практически вкрест его простирания (рисунок 3.5). Рисунок 3.5 ̶ Схема размещения скважин на залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения на 01.01.2011 г. Для уточнения геологического строения выбранного участка и более точного прогнозирования точки входа в продуктивный пласт и выхода из него были предварительно пробурены оценочные скважины с отбором керна. Анализ лабораторных исследований образцов керна в совокупности с материалами геофизических исследований оценочных скважин показал, что толщина 75 продуктивной части песчаной пачки выбранного участка бурения первой пары со стороны вертикального устья (входа в пласт) составила 15 м, со стороны наклонного (выхода из пласта) ̶ 29 м, что соответствует критериям применимости метода парогравитационного дренажа (нефтенасыщенная толщина не менее 15 м). Геолого-физическая характеристика продуктивной части пласта участков строительства пар горизонтальных скважин представлена в таблице 3.2. Таблица 3.2 - Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Параметры Залежь Средняя глубина залегания, м 81,2 Средняя общая толщина, м 20,2 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 15,8 Коэффициент пористости, % 31,6 Нефтенасыщенность объемная, % Нефтенасыщенность весовая, % 9,3 -3 2 Коэффициент проницаемости по керну, 10 мкм 2660,0 Коэффициент песчанистости 0,94 Расчлененность 1,5 1 пара 76,2 29,3 25,4 33,8 67,7 11,3 2714,0 0,80 1,7 2 пара 72,4 31,7 27,4 33,4 66,8 10,5 2356,9 0,86 2,2 3 пара 76,6 29,7 25,6 33,4 65,4 9,4 2950,8 0,86 2,0 Абсолютная отметка кровли пласта в районе точки входа в пласт нижней добывающей скважины равна 20-22 м, точки выхода из пласта ̶ 42 м. Абсолютная отметка условной подошвы пласта со стороны входа условно горизонтального ствола равна 7,5 м, со стороны выхода ̶ 11,1 м. С учетом того, что подошва нефтенасыщенной части пласта имеет неровную условно вогнутую в сторону свода поднятия поверхность, горизонтальная часть ствола скважин бурилась в направлении восстания подошвы пласта. При бурении нижней добывающей скважины первой пары горизонтальным участком ствола был пройден водонасыщенный интервал, который негативно повлиял на показатели эксплуатации (рисунок 3.6). Наличие двух устьев позволило гибко задавать режимы закачки и отбора и снизить отрицательное влияние водонасыщенного интервала на показатели эксплуатации. Решения по соотношению отборов – нагнетания принимаются на основе анализа изменения минерализации попутной воды по устьям и температуры по стволу добывающей скважины [49, 69-74]. 76 Рисунок 3.6 ̶ Профиль первой пары скв. 232 и 233 опытного участка Вторая пара (скв. 230 ̶ добывающая, скв. 231 ̶ нагнетательная) была пробурена восточнее, в сводовой части залежи, параллельно первой на расстоянии 100 м. Глубина залегания продуктивного пласта участка изменяется от 70 до 75,7 м, толщина эффективной нефтенасыщенной части ̶ от 24,9 до 30,4 м (рисунок 3.7). После предварительного прогрева обеих скважин приток нефти был получен в первый же день эксплуатации второй пары. По сравнению с результатами эксплуатации первой пары дебит второй рос стремительно вследствие отсутствия непроизводительных потерь тепла. Участок бурения третьей пары горизонтальных скважин был выбран в северо-западной купольной части поднятия в направлении простирания пласта. Глубина залегания пласта составила 76,6 м. По материалам лабораторных исследований образцов керна и геофизических исследований оценочных скважин толщина нефтенасыщенного коллектора участка строительства третьей пары со стороны 77 вертикального устья (входа в пласт) составила 27 м, со стороны наклонного (выхода из пласта) ̶ 26 м (рисунок 3.8). Рисунок 3.7 ̶ Профиль второй пары скв. 230 и 231 опытного участка Рисунок 3.8 ̶ Профиль третьей пары скв. 240 и 241 опытного участка При бурении нижней добывающей скважины со стороны вертикального устья горизонтальным участком ствола был пройден небольшой водонасыщенный интервал (по материалам геофизических исследований), который не отмечался геологическими построениями по материалам пробуренных в этом районе верти- 78 кальных оценочных и разведочных скважин. Данный факт еще раз подтверждает сильную изменчивость по площади залежи положения контакта вода - нефть на небольших расстояниях, в пределах десятка метров (рисунок 3.9). По этой геологической характеристике залежь высоковязкой нефти аналогична залежам твердых полезных ископаемых (переменные отметки подошвы нефтенасыщенной части пласта). В связи с техническими условиями продолжительность этапа освоения третьей пары скважин была увеличена. Рисунок 3.9 ̶ Профиль шешминского горизонта залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения Установлено, что паронефтяное отношение (ПНО) зависит не только от свойств пород и технологических параметров процесса, но и от времени. Как показал опыт эксплуатации первой, второй пар и освоения третьей пары скважин, остановка закачки пара по разным причинам также влияет на величину ПНО из-за потери тепла, необходимости дополнительного времени для закачки пара на прогрев остывающего коллектора. Это означает, что добыча нефти зависит от размера паровой камеры, и при недостатке закачиваемого пара и давления нагнетания темп дренирования в пределах камеры превышает темп расширения камеры. По данным термометрии в окружающих контрольных скважинах наличие высокой температуры установлено в скв. 230а и 236, расположенных со стороны наклонного устья на расстоянии соответственно 14 и 30 м от горизонтального 79 ствола первой пары скважин (рисунок 3.5). По изменению температуры (рисунок 3.10) можно судить о размерах и форме паровой камеры, образуемой в результате эксплуатации первой пары [49]. На начальном этапе (рисунке 3.10, измерения от 07.12.2009 г. и 28.12.2009 г.) края паровой камеры оставались в большей степени вертикальными. Это объясняется тем, что за счет гравитационной сегрегации происходил подъем пара преимущественно вертикально вверх с вытеснением нагретой нефти в противоположную сторону (вниз) при относительно медленном расширении паровой камеры вбок. Рисунок 3.10 ̶ Данные термометрии по контрольной скв. 236 Слой нефти над паровой камерой уменьшился и пар достиг верхней границы пласта ̶ кровли (рисунок 3.10, 19.03.2009 г.). Так как потребление пара у кровли начинает снижаться, происходит расширение паровой камеры в горизонтальной плоскости (вбок). При этом под воздействием силы гравитации нефть начинает дренироваться к нижележащей добывающей скважине преимущественно по периметру паровой камеры. Это позволяет удерживать нефть в стволе для быстрого отбора, что дает увеличение добычи на сегодняшний день. Паровая камера достигла кровли продуктивного пласта и в настоящее время идет ее расширение вдоль кровли по горизонтали (рисунок 3.10, 07.04.2010 г. и 80 далее). По мере роста паровой камеры увеличивался и дебит нефти за счет возрастания поверхности контакта пара с нефтенасыщенным пластом. Текущий дебит нефти составляет 32 т/сут, что является максимальной величиной за историю эксплуатации первой пары. Этому способствовал также рост размеров паровой камеры вдоль горизонтального ствола добывающей скважины (рисунок 3.11). Рисунок 3.11 ̶ Распределение температуры в 2007 и 2010 гг. вдоль ствола добывающей скв. 232 по данным измерений оптоволоконным кабелем Исходя из тенденции изменения распределения температуры по вертикали следует, что по мере дальнейшего расширения паровой камеры ее края станут более наклонными. По мере выполаживания границ паровой камеры нефть будет стекать вниз под действием уменьшающейся величины силы тяжести, что в конечном итоге приведет к началу постепенного снижения темпов её отбора [49]. Из распределения температуры вдоль ствола горизонтальной скв. 232 (рисунок 3.11) видно, что интенсивное развитие паровой камеры происходит со стороны наклонного устья в присводовой части залежи, чему способствовало как влияние зоны пониженной нефтенасыщенности, окончание фильтроэлемента вблизи кровли пласта, так и преимущественное распространение паровой камеры по восстанию пласта. По мере формирования паровой камеры производились углубление со стороны наклонного устья подвески насосной установки (до горизонтального участка ствола), регулирование отбора жидкости и закачки пара по устьям. 81 В результате повышения температуры на приеме производилось постепенное углубление подвески насосной установки от кровли вплоть до уровня отметки современного водонефтяного контакта (со 111 м в 2006 г. до 187 м в 2014 г.). Такая тенденция свидетельствует о расширении паровой камеры со стороны наклонного устья сверху вниз, образовании и продвижении вала разогретой нефти в нижнюю часть продуктивного пласта, препятствующей значительному подтоку подошвенной воды снизу. Выход из строя насоса на наклонном устье в 2012 г. привело к прекращению отбора и охлаждению ствола подтоком пластовой жидкости. Открытие устья скважины для подъёма насосной установки приводило к снижению давления, в результате чего происходило парообразование в стволе скважины. Дальнейшая эксплуатация новым насосным оборудованием осложнялась периодическим срывом подачи добываемой жидкости из-за высокой температуры (более 160 °С) и впоследствии выходом её из строя. Возник вопрос о целесообразности дальнейшей эксплуатации данной пары скважин, учитывая, что вовлеченные запасы участка первой пары скважин были выработаны всего лишь на 59 %. Для обеспечения термобарических условий эксплуатации насосной установки соответствующим её рабочему диапазону было принято решение об установке промежуточной колонны, перекрывающей интервал контакта с паровой камерой (рисунок 3.12). В результате скважина эксплуатировалась с дебитом более 17 т/сут при паронефтяном отношении 3,5. Данный факт свидетельствует о том, что при разработке залежей нефти, имеющей плотность менее 1000 кг/м3, методом парогравитационного дренирования возможно образование паровой камеры, накопление нефти происходит преимущественно на границе паровой камеры в области нижней добывающей скважины. Расширению паровой камеры в направлении вертикального устья препятствовало образование гидрозатвора вследствие наличия пластовой воды и конденсата в нижней точке горизонтального ствола. При этом теплопотери вдоль участка ствола, прошедшего ниже высоконефтенасыщенного интервала, больше, чем теплопотери вдоль горизонтального ствола, расположенного выше. Необходимо от- 82 метить, что подток холодной воды приводит к снижению значений температуры по горизонтальному стволу [10, 75, 76]. Рисунок 3.12 ̶ Интервал установки промежуточной колонны в добывающей горизонтальной скв. 232 В результате для достижения одной и той же величины накопленной добычи нефти в первую пару скважин закачано теплоносителя на 26,9 % больше, чем во вторую (рисунок 3.13). Для снижения негативного влияния на изменение температуры по стволу скважины и в конечном счете ускорения прогрева производился отбор попутной воды из нижней части пласта. В итоге накопленный отбор попутной воды на 01.07.2014 г. превышает отбор по второй паре в 1,78 раз. Высокое значение обводненности обусловлено такими особенностями геологического строения природного резервуара, как степень неоднородности параметров нефтенасыщенности и водонасыщенности, а также системой разработки. Большой объем лабораторных исследований образцов керна месторождений тяжелой нефти Татарстана (залежь тяжелой нефти Ашальчинского месторождения: 2203 анализа на пористость, 855 – на проницаемость, 2222 – на нефтенасыщенность) позволил предположить преимущественно гидрофобный характер коллекторов, содержащих высоковязкой нефти. Это косвенно подтверждается результатами опробования скважин – из нефтенасыщенных интервалов пласта были получены притоки нефти с большим количеством воды. 83 Рисунок 3.13 ̶ Зависимость накопленного паронефтяного отношения от накопленной добычи нефти для 1-ой и 2-ой пар горизонтальных скважин Наличие в порах нефтенасыщенных коллекторов преимущественно свободной воды является особенностью строения залежей высоковязкой нефти в отложениях песчаной пачки уфимского яруса. Часть связанной воды в нефтесодержащих коллекторах в процессе окисления углеводородов перешла в свободное состояние. При выводе залежи в зону гипергенеза, смене состава и минерализации вод, уменьшении температуры, давления, а также под действием бактерий удалялись легкие фракции и значительно увеличивалась доля асфальтосмолистых компонентов в углеводородах. Последние адсорбировались на минеральной составляющей пород, что привело к гидрофобизации и способствовало большей подвижности воды. В образцах пород залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения, по данным исследований характеристик нефтесодержащих пород методом ядерно-магнитного резонанса, содержание свободной воды изменяется от 15 до 50 %, связанной – редко превышает 10 %, а в ряде образцов пород, сложенных в основном слабосцементированными песчаниками или рыхлыми песками, отмечено присутствие нефти и только свободной воды. По данным проведенных в ТатНИПИнефти исследований образцов керна, 84 отобранного из нефтенасыщенных интервалов девяти оценочных скважин залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения, содержание связанной воды в объеме пор продуктивных коллекторов (516 определений) составляет в среднем 19,6 %, а подвижной воды по данным анализа керна шести скважин (278 определений) – 21,4 % [7, 10, 11]. Распределение насыщения порового пространства коллекторов в интервале продуктивной части пласта по данным лабораторных исследований образцов керна, отобранного из оценочных скважин залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения, представлено в главе 1 (рисунок 1.5). Из изложенного следует, что потенциальные возможности коллекторов песчаной пачки уфимского яруса достаточно высоки, но часть порового пространства коллекторов заполнена связанной и свободной водой. Среди интенсивно нефтенасыщенных песков и песчаников с массовой нефтенасыщенностью 7,5 % и более в залежах по разрезу могут выделяться прослои с пониженным массовым нефтесодержанием (менее 4,5-5 %), которые являются недонасыщенными нефтью и, следовательно, в большей степени водонасыщенными. Образование недонасыщенных прослоев тесно связано с процессами разрушения залежей. Легкие фракции из высокоемких и хорошо проницаемых прослоев вымывались инфильтрационными водами, которые, проникая в пластыколлекторы, двигались от зоны питания к зоне разгрузки, вытесняя седиментационные воды. Об этом свидетельствует различные состав и физико-химические свойства проб воды в пределах залежей высоковязкой тяжелой нефти. 3.3 Выявление особенностей эксплуатации пар горизонтальных скважин, вскрывших водонасыщенный интервал Представленные в таблице 3.1 данные по плотности нефти месторождений показывают, что зарубежные проекты по добыче природных битумов методом парогравитационного дренирования реализуются на залежах, характеризующихся плотностью нефти более 1000 кг/м3. Представляет интерес возможность образо- 85 вания паровой камеры в условиях, когда плотность нефти меньше плотности воды. Скв. 232 обладает уникальной конструкцией, отличной от других скважин (рисунки 3.5, 3.6, 3.12). На основе анализа в предыдущей главе отмечено явление продвижения потоков нагретой нефти и конденсата пара в продуктивном пласте ниже современного ВНК под действием гравитационных сил, а также избыточного давления паровой камеры, которое в 2-3 раза выше начального пластового. Данная особенность подтверждается историей эксплуатации другой пары скв. 15044/15045, имеющих одно устье. Нижняя добывающая скв. 15044 в интервале от 280 до 510 м находится несколько ниже (~0,9 м) условного уровня ВНК. Далее до забоя скважина располагается субпараллельно поверхности условного ВНК на отдалении 1-3 м. Верхняя нагнетательная скв. 15045 характеризуется невыдержанностью проектного расстояния по вертикали между стволами ̶ по данным инклинометрии в плане они совпадают, в горизонтальной проекции имеется расхождение между стволами от 4 до 9 м, а также недобуром на 177 м до проектной длины. Профиль из геологической модели представлен на рисунке 3.14. а) Начальное распределение нефтенасыщенности б) Распределение нефтенасыщенности при развитии паровой камеры Рисунок 3.14 ̶ Профиль горизонтальных скважин № 15044/15045 Пара скважин была введена в эксплуатацию в июне 2011 г. Накопленная добыча за 2011 г. составила 735 т, паронефтяное отношение – 31 т/т. В связи с вышеизложенным были оценены три сценария эксплуатации пары горизонтальных скв. 15044, 15045: 86 1) продолжение закачки пара в верхнюю нагнетательную скв. 15045, отбор продукции ведется из нижней добывающей скв. 15044. При этом необходимо перенести точку отбора в нефтенасыщенную часть участка горизонтального ствола скв. 15044, ближе к её носку. Закачку большей части пара производить в носок скв. 15045; 2) эксплуатация верхней скв. 15045 в режиме пароциклической эксплуатации; 3) перевод нижней скв. 15044 под закачку пара, отбор ведется из верхней скв. 15045. Проведенные модельные расчеты позволили установить возможность эффективной эксплуатации по первому варианту (рисунок 3.15). Рисунок 3.15 ̶ Сопоставление основных технологических показателей Для реализации данного варианта эксплуатации были проведены работы по переносу точки отбора жидкости в зону с повышенной нефтенасыщенностью в носок скважины, а также перераспределению закачки пара в носок скважины. Правильность предложенного решения подтвердилась результатами – дебит скважины в настоящее время составляет около 30 т/сут нефти при текущем паро- 87 нефтяном отношении 3,7 т/т и обводненности продукции 81 % (рисунок 3.16). Продолжается сохранение положительной тенденции. Указанные выше геологические осложнения проводки горизонтального участка ствола парных скважин и результаты эксплуатации в данных условиях позволяют утверждать, что ВНК, имеющий нелинейный характер, после прогрева прискважинной зоны при технологии парогравитационного дренирования перестает оказывать значительное отрицательное влияние ввиду его выравнивания в результате образования паровой камеры и накопления нефти на ее нижней границе, подтверждаемое успешной эксплуатацией ранее обводненного участка. Рисунок 3.16 ̶ Изменение текущего дебита нефти, накопленных величин паронефтяного отношения и водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти Скважины с двумя устьями в таких условиях имеют большее преимущество относительно одноустьевых за счет возможности использования более широкого спектра регулирования (рисунок 3.11). Таким образом, на примере эксплуатации двухустьевых и стандартных одноустьевых пар скважин показаны их эффективность для различной степени флюидонасыщения и возможность реализации в осложненных условиях вскрытия 88 подошвенной воды (неравномерного условного водонефтяного контакта). Поскольку паровая камера развивается в стороны, а нагретая тяжелая нефть перемещается к горизонтальной добывающей скважине и не может переместиться вверх так же легко, как вода, из-за большого различия в подвижности, в результате нагретые потоки нефти достигают зоны подошвенной воды, независимо от местоположения добывающей скважины [70, 75]. 3.4 Оптимизации параметров процесса вытеснения тяжелой нефти теплоносителями на примере шешминского горизонта Ашальчинского месторождения 3.4.1 Размещение парных горизонтальных скважин Для проверки влияния размещения горизонтальных скважин в пределах продуктивного пласта на эффективность реализации технологии парогравитационного дренирования проведено исследование на численной модели с использованием представительных свойств залежи тяжелой нефти шешминского горизонта Ашальчинского месторождения. На модели исследовано пять вариантов расположения пары горизонтальных скважин в диапазоне 1-5 м от ВНК. На рисунке 3.17 показаны результаты моделирования, который показывает, что максимальная величина коэффициента нефтеизвлечения достигается при размещении пары горизонтальных скважин вблизи ВНК, а с увеличением расстояния более 2 м резко снижается. При оценке проектов добычи паротепловыми методами важным параметром является удельный расход пара. Этот показатель имеет тенденцию к медленному снижению при удалении от ВНК на расстояние более 2 м, и, наоборот, – при сближении менее 2 м резко увеличивается. При размещении ближе 2 м отмечается резкое увеличение объемов попутнодобываемой воды ̶ водонефтяной фактор (ВНФ) растет в 1,65 раз (от 3,4 до 5,6 доли ед.). Поэтому важное значение имеет размещение горизонтальных скважин в максимальном отдалении от источников 89 обводнения. Рисунок 3.17 ̶ Основные показатели разработки элемента в зависимости от расстояния от парной добывающей горизонтальной скважины до водонефтяного контакта Таким образом, объем добычи нефти при технологии парогравитационного дренирования зависит от расположения горизонтальных скважин, так как нефть может дренироваться только выше добывающей горизонтальной скважины. Оптимальным расстоянием между нижней парной добывающей горизонтальной скважиной и ВНК является величина 2 м. Как показал анализ эксплуатации парных горизонтальных скважин Мордово-Кармальского месторождения, важным условием, влияющим на эффективность эксплуатации, является соблюдение параллельности в плане добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин или расхождение траектории скважин по горизонтали, а не только по вертикали. Для определения влияния расхождения по латерали горизонтальных участков стволов парных скважин на технологические условия разработки выполнены расчеты на примере участка, имеющего осредненные геолого-физические параметры залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения. Расстояние по вертикали между стволами принято 5 м, длина горизонтального участка ствола 400 м. ̶ 90 Сопоставление результатов представлено в таблице 3.3. Таблица 3.3 ̶ Зависимость начального дебита нефти от расхождения по горизонтали траектории горизонтального участка стволов добывающей и нагнетательной пары скважин Расхождение по латерали, м Начальный дебит по нефти, т/сут 0,0 0,5 1,0 1,5 3,0 5,0 10,0 20,0 50,0 q0 1,0 q0 0,99 q0 0,98 q0 0,96 q0 0,85 q0 0,69 q0 0,52 q0 0,36 q0 Получение притока нефти после стадии освоения, мес в1 в1 во 2 во 2 в4 в6 в 14 - Представленные результаты показывают, что с увеличением между стволами расхождения по горизонтали начальный дебит нефти снижается относительно дебита q0, получаемого при идеальном совпадении (0 м) траекторий по горизонтали. При этом растет срок выхода после стадии освоения на устойчивый режим работы (или получение притока нефти). По модельным расчетам распространения паровой камеры в пласте показали, что по горизонтали допустимо отклонение конечных точек на расстояние 0,53 м (рисунок 3.18), при дальнейшем увеличении расхождения стволов дебит резко снижается [77]. На основе проведенных опытно-промышленных работ по ВГ и ПТВ с различной плотностью сетки вертикальных скважин было принято вести разбуривание залежей тяжелой нефти по площадной обращенной системе с расстоянием между вертикальными скважинами 100 м. Для установления оптимальной сетки разбуривания системой горизонтальных скважин рассмотрены следующие технологические варианты для условий Ашальчинского месторождения тяжелой нефти: – базовая система разработки с расстоянием между парами разноименных горизонтальных скважин 100 м; 91 – уплотнение сетки до расстояния 70 и 50 м; – разрежение сетки до расстояния 200 м. Рисунок 3.18 ̶ Отношение дебита нефти парной горизонтальной скважины в зависимости от расхождения горизонтальных участков ствола по горизонтали к дебиту идеально пробуренной пары Математическое моделирование вариантов разработки показало следующее (рисунок 3.19): - при уплотнении сетки более 100 м выявлены тенденция снижения удельных извлекаемых запасов нефти в расчете на 100 м длины горизонтального ствола нефти и замедление прироста КИН; - при разрежении сетки до 200 м увеличивается накопленный водонефтяной фактор, при этом удельные запасы имеют падающий тренд из-за невозможности дальнейшего роста паровой камеры и охвата дренированием всей площади приходящейся на пару горизонтальных скважин ввиду выбытия скважины в результате превышения энергетических затрат (паронефтяного отношения); - при сетке скважин 50 м обеспечивается наименьший срок разработки, однако по удельному отбору нефти он уступает всем вариантам; - при базовом варианте с сеткой 100 м обеспечивается наибольший прирост удельной добычи нефти при приемлемых сроках разработки и величине ВНФ, высоком КИН. 92 Рисунок 3.19 ̶ Зависимость технологических показателей вариантов разработки от расстояния между парами ГС Таким образом, сопоставление вариантов разработки позволило осуществить выбор оптимального расстояния между парами горизонтальных скважин, равного 100 м. Варианты уплотнения и разрежения сетки оказались не эффективны. 3.4.2 Влияние основных геолого-физических параметров пласта на технологические показатели Задача по определению степени влияния основных геолого-физических па- 93 раметров пласта на показатели разработки решалась за счет оптимизации размещения двух – нагнетательной и добывающей – параллельных скважин относительно друг друга по вертикали. Расчеты выполнялись на математической модели на элементе, параметры которого варьировались. Рассматривался продуктивный пласт толщиной 15, 25 и 40 м с проницаемостью 0,2, 0,5, 1,0, 2,6 и 7,5 мкм2. Расстояние между стволами горизонтальных скважин варьировалось от 3, 5, до 7 м. Для сопоставимости расчетов ставились ограничения – срок разработки 10 лет и паронефтяной фактор не более 5 т/т - в зависимости от того, что наступит раньше. Критериями эффективности при решении задачи оптимизации размещения горизонтальных стволов относительно друг друга являются коэффициент нефтеизвлечения и расход пара на отбор 1 т нефти. Анализ результатов моделирования показывает: - наибольшее влияние на эффективность процесса оказывает проницаемость продуктивного пласта, которая должна быть больше 0,2 мкм2; - с уменьшением проницаемости пласта требуются большие перепады давления, что усложняет установление равновесия между дренажом и притоком в скважину, т.е. удержание парожидкостного раздела между горизонтальными стволами скважин затрудняется, что приводит к необходимости увеличения расстояния между стволами скважин; - с увеличением толщины продуктивного пласта коэффициент нефтеизвлечения увеличивается, паронефтяное отношение снижается. Относительное увеличение коэффициента нефтеизвлечения при толщине пласта 40 м составляет 20 % по сравнению с проведением процесса в пласте толщиной 15 м, паронефтяное отношение уменьшается до 2 раз; - оптимальное расстояние между стволами горизонтальных скважин ̶ в интервале между 5 и 7 м. Кривые зависимости коэффициента нефтеизвлечения и паронефтяного отношения при различных значениях основных геолого-физических параметров пласта приведены на рисунках 3.20-3.24. 94 Рисунок 3.20 ̶ Основные технологические показатели технологии при различных нефтенасыщенных толщинах (проницаемость 0,2 мкм2) Рисунок 3.21 ̶ Основные технологические показатели технологии при различных нефтенасыщенных толщинах (проницаемость 0,5 мкм2) 95 Рисунок 3.22 ̶ Основные технологические показатели технологии при различных нефтенасыщенных толщинах (проницаемость 1,0 мкм2) Рисунок 3.23 ̶ Основные технологические показатели технологии при различных нефтенасыщенных толщинах (проницаемость 2,6 мкм2) 96 Рисунок 3.24 ̶ Основные технологические показатели технологии при различных нефтенасыщенных толщинах (проницаемость 7,5 мкм2) Таким образом, установлено, что более эффективно располагать горизонтальные стволы скважин на расстоянии 5 и 7 м друг от друга ̶ при равных условиях в этом случае достигается наибольший коэффициент извлечения нефти при наименьших значениях паронефтяного отношения или энергетических затратах [78]. С уменьшением проницаемости продуктивного пласта расстояние между скважинами должно увеличиваться, и наоборот, что связано с усложнением регулирования парожидкостного раздела, который необходимо удерживать в промежутке между горизонтальными участками ствола нагнетательной и добывающей скважин. Наибольший коэффициент извлечения нефти и минимальные затраты пара на отбор 1 т нефти во всем интервале проницаемости соответствуют наибольшей толщине пласта [79, 80]. 97 3.4.3 Влияние давления нагнетания на динамику добычи тяжелой нефти Парлифтный способ добычи продукции при технологии паровой камеры возможен только при достаточно высоком давлении нагнетания пара. Однако возможны случаи, когда потребуются более низкие давления нагнетания из-за наличия возможных зон поглощения. Особенности строения продуктивных пластов мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти Татарстана – наличие водонасыщенных прослоев и линз является потенциальными зонами поглощения при нагнетании пара высокого давления. Проведено исследование путем численного моделирования технологии паровой камеры на модели с усредненными петрофизическими свойствами Ашальчинского месторождения при приемлемо высоком (до 0,8 от горного давления) и низком давлениях (меньше гидростатического 0,8 МПа) паровой камеры. На рисунке 3.25 представлена динамика КИН в зависимости от объема закачанного пара в поровым объемах. Рисунок 3.25 ̶ Влияние объема закачанного пара на коэффициент нефтеизвлечения при различных давлениях нагнетания 98 Из сопоставления сроков разработки до достижения паронефтяного отношения не более 5 т/т (рисунок 3.26) выявляется удлинение срока разработки на 4 года при давлении нагнетания 0,8 МПа (коэффициент нефтеизвлечения, достигаемый при этой величине, одинаков). Рисунок 3.26 ̶ Динамика изменения основных технологических показателей от давления нагнетания пара При давлении нагнетания, равном и большем гидростатического достигается одна и та же величина коэффициента нефтеизвлечения. Но в случае нагнетания пара при 0,8 МПа для достижения этого же коэффициента нефтеизвлечения требуется закачать пар в объеме ~0,85 от порового объема, или на 35 % меньше, чем в случае давления нагнетания 1,7 МПа, где требуется ~1,15 поровых объема. Таким образом, если рабочее давление нагнетания снизить от 1,7 до 0,8 МПа, объем добычи нефти, приходящийся на 1 т закачанного пара (рисунок 3.26), повышается от 0,352 до 0,471 т/т (на 35 %). Паронефтяное отношение снижается от 2,8 до 2,1 т/т для того же коэффициента нефтеотдачи. При меньшей величине давления нагнетания на забое срок разработки увеличивается с одновременным снижением коэффициента нефтеизвлечения. 99 Сравнение вариантов расчета показывает, что увеличение давления нагнетания приводят к некоторому увеличению нефтеизвлечения, однако при этом более значительно вырастают расход пара или затраты топлива. Рисунок 3.27 ̶ Зависимость удельной добычи нефти на 1 т закачанного пара от объема закачки при различных давлениях нагнетания Таким образом, изучена возможность применения технологии паровой камеры при различных давлениях. Проведение процесса при низких давлениях обеспечивает экономию благодаря снижению паронефтяного отношения. Вариант давления нагнетания 0,8 МПа наиболее предпочтителен, обеспечивающий наилучшие показатели. Влияние давления на нефтеизвлечение в более сложных геологических моделях с неоднородностями может быть разным, и должно изучаться конкретно для каждого случая продуктивного пласта с целью определения оптимального рабочего давления. Возможны случаи, когда процесс лучше сначала вести при более высоком давлении, чтобы увеличить начальный дебит нефти и ускорить создание гидродинамической связи и паровой камеры, потом уменьшить давление, чтобы снизить паронефтяное отношение или выровнять ожидаемые давления в зоне по- 100 глощения. Как показано на рисунке 3.28, повышение давления нагнетания до 1,7 МПа на начальном этапе до момента достижения гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами и последующее снижение до 0,8 МПа позволяют увеличить начальный темп отбора нефти, не повышая при этом затратность. Рисунок 3.28 ̶ Зависимость удельной добычи нефти на 1 т пара от объема закачки при различных режимах нагнетания Если же давление нагнетания снизить после достижения паровой камерой кровли продуктивного пласта, то это приводит к уменьшению объема отобранной нефти на 1 т закачанного пара. Наиболее эффективный процесс эксплуатации протекает в условиях нагнетания при высоких давлениях нагнетания до периода создания гидродинамической связи между скважинами с последующим переходом на давление нагнетания на забое 0,8 МПа для Ашальчинского месторождения. Для других горногеологических условий величина пластового давления, которую необходимо поддерживать при разработке месторождения, может быть иная. 101 Таким образом, установлено, что критерием эффективности систем параллельных горизонтальных скважин является поддержание пластового давления равным гидростатическому или 0,8 МПа. [80] 3.5 Определение оптимальной толщины продуктивного пласта при размещении парных горизонтальных скважин До середины 90-х годов 20-го столетия системы разработки мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти Татарстана основывались на бурении вертикальных скважин. Выбор данного технологического решения был обусловлен небольшими глубинами залегания продуктивного пласта (70-80 м) и, как следствие, относительно невысокой стоимостью строительства скважин. Однако при создании системы разработки с более плотной сеткой скважин (100х100 м и менее) оказалось, что вертикальные скважины малоэффективны по добыче тяжелой нефти и нерентабельны по экономическим показателям [11]. В проектных документах по разработке Ашальчинского месторождения тяжелой нефти, составленных в 2005-2009 гг., предусматривалась система разработки по комбинированной системе, когда участки залежей с нефтенасыщенной толщиной более 12 м разбуриваются парными горизонтальными скважинами, размещенными в продуктивном пласте одна под другой. Участки залежей с нефтенасыщенной толщиной в пределах от 6 до 12 м разбуриваются одиночными в вертикальном разрезе горизонтальными скважинами, а в краевых зонах, с толщиной от 3 до 6 м ̶ вертикальными скважинами [68]. В качестве основной технологии, обеспечивающей добычу тяжелой нефти, была рекомендована технология парогравитационного дренирования, в соответствии с которой бурится пара горизонтальных скважин, расположенных на расстоянии 5-7 м друг от друга по вертикали. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара, а нижняя – для добычи разогретой тяжелой нефти. Отработка данной технологии начата в 2006 г. Эффективность применения технологии парогравитационного дренирова- 102 ния пласта ограничена толщиной нефтенасыщенного пласта: с уменьшением толщины растут тепловые потери в кровле и подошве продуктивного пласта и снижается гравитационный эффект. Кроме того, при уменьшении нефтенасыщенной толщины пласта, особенно в краевых частях залежей, увеличивается риск прохождения зон с пониженной нефтенасыщенностью. Это объясняется особенностью строения природного резервуара залежей и месторождений тяжелой нефти, в краевых частях которых часто отсутствует основная зона коллекторов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами и, где песчаная пачка, постепенно замещаясь в верхней части «лингуловыми глинами», в периклиналях сложена более сцементированными песчаниками с пониженной нефтенасыщенностью. Такие геологические особенности вызывают необходимость предварительного изучения краевых участков залежей путем опережающего бурения оценочных скважин для принятия решения о целесообразности бурения парных горизонтальных скважин. Для определения оптимальной толщины пласта при размещении парных горизонтальных скважин выполнен расчет технико-экономических показателей на примере элемента разработки Ашальчинского месторождения тяжелой нефти, обладающего нефтенасыщенными толщинами 10, 12, 14, 15 м и состоящего из одной пары горизонтальных скважин (добывающая и нагнетательная) с длиной горизонтальной части 200, 400 и 600 м. Технологические параметры ̶ изменение дебита добывающей скважины и среднего за период отбора запасов ПНО - представлены на рисунке 3.29 [81]. Экономическая оценка эффективности эксплуатации данного элемента разработки выполнена при действующей налоговой системе (ДНС) 2011 г. и различных ценовых условиях: цена на нефть сорта Юралс рассмотрена в диапазоне от 80 до 110 долл./барр. На рисунке 3.30 показаны значения среднегодового экономического эффекта, полученные за расчетный период эксплуатации добывающей скважины при цене 80 долл./барр. Видно, что при цене нефти 80 долл./барр. скважины с длиной горизонтального участка 200 м целесообразно проектировать только при толщине продуктив- 103 ного пласта не менее 25 м. В противном случае эксплуатация такой скважины при ДНС становится убыточной. Строительство скважины с длиной горизонтального участка 400 м при цене 80 долл./барр. экономически целесообразно при толщинах от 15 м и более. При длине горизонтального участка 600 м приемлемая коммерческая эффективность эксплуатации добывающей скважины достигается при толщине пласта более 10 м. Рисунок 3.29 ̶ Зависимость среднего дебита нефти от толщины продуктивного пласта и длины горизонтального ствола скважины Рисунок 3.30 ̶ Зависимость среднегодового экономического эффекта от нефтенасыщенной толщины пласта и длины горизонтального участка скважины (при цене нефти сорта Юралс 80 долл./барр.) 104 На рисунке 3.31 показана зависимость величины показателя «рентабельность», рассчитанного как отношение прибыли от реализации к эксплуатационным затратам, от толщины продуктивного пласта, длины горизонтального участка и цены реализации добытой нефти с учетом действующего налогового законодательства и сложившегося уровня затрат на добычу по Ашальчинскому месторождению тяжелой нефти [81]. Рисунок 3.31 ̶ Рентабельность эксплуатации добывающей скважины при различных ценах на нефть, нефтенасыщенных толщинах пласта и длинах горизонтального участка скважины В связи с изменением ДНС с июля 2012 года в части введения льготной ставки вывозной таможенной пошлины на нефть с вязкостью более 10 000 мПас проведена актуализация расчетов. При моделировании задавались следующие нефтенасыщенные толщины: 8, 10, 12 и 14 м. Экономическая оценка показала, что при использовании собственных средств компании для финансирования и применении льготы по экспортной пошлине до середины 2022 г. минимальная нефтенасыщенная толщина, при которой инвестиции окупаются, составляет 10 м (таблица 3.4). 105 Таблица 3.4 ̶ Технико-экономические показатели бурения скважин при различных нефтенасыщенных толщинах пласта (при льготах по экспортной пошлине) Представленные расчеты показывают, что минимальной нефтенасыщенной толщиной для размещения парных горизонтальных скважин является 10-12 м. Для уменьшения зависимости от экономических параметров необходимо изыскивать методы снижения тепловых потерь в кровлю продуктивного пласта, например, путем закачки неконденсирующихся газов, образующих «газовую подушку» и экранирующих контакт теплоносителя с кровлей на стадии развитой паровой камеры. [79] 3.6 Обоснование комбинированной системы разработки Основное разрабатываемое месторождение Атабаска в Канаде представляет собой однородные массивные (средняя толщина 46 м, местами до 90 м) нефтеносные пласты с запасами и ресурсами около 101-128 млрд. т. Реализуемые в настоящее время проекты скважинной добычи предусматривают массовое разбуривание участков парными горизонтальными скважинами для добычи по парогравитационной технологии (рисунок 3.32). В Республике Татарстан мелкозалегающие залежи тяжелой нефти по величине и размерам мелкие (рисунок 1.2). Краевая (периферийная) зона залежи относительно центральной является менее продуктивной из-за преимущественного отсутствия основной зоны нефтенасыщения и более глубокозалегающей с большей 106 толщиной покрышки. Применение парных скважин по технологии парогравитационного дренирования в этой части залежи не позволит получить удовлетворительных результатов из-за малых толщин и удельных запасов на одну скважину, больших тепловых потерь. Рисунок 3.32 ̶ Схема разбуривания парными горизонтальными скважинами (3D-вид и вид сверху) по проекту Firebag компании Suncor С целью исключения выборочной отработки запасов за счет избирательного разбуривания участков и увеличения охвата выработкой всей площади нефтеносности предложено вести разработку по комбинированной системе размещения горизонтальных скважин (рисунок 3.1, глава 3.2). Краевая часть залежи толщиной менее 10 м разбуривается одиночными горизонтальными скважинами, которые на первом этапе, пока термогидродинамическая связь с близлежащими эксплуатационными скважинами отсутствует, намечено эксплуатировать по технологии пароциклического воздействия. В конечном итоге ожидается перевод на режим постоянной добычи одиночной ГС, близ расположенной к парной ГС. 107 Для отработки технологии пароциклического воздействия в данной зоне на Ашальчинской залежи пробурена одиночная горизонтальная скв. 15078, являющаяся соседней по отношению к паре скв. 15044, 15045 и расположенная параллельно на расстоянии около 100 м (рисунок 3.33). Рисунок 3.33 ̶ Схема расположения скважин На основе результатов исследований термометрии, сопоставления динамики добычи и закачки пара соседних горизонтальных скважин (рисунок 3.34) выявлено следующее: - увеличение отбора жидкости скв. 15078 в третьем цикле привело к повышению температуры на приеме насоса парной ГС 15044 от 64 до 125 С. Вследствие этого закачка в парную ГС 15045 была уменьшена от 125 до 39 т/сут, отбор жидкости ГС 15044 – от 178 до 127 т/сут, что привело к снижению дебита нефти с 23 до 19 т/сут; - перевод пароциклической скв. 15078 на цикл закачки в сентябре 2013 г. в совокупности с падением температуры на приеме насоса парной ГС 15044 до 57 С, что позволило нарастить отбор жидкости до 165 т/сут и увеличить закачку в парную ГС 15045 до 95 т/сут, привело к резкому росту дебита нефти парной ГС 15044 до 44 т/сут с последующим установлением на уровне 32 т/сут; - перевод пароциклической скв. 15078 на цикл отбора в феврале 2014 г. привело к снижению дебита нефти парной ГС 15044 до 26 т/сут. Повышение отбора жидкости по скв. 15078 от 76 до 118 т/сут привело к нестабильной работе насосного оборудования и росту в августе 2014 г. температуры от 79 до 123 С на приёме насоса парной ГС 15044. Темп закачки в парную ГС 15045 был снижен от 108 113 до 76 т/сут, при отборе жидкости ГС 15044 ̶ на уровне 146-154 т/сут, что позволило остановить рост температуры на приеме насоса и вести добычу нефти с дебитом 27-29 т/сут. С 06.09.2014 г. на пароциклической скв.15078 начат новый цикл прогрева паром. Рисунок 3.34 ̶ Динамика технологических показателей эксплуатации одиночной пароциклической ГС 15078 и пары ГС 15044/15045 Представленные выше особенности эксплуатации подтверждают факт, что между одиночной пароциклической ГС 15078 и парой ГС 15044/15045 с мая 2013 г. установилась термогидродинамическая связь, в результате происходит переток нефти с более развитой паровой камеры пары скв. 15044/15045. При реализации в центральной части залежи с нефтенасыщенной толщиной более 10-12 м технологии парогравитационного дренирования низкого давления, предусматривающей непрерывную закачку пара, создаются условия, приводящие к накоплению разогретой нефти. Установлено, что по мере расширения паровой камеры парных горизонтальных скважин и расширения радиуса прогретой зоны пароциклических скважин появится связь между ними, при этом продуктивность возрастет за счет притока вала разогретой нефти, накапливаемой на границе паровой камеры. 109 Создание избыточного давления в цикле закачки в одиночную ГС пара относительно изначально низкого пластового давления способствует вытеснению разогретой нефти к парной ГС. И наоборот - перевод в цикл отбора одиночной ГС приводит по мере постепенного повышения степени взаимовлияния скважин к возрастанию по ней продолжительности и объёма добычи нефти от цикла к циклу. В результате использование при комбинированной схеме разработки парных и одиночных горизонтальных скважин позволит охватить всю площадь нефтеносности, наиболее полно выработать запасы нефти и повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения. Первые результаты работ на Ашальчинской залежи свидетельствуют о перспективности комбинированной системы разработки, предусматривающей разбуривание одиночными ГС краевых зон и зон с малыми нефтенасыщенными толщинами менее 10 м. На Ашальчинской залежи на 01.07.2014 г. пробурено 67 ГС (30 пар и 7 одиночных ГС), введено в эксплуатацию 25 пар и 5 одиночных горизонтальных скважин. В целом по залежи средний дебит нефти парогравитационных ГС составляет 25,8 т/сут при текущем паронефтяном отношении 2,4 т/т. Четыре пары ГС эксплуатируются с дебитом нефти более 40 т/сут при текущем паронефтяном отношении 1,4 т/т. Максимальный накопленный объем добычи, приходящийся на одну пару – 77,5 тыс.т, при этом текущий дебит нефти составляет 42 т/сут. В соответствии с реализуемой схемой разбуривания минимальная толщина для размещения парных ГС составляет 10-12 м. Пара ГС, пробуренная в интервале нефтенасыщенных толщин 10,3-14,2 м (средняя по участку – 13,5 м), эксплуатируется с дебитом нефти 29 т/сут при текущем паронефтяном отношении 3,7 т/т. Это свидетельствует о возможности разбуривания и эффективной эксплуатации участков с нефтенасыщенной толщиной пласта и менее 15 м - величины, часто ограничивающей применение технологии парогравитацонного дренирования. В опытно-промышленной эксплуатации по технологии пароциклического воздействия находится ГС 15078, пробуренная в интервале нефтенасыщенных 110 толщин 7,6-10,0 м (средняя по участку – 8,9 м). Средний дебит нефти в 6 цикле – 10,3 т/сут, максимальный –11,8 т/сут. Средний за все шесть циклов дебит составил 5,4 т/сут. Добыча нефти от цикла к циклу возрастает по мере постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины и увеличения радиуса прогретой зоны. Остальные одиночные скважины находятся на первом цикле. В целом средний дебит пароциклических скважин составляет 4,4 т/сут. Предложенная комбинированная система разработки позволяет учесть геологические особенности строения залежей тяжелой нефти шешминского горизонта, характеризующихся утолщением покрышки к периферии залежи и нефтенасыщенной толщины к центру залежи. Результаты работ показывают эффективность реализации разработанного подхода. 3.7 Изучение режима эксплуатации пароциклической горизонтальной скважины в условии залежи с низкой собственной энергией Очень распространена на сегодняшний день технология паротепловых обработок скважин (ПТОС) – в англоязычной литературе широко используется термин «cyclic steam stimulation (CSS)». При ПТОС в скважину закачивают десятки (иногда сотни) тонн пара на 1 метр эффективной нефтенасыщенной толщины. Затем скважину останавливают для пропитки – перераспределения тепла в окружающие породу и флюиды на период до нескольких суток для перераспределения температуры в пласте. Длительные остановки чреваты чрезмерными потерями тепла в окружающие породы, а короткие – непроизводительным отбором закачанного пара. По завершении остановки скважину пускают в эксплуатацию. Постепенно, по мере охлаждения пласта, приток нефти из пласта в скважину будет снижаться. Когда дебит приблизится к предельно рентабельному уровню, ПТОС повторяют [11, 82- 86]. Современные технологии ПТОС предусматривают использование и горизонтальных скважин, что повышает эффективность процесса [61]. 111 Для оценки эффективности применения пароциклической технологии на залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения производился расчет на гидродинамической модели участка толщиной 8 м со средними геолого-физическими параметрами месторождения для скважины с длиной горизонтального участка ствола 400 м. Варианты включали в себя варьирование друг с другом продолжительности периода закачки, выдержки на термокапиллярную пропитку и отбора: Закачка, сут 30 Выдержка, сут Отбор, сут 5 Завершение отбора 10 при qн<1,0 м3/сут 60 15 Продолжительность цикла закачки в расчетах зависела от объема зоны дренирования – по мере ее увеличения возрастало время закачки, но не более 30 и 60 сут (в зависимости от варианта). Рассматривались следующие режимы эксплуатации: а) два режима закачки пара: 1) с ограничением по темпу не более 60 м3/сут при максимальном давлении на забое 1,3 МПа; 2) не более 90 м3/сут при 1,5 МПа. Переход на цикл выдержки осуществлялся при снижении приемистости менее 40 м3/сут; б) добыча жидкости с ограничением по максимальному отбору 120 м3/сут при минимальном забойном давлении 0,3 МПа. Для определения момента начала нового цикла задавался минимальный дебит нефти в текущем цикле (1 м3/сут). На основании полученных результатов на срок воздействия 10 лет могут быть сделаны следующие выводы: 1. С увеличением темпа закачки пара от 60 до 90 м3/сут накопленная добыча нефти возрастает в 1,3-1,5 раза с незначительным снижением паронефтяного отношения (на 3-13 %). Увеличение темпа закачки позволяет интенсифицировать процесс ввода тепла в пласт, уменьшить долю теплопотерь от общего количества вводимой в пласт теплоты и повысить эффективность процесса. 2. Увеличение времени выдержки от 5 до 15 сут приводит к снижению до- 112 бычи нефти в 1,1-1,3 раза при незначительном росте паронефтяного отношения на 1-12 %. Для определения условий, оптимальных для пуска пароциклической скважины на отбор после цикла закачки пара, обеспечивающих наибольший коэффициент нефтеизвлечения и наименьшие удельные затраты пара на тонну добытой нефти, на модели осуществлялась закачка расчетного объема пара температурой 200 С. Продолжительность фазы термокапиллярной пропитки варьировалась в зависимости от снижения температуры t ниже заданной величины в области, ограниченной радиусом R (1 и 3 м), после чего осуществлялся переход в цикл отбора. Граничным условием для остановки цикла отбора являлось снижение дебита нефти менее 1 т/сут, после чего начинался новый цикл. На основании полученных результатов (рисунок 3.35) можно сделать следующие выводы. Рисунок 3.35 ̶ Влияние температуры t в области радиусом R на текущий коэффициент нефтеизвлечения и паронефтяное отношение за цикл пароциклического воздействия При пароциклической обработке пластов с низкой собственной энергией выгоднее сокращать длительность выдержки, чтобы использовать для подъема на поверхность нефти энергию, обусловленную ростом давления, вызванного нагнетанием пара. Для повышения эффективности процесса отборы жидкости из пласта 113 необходимо осуществлять при давлениях ниже упругости пара воды, т.е. чтобы вытеснение проводилось паровой фазой. Для условий шешминского горизонта Ашальчинского месторождения оптимальным временем окончания цикла пропитки и перехода на цикл добычи является снижение температуры прогрева призабойной зоны до 120-140 С [11, 87]. 3.8 Анализ влияния направления разбуривания горизонтальными скважинами на эффективность выработки запасов Уфимский терригенный зонально-битумоносный комплекс включает в себя отложения соликамского и шешминского горизонтов. В западном направлении происходит постепенное сокращение мощности уфимских отложений до полного их выклинивания. В соликамском горизонте практического интереса признаки битумоносности не представляют. Нефтебитумоносность шешминского горизонта характеризуется более широким распространением. П.А. Шалиным (1988 г.), Б.В. Успенским (1988 г.), Г.А. Петровым (1990 г.) составлены детальные литофациальные схемы песчаной и песчано-глинистых пачек шешминского горизонта, где учтены новые материалы бурения. Данными специалистами среди песчано-глинистых пород шешминского горизонта выделена четко обособленная литофация песчаников. Она представлена песчаными телами барового (по П.А. Шалину и Г.А. Петрову) или дельтового (по Б.В. Успенскому) генезиса. Литофация песчаников линейно вытянута в северо-западном направлении и приурочена к краевой части современного западного склона Южно-Татарского свода. В ее границах наблюдается благоприятное распределение коллекторов песчаной пачки, с которыми связана основная зона нефтебитумонакопления в шешминском горизонте. Распределение залежей контролируется куполовидными песчаными телами [9]. Ашальчинская залежь тяжелой нефти в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса верхнего отдела пермской системы, приуроченная к одноименному поднятию, 114 имеет также вытянутую в северо-западном направлении форму (рисунок 3.36). Рисунок 3.36 ̶ Модель формирования залежей тяжелой нефти шешминского горизонта Черемшано-Бастрыкской разведочной зоны Проведен анализ влияния направления (траектории) горизонтального ствола относительно простирания пласта на показатели эксплуатации. В выборке участвовали скважины, имеющие продолжительную историю эксплуатации, которые группировались по следующим признакам: с расположением горизонтального участка ствола в субмеридиональном направлении (по простиранию пласта или вдоль основной оси залежи) и с расположением в субширотном направлении («вкрест» простирания пласта или поперек основной оси распространения залежи). Из 15 пар горизонтальных скважин 11 размещены по простиранию пласта. Максимальный дебит нефти достигнут по скв. 15042 (57,8 т/сут) и скв. 15040 (55,9 т/сут) при обводненности около 70 %. С дебитом более 15 т/сут работают 8 скважин, т.е. 80 % от пробуренных по простиранию пласта. Средний дебит нефти данной группы скважин – 31,2 т/сут. Все пробуренные «вкрест» простирания пласта 4 пары горизонтальных скважин работают с дебитом более 15 т/сут, максимальный дебит получен по скв. 230 – 36,5 т/сут (после закачки растворителя 50,5 т/сут) и скв. 15020 – 39,9 т/сут. Средний текущий дебит данной группы скважин – 26,7 т/сут нефти. 115 Меньшая величина дебита данной группы скважин подтверждает необходимость размещения траектории горизонтальных участков вдоль простирания пласта или оси максимальных нефтенасыщенных толщин [77]. Выводы по главе 3 По текущим результатам опытно-промышленных работ на залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения можно сделать следующие выводы [10, 11]. 1. Залежь тяжелой нефти Ашальчинского месторождения – небольшая по размерам и запасам, приуроченная к сводовой части песчаной пачки шешминского горизонта, – залегает на средней глубине 81,2 м от поверхности земли. Эффективная нефтенасыщенная толщина в сводовой части достигает 31,8 м. Залежь литологически однородна, нефтенасыщенные коллекторы имеют высокие фильтрационно-емкостные свойства. 2. Наличие неравномерно распространенной поверхности ВНК – важнейший геологический фактор, требующий учета при проектировании горизонтального участка ствола скважин. 3. Сильная изменчивость положения ВНК на небольших расстояниях усложняет получение точного прогноза показателей эксплуатации горизонтальных скважин на стадии проектирования и при анализе результатов бурения оценочных скважин. 4. Верхняя и нижняя переходные зоны нефтенасыщения по толщине пласта с массовой нефтенасыщенностью от 7,5 до 4,5 % являются источниками преждевременного обводнения. При достижении паровой камерой прослоев с пониженной нефтенасыщенностью, залегающих на разных гипсометрических отметках, дебит нефти может снизиться, а паронефтяное отношение ̶ повыситься из-за потерь тепла на их прогрев. 5. К периферии залежей тяжелой нефти толщина основной зоны коллекторов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами уменьшается, поэто- 116 му принимать решение о бурении в этой части залежи парных горизонтальных скважин необходимо на основе изучения геологического строения пласта опережающим бурением оценочных скважин. Как показал проведенный обзор апробированных технологий, технологические показатели эксплуатации месторождений тяжелой нефти можно улучшить путём использования горизонтальных скважин [25, 88-90]. Результаты опытнопромышленных работ на залежи Ашальчинского месторождения с применением горизонтальных скважин показали: - технология, реализуемая ОАО «Татнефть», оказалась довольно эффективной в условиях различного по величине и характеру флюидонасыщения; - добычу нефти в осложненных условиях вскрытия подошвенной воды можно увеличить, управляя дебитами жидкости и закачкой пара; - технологический процесс парогравитационного дренирования пласта обеспечивает достаточно высокие дебиты нефти в широком диапазоне изменения насыщенности пластов и эффективное вытеснение в осложненных условиях, связанных с особенностями геологического строения; - раздренирование призабойной зоны скважин, обеспечение гидродинамической связи и приёмистости пара нагнетательной горизонтальной скважины возможно осуществлять в достаточно короткие сроки (2-3 мес); - применение обычных НКТ вместо теплоизолированных возможно, что значительно снижая затраты при приемлемых потерях тепла, при транспорте пара от устья до забоя. В ходе крупномасштабного эксперимента, реализуемого ОАО «Татнефть» на залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения, в процессе испытания этой технологии был выявлен целый ряд сложностей, с которыми можно столкнуться при широкой промысловой реализации метода [55, 71, 90], которые можно подразделить на 2 категории: 1. Связанные с особенностями разреза и продуктивного пласта: а) зоны поглощения при строительстве скважин, ведущие к проблемам крепления и экологическим рискам; 117 б) высокая неоднородность; в) наличие водонасыщенных зон в разрезе залежи, распределенный ВНК или зоны переходного насыщения от нефти к воде. 2. Связанные с особенностью режимов работы скважин: а) выбор давления нагнетания; б) оптимизация паронефтяного отношения; в) выбор способа добычи – механизированная или фонтанная (парлифтная) эксплуатация; г) выбор стратегии поддержания перепада давления между зоной нагнетания и зоной отбора (обеспечение максимально эффективного давления на входе в насос). На основе многовариантных расчетов показано, что наиболее перспективными для реализации являются варианты со следующими значениями управляющих параметров: - определено оптимальное расстояние, равное 5-7 м между двумя параллельными горизонтальными стволами, пробуренными друг над другом; - расхождение горизонтального участка стволов по горизонтали допустимо на расстояние не более 0,5-3 м, при дальнейшем увеличении расхождения стволов дебит резко снижается; - определено оптимальное расстояние от водонефтяного контакта, равное 2 м, при дальнейшем увеличении коэффициент нефтеизвлечения снижается при сопоставимых величинах паронефтяного отношения и водонефтяного фактора; - 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; - чем больше нефтенасыщенная толщина пласта и длина горизонтального участка скважины, тем выше экономическая эффективность эксплуатации скважин тяжелой нефти с применением технологии парогравитационного дренирова- 118 ния [81, 91]. Дальнейшее повышение эффективности тепловой обработки пласта возможно при усовершенствовании технологии процесса, снижении тепловых потерь и капиталоемкости процесса и пр. В настоящее время работы в области усовершенствования процесса парогравитационного дренирования направлены на повышение дебита нефти и нефтепарового отношения, снижение энергопотребления и объема сбрасываемой воды. Основными факторами, влияющими на эффективность данного метода разработки, являются начальная нефтенасыщенность пласта и наличие неравномерной поверхности водонефтяных зон с подстилающей водой [10, 64, 77]. 119 4 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОДГОТОВКИ И РАЗБУРИВАНИЯ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ 4.1 Последовательность работ для обеспечения эффективных условий добычи Для обеспечения эффективных условий добычи принята следующая последовательность работ по подготовке залежей тяжелой нефти (рисунок 4.1), направленная на выявление условий, осложняющих разработку при широкой промысловой реализации метода, и повышение степени изученности новых залежей тяжелой нефти. На первом этапе для выявления геологических особенностей новых залежей тяжелой нефти и определения потенциальной технологии разработки необходимо выполнить этап геологоразведочных работ с бурением поисково-оценочных и разведочных скважин, отбором керна и испытанием продуктивных пластов на приток. Основные задачи на данном этапе при подготовке залежей следующие: 1) повышение качества подготовленности структур и выделение перспективных для освоения залежей; 2) уточнение контуров нефтеносности и эффективных нефтенасыщенных толщин; 3) выявление особенностей геологического строения, влияющих на эффективность проектируемой технологии извлечения и систему размещения эксплуатационных скважин; 4) проведение испытаний скважин на естественном режиме и с паротепловым воздействием на продуктивный пласт, что позволит получить информацию о притоке и осуществить перевод запасов в категорию С1; 5) во всех скважинах проведение комплекса ГИС и отбор для лабораторных исследований кернового материала, охватывающего покрышку залежи и продуктивный пласт. По итогам реализации первого этапа работ на основе бурения поисково- 120 оценочных скважин и испытания продуктивных пластов на приток, с учетом экологической обстановки на каждом конкретном месторождении, природных и гидрогеологических условий залегания продуктивных отложений залежей тяжелой нефти выявляются факторы, осложняющие условия эффективного освоения залежей тяжелой нефти. I этап. Выявление геологических особенностей и потенциальных технологий разработки залежи 1. Постановка задач научноисследовательских и опытных работ 2. Геологоразведочные работы с бурением поисково-оценочных и разведочных скважин, испытание скважин II этап. Подготовка залежи к эксплуатационному разбуриванию 1. Анализ материалов по залежи тяжелой нефти 2. Построение и анализ карт нефтенасыщенных толщин, структурных карт по кровле и подошве 2.1. На карте нефтенасыщенных толщин выделение минимальных изопахит эффективного применения проектируемой технологии и оси максимальных нефтенасыщенных толщин 2.2. На структурной карте по подошве нефтенасыщенного коллектора выделение участков с минимальными различиями отметок и закономерности уклона ВНК 3. Размещение проектных горизонтальных скважин параллельно оси максимальных нефтенасыщенных толщин 4. Выявление возможных пересечений с кровлей либо ВНК 5. Оптимизация системы размещения проектных горизонтальных скважин 6. Размещение и бурение сетки опережающих оценочных скважин III этап. Обобщение результатов исследований и опытных работ. Уточнение технологий разработки и корректировка системы размещения горизонтальных скважин IV этап. Практическая реализация результатов работы – бурение эксплуатационных и контрольных скважин Рисунок 4.1 ̶ Структурная схема 121 Следующий этап изучения ̶ подготовка залежи к эксплуатационному разбуриванию, основанном на опережающем бурении вертикальных оценочных скважин с отбором керна из продуктивных интервалов. Скважины оценочного фонда бурятся для доизучения геологического строения пласта и его литологофизических характеристик по сетке 200-300 м в районе предварительно выбранных для размещения горизонтальных скважин. Опережающее разбуривание всей залежи оценочными скважинами позволяет произвести детальное доизучение геологического строения и литолого-физических характеристик пласта, оптимально изменить расстановку проектных эксплуатационных скважин в силу возникающих изменений из-за полученной новой геологической информации. Сложное строение залежи, характеризующееся значительной изменчивостью водонефтяного контакта и наличием связанной и свободной слабоминерализованной воды внутри коллектора, влияет на результаты интерпретации ГИС и затрудняет навигацию при бурении горизонтального ствола [66]. Учитывая высокий вынос керна из оценочных скважин (более 70-100 %) при его отборе через каждые 10-20 см разреза, предпочтение в выделении эффективной нефтенасыщенной части пласта отдается данным лабораторных исследований керна. Основанием также является разница в отметках положения нижней границы нефтенасыщения, определенных по материалам интерпретации геофизических исследований скважин и лабораторных исследований керна 55 % пробуренных на месторождении вертикальных оценочных скважин, которая достигает 14,6 м (скв. 228) и в среднем составляет 15,6 % (рисунок 4.2). Геофизические материалы 47 оценочных скважин, пробуренных на Ашальчинском месторождении, показали, что абсолютные отметки нижней границы нефтенасыщенности изменяются по скважинам от плюс 1,2 м (скв. 243) до плюс 25,8 м (скв. 15187). В то же время по данным лабораторного анализа кернового материала изменения абсолютных отметок нижней границы нефтенасыщения составили от минус 0,1 м (скв. 277) до плюс 21,4 м (скв. 15183). Основной причиной больших расхождений в определении пористости и нефтенасыщенности, определенных по ГИС и керну, является недостаточное пет- 122 рофизическое обеспечение методов, обусловленное особенностями геологического строения продуктивного пласта (см. главу 1.4) , что осложняет проектирование горизонтальных участков ствола. Рисунок 4.2 ̶ Выделение нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта по материалам ГИС и лабораторного анализа керна Поэтому выделение в объеме залежи продуктивной части и изучение геологических особенностей строения нефтенасыщенного интервала пласта являются основополагающими как в оценке запасов, так и в проектировании разработки. 4.2 Основные принципы размещения горизонтальных скважин при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелой нефти Сложность геологического строения залежей тяжелой нефти шешминского горизонта заключается не только в неоднородности коллектора, но и главным образом в отсутствии горизонтальной как в нефтяных залежах, нижней границы залежи (рисунок 4.3). По результатам бурения оценочных скважин установлено, что в общих чер- 123 тах залежи имеют перевернутую чашеобразную форму – центральная часть, где отмечается наибольшая нефтенасыщенная толщина, располагается выше, а периферия с меньшими толщинами имеет тенденцию к понижению отметок залегания. Рисунок 4.3 ̶ Схематический геологический профиль: распределение нефтенасыщенности по разрезу шешминского горизонта залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения Для повышения охвата запасов тяжелой нефти выработкой горизонтальные участки ствола размещаются как можно ближе к водонефтяному контакту. Изменчивость водонефтяного контакта и погружение краевых зон залежи создают определенные трудности при проектировании размещения горизонтальных участков ствола. С целью обеспечения максимальной выработки запасов тяжелой нефти за счет оптимизации расположения горизонтальных участков для охвата пласта воздействием и снижения капиталоемкости проекта за счет эффективного кустования устьев горизонтальных скважин предложен и реализуется следующий подход. Суть методики заключается в построении карт кровли продуктивного пласта, подошвы нефтенасыщенного коллектора и нефтенасыщенных толщин (рисунок 4.4). На карте нефтенасыщенных толщин для каждой проектируемой с использованием горизонтальных скважин технологии разработки выделяют зоны её эф- 124 фективного применения, ограниченные минимальной изопахитой. На карте подошвы нефтенасыщенного коллектора в пределах данных зон выделяются участки с минимальными различиями отметок ВНК, т.е. характеризующиеся наименьшими её колебаниями и наибольшей равномерностью, и определяется ось максимальных нефтенасыщенных толщин участка, характеризующаяся наибольшей выдержанностью. Карта эффективных нефтенасыщеных толщин (красная+зеленая – области бурения парных, синяя – одиночных горизонтальных скважин) Структурная карта по кровле песчаной пачки шешминского горизонта Структурная карта по подошве нефтенасыщенного коллектора шешминского горизонта Карта рекомендуемых мероприятий, разработанная на основе методики Рисунок 4.4 ̶ Реализация подхода при проектировании комбинированного размещения горизонтальных скважин на примере Ашальчинского месторождения 125 Соблюдение принципа параллельности горизонтальных участков ствола разноименных скважин и выбор азимута бурения параллельно оси максимальных нефтенасыщенных толщин позволяет снизить количество проектных скважин и их кустов. При этом во избежание строительства наклонных горизонтальных стволов и в последующем ̶ неравномерного формирования паровой камеры по длине ствола учитывается закономерность уклона водонефтяного контакта. Технология парогравитационного дренирования предусматривает бурение нагнетательной горизонтальной скважины строго параллельно на 5-6 м выше добывающей горизонтальной скважины, располагаемой на 2-3 м выше ВНК. В совокупности изменчивость ВНК и кровли продуктивного пласта по площади, при соблюдении принципа параллельности по вертикали горизонтальных стволов парогравитационных скважин, может привести к пересечению кровли либо ВНК. Поэтому следующим этапом является совмещение в плане карт с целью установления возможных пересечений. При их выявлении проводится анализ на возможность исключения таких условий путем укорачивания горизонтального участка или корректировки азимута бурения всей батареи скважин либо замены части скважин на одиночные в вертикальном разрезе горизонтальные скважины. Из различных вариантов размещения выбирается вариант с наименьшим количеством горизонтальных скважин, обеспечивающим максимальный охват пласта по площади и разрезу. Данный подход обеспечивает: - равномерность охвата и увеличение площади теплового воздействия на пласт; - сокращение количества проектных горизонтальных скважин; - сокращение объемов бурения транспортных стволов скважин в непродуктивных породах по отношению к длине горизонтального ствола в продуктивном пласте; - сокращение длины обсадной колонны и потерь тепла в непродуктивной части от устья до кровли при транспортировке теплоносителя до продуктивного пласта. 126 Малая глубина залегания накладывает ограничение по внутрипластовому давлению. По опыту Канады в условиях, аналогичных месторождениям тяжелой нефти Татарстана, в результате превышения давления нагнетания выше давления разрыва покрышки произошел выброс пара на дневную поверхность [90]. При разработке мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти чрезвычайно важен мониторинг процесса воздействия на пласт. Перспективные запасы тяжелой нефти залегают в отложениях уфимского яруса верхнего отдела пермской системы – зоне активного водообмена. В этом же разделе осадочной толщи сконцентрированы основные запасы пресных подземных вод, слабо защищенных от загрязнения. Покрышкой для залежей тяжелой нефти является региональный водоупорный слой «лингуловые глины». Толщина «лингуловых глин» имеет закономерную зависимость от ее местоположения относительно структуры песчаной пачки, что обусловлено условиями ее формирования. В присводовых и сводовых частях песчаная пачка перекрыта «лингуловыми глинами» толщиной 4-10 м. В пониженных частях поверхности уфимских отложений толщина «лингуловых глин» достигает 20 и более метров (рисунок 4.5) [7]. Одним из нежелательных последствий процессов разработки может оказаться утечка пара и углеводородных газов из залежей тяжелой нефти, другим – возникновение техногенных и природных перетоков нижележащих и сопровождающих залежи тяжелой нефти минерализованных вод в вышележащие горизонты пресных вод. При этом могут изменяться гидродинамическая и гидрохимическая обстановка в вышележащем пресном водоносном горизонте, направление потока подземных вод и их химический состав [11, 92, 93]. Поэтому основной задачей при организации работ является определение допустимых пределов, при которых может реализовываться технология разработки, контроль и управление параметрами, исключающими создание условий для нарушения целостности покрышки продуктивного пласта. Для этого строится карта толщин покрышки и проводится оценка природной защищенности. 127 Рисунок 4.5 ̶ Карта изопахит «лингуловых глин» Выводы по главе 4 При размещении горизонтальных скважин необходимо учитывать следующие основные положения для повышения эффективности разработки месторождений тяжелой нефти: - проектирование горизонтальных скважин целесообразно начинать с анализа информации, получаемой при опережающем бурении оценочных скважин по сетке 200-300 м с отбором керна, при выявлении расширения/сужения контура нефтеносности корректировать размещение оценочных скважин; - протяженность и профиль горизонтального участка следует окончательно выбирать только после завершения бурения оценочных скважин и лабораторного 128 анализа кернового материала, так как информация о залежи по разведочным и оценочным ранее пробуренным скважинам, находящимся на большом удалении друг от друга, недостаточна для проектирования, а материалы ГИС зачастую дают некорректную насыщенность; - для определения протяженности и направления горизонтального участка скважин учитывать степень изменчивости водонефтяного контакта путем выделения зон с его наименьшими отклонениями от средней величины в пределах минимальных изопахит эффективного применения технологии разработки; - для обеспечения равномерной выработки запасов необходимо при проектировании системы размещения горизонтальных скважин поддерживать расстояние по вертикали от нагнетательной парной горизонтальной скважины до добывающей парной горизонтальной на уровне оптимальных 5-7 м (для условий Ашальчинского месторождения), определяемое величиной проницаемости продуктивного пласта и вязкости пластовой нефти. Расхождение горизонтального участка стволов по горизонтали допустимо на расстоянии не более 0,5-3 м, при дальнейшем увеличении расхождения стволов дебит резко снижается; - при определении технологического режима устанавливать допустимый предел по максимальному давлению нагнетания индивидуально по каждой скважине, исходя из толщины покрышки продуктивного пласта и глубины залегания для исключения условий нарушающих целостность покрышки пласта. На основе разработанного подхода ведется разбуривание Ашальчинского месторождения тяжелой нефти. Малая глубина залегания накладывает определенные требования к контролю процесса, вследствие этого на месторождении налажен мониторинг параметров оборудования поверхностного обустройства, изменения высотных отметок рельефа нивелирными профилями, возможного влияния разработки на подземную гидросферу, контроль и управление параметрами, исключающими создание условий для нарушения целостности покрышки продуктивного пласта [90]. 129 5. ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ ПУТЕМ УПЛОТНЯЮЩЕГО БУРЕНИЯ НА ОСНОВЕ ВЫЯВЛЕННЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ 5.1 Предпосылки образования застойных зон На Ашальчинском месторождении применяется технология паротеплового воздействия низкого давления, что предполагает механизированный способ эксплуатации. При механизированной эксплуатации парных горизонтальных скважин оптимальный режим совместной работы нагнетательной и добывающей скважин устанавливается из условия недопущения непроизводительного отбора пара, т.е. поддержания парожидкостного раздела (ПЖР) между разноименными скважинами (рисунок 5.1). Рисунок 5.1 ̶ Различные варианты эксплуатации парных горизонтальных скважин В Канаде для выполнения этого условия устанавливается перепад от 10 до 40 С между температурой отбираемой жидкости, поступающей в хвостовик, и температурой насыщенного пара, рассчитанной для условий в этой же точке (рисунок 5.2). Это позволяет создать «гидрозатвор» и предотвратить попутный отбор пара [94, 95]. 130 Рисунок 5.2 ̶ Диаграмма фазового состояния для выбора режима эксплуатации добывающей скважины С целью определения оптимального режима проведено исследование путем гидродинамического моделирования эксплуатации второй пары горизонтальных скв. 230, 231 Ашальчинского месторождения. Режим работы добывающей скважины устанавливался из условия поддержания температуры отбираемой жидкости ниже температуры насыщения при данных условиях на величину, равную 10 и 30 С, рисунок 5.2. На рисунке 5.3 представлены 3D-виды распределения температуры (справа) и нефтенасыщенности (слева) в вертикальном разрезе горизонтальных скв. 230, 231 при градиенте температуры 10, 30 и 50 С. На основе сопоставления добычи нефти и паронефтяного отношения при различных градиентах температуры выявлено следующее: - низкое значение градиента температур (10 С) приводит к тому (рисунок 5.3 а), что паровая камера опускается максимально низко к добывающей скважине (на рис. показан ПЖР), что увеличивает среднюю высоту паровой камеры. Это приводит к повышению дебита (рисунок 5.4), поскольку при этом добывается больше нефти из нижней части продуктивного интервала; - высокое значение градиента температур (30 С) приводит к замедлению распространения паровой камеры по горизонтали вниз, при этом ПЖР (рисунок 5.3 б) выше добывающей скважины, а отбор жидкости, приемистость по пару и температура прогрева низкие. 131 а) при эксплуатации на 10 С ниже tпер б) при эксплуатации на 30 С ниже tпер в) при эксплуатации на 50 С ниже tпер Рисунок 5.3 ̶ Изменение распределения насыщенности пласта (слева) и расчетной температуры (справа) на начальной и завершающей стадиях разработки 132 Рисунок 5.4 ̶ Сопоставление дебита нефти при различных градиентах температур Результаты трех мерного моделирования указывают на необходимость установления забойной температуры по добывающей скважине ниже температуры парообразования на величину 10-20 °С. Малое значение перепада температур максимизирует развитие паровой камеры и увеличивает дебиты битума, при этом накопленная добыча нефти выше за счет установления парожидкостиного раздела между нагнетательной и добывающей скважинами [94]. 5.2 Влияние градиента температуры на эффективность разработки месторождений тяжелой нефти горизонтальными скважинами на примере залежи Ашальчинского месторождения Проведенное компьютерное моделирование технологии парогравитационного воздействия на объектах Ашальчинского месторождения тяжелой нефти выявило возможность образования застойных зон (рисунок 5.3), механизм образования которой заключается в следующем. В результате непрерывной закачки вокруг каждой пары скважин формируется паровая камера. На границе паровой камеры пар конденсируется при передаче тепла нефти и окружающим породам, а прогретая тяжелая нефть вытесняется под 133 действием собственного веса и сконденсировавшегося пара по направлению сверху вниз. Парожидкостной раздел поддерживается в интервале между добывающей и нагнетательной скважинами для создания устойчивого притока продукции в жидкой фазе. Процесс сопровождается увеличением нефтенасыщенности на границе паровой камеры в направлении к добывающей скважине (рисунок 5.3а). По мере расширения паровой камеры вглубь пористой среды и увеличения угла наклона её границ происходит замедление тока вдоль неё подвижной нефти. При минимальном угле наклона границы паровой камеры на определенном участке силы тяжести становится недостаточно для формирования устойчивого тока к зоне дренирования добывающей скважины, и, как следствие, приток нефти снижается вплоть до полного его прекращения. В конечном счёте в промежутке между соседними парами горизонтальных скважин в интервале «добывающая скважина – водонефтяной контакт» образуется застойная зона, насыщенная нефтью, не охваченная влиянием паровой камеры (рисунок 5.3а). Дополнительным фактором, способствующим образованию застойной зоны у подошвы пласта, является то, что давление в паровой камере почти в три раза превосходит начальное пластовое давление. Таким образом, изменение распределения нефтенасыщенности в разрезе приводит к постепенному снижению эффективности метода парогравитационного дренирования, и, как следствие, возникает необходимость использования иного технологического решения, направленного на повышение степени нефтеизвлечения. 5.3 Анализ эффективности оптимизации разработки путем уплотняющего бурения Одним из направлений получения доступа к не охваченной дренированием области пласта и повышению коэффициента извлечения нефти является уплотнение проектной сетки скважин при разработке месторождения. На Ашальчинском месторождении тяжелой нефти были исследованы сле- 134 дующие варианты уплотнения сетки скважин: - использование имеющегося пробуренного контрольного фонда скважин; - бурение дополнительных вертикальных скважин; - бурение одиночной горизонтальной скважины в промежутке между соседними парами горизонтальных скважин. Использование имеющегося пробуренного контрольного фонда скважин для увеличения степени выработки запасов тяжелой нефти показало следующее. Контрольная скв. 230а – близлежащая к паре горизонтальных скв. 232 и 231, была запущена в эксплуатацию для отбора разогретой продукции в феврале 2010 г. Начальный дебит по жидкости составил 15,2 т/сут, однако почти сразу было отмечено начало падения добычи. В декабре 2011 г. скважина была признана нерентабельной (дебит уменьшился до 0,7 т/сут, обводненность возросла до 98,3 %) и переведена в бездействующий фонд. Скв. 230а в эксплуатации пробыла 23 мес. За время ее эксплуатации накопленный объем добычи нефти достиг 0,4 тыс. т, жидкости – 7,9 тыс. т. Среднемесячная обводненность продукции составила 88,9-98,7 %, в среднем за весь период – 94,9 %. Эксплуатация скв. 230а позволила выполнить задачу довыработки оставшихся запасов (патент РФ 2531963). Однако с экономической точки зрения данное технологическое решение оказалось неэффективным: затраты, связанные с капитальным ремонтом скв. 230а и последующим нефтепромысловым обустройством, не окупились, убыток составил около 3 млн. р. Для залежей шешминского горизонта характерны неравномерно распространенная поверхность ВНК, сильная изменчивость этой поверхности на небольших расстояниях. Данный геологический фактор необходимо учитывать при проектировании горизонтального участка ствола скважин [10]. Опыт разработки Ашальчинского месторождения тяжелой нефти показывает, что в ряде случаев могут существовать участки ствола добывающей горизонтальной скважины, находящиеся на расстоянии более 2 м от ВНК – минимального допустимого расстояния, принятого в проектных документах для залежей 135 шешминского горизонта. Кроме того, в связи с наличием зон с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами возможны неоднородное формирование паровой камеры и неравномерный охват по площади. Для таких случаев исследована возможность строительства дополнительных вертикальных скважин. Моделирование строительства дополнительных вертикальных скважин выполнено при следующих геологических условиях: расстояние от ВНК вдоль горизонтального ствола парной скважины составляет 2 м, в районе бурения вертикальной скважины – около 5 м. Интервал фильтра размещается ниже уровня горизонтального ствола парной добывающей скважины. Рассмотрены различные варианты со сроком ввода в эксплуатацию дополнительной вертикальной скважины. Анализ результатов показал, что оптимальными сроками ввода дополнительной вертикальной скважины являются 3 или 4 года эксплуатации парной добывающей скважины. В этом случае на участке достигается максимальный прирост КИН, равный 0,004 доли ед. При бурении дополнительной вертикальной скважины в последующие годы эксплуатации парной добывающей скважины величина прироста КИН снижается до 0,002 доли ед. Связано это с тем, что отбор вертикальной скважиной осложняется появлением паровой фазы в высокотемпературной продукции [96-98]. Бурение дополни- тельной вертикальной скважины в более поздние периоды работы парной добывающей скважины связано также с возрастанием риска возникновения аварий при строительстве скважины в результате пересечения зоны паровой камеры. Недостатком данного технологического решения, как и в случае с использованием контрольных скважин, является недостаточная коммерческая эффективность, что является следствием относительно малых удельных извлекаемых запасов, приходящихся на одну скважину. При бурении дополнительной вертикальной скважины в оптимальные сроки в течение первых трех лет аккумулируется текущая чистая прибыль, но значения ее минимальны и не позволяют окупить затраты, связанные с бурением и обустройством. За весь срок эксплуатации такой скважины убыток может составить около 4,3 млн. р. В качестве возможного метода отбора остаточных запасов нефти и предот- 136 вращения эффекта запирания запасов нефти в нижнем интервале пласта исследовано бурение одиночной горизонтальной скважины в промежутке между соседними парами горизонтальных скважин. Строительство такой скважины, уплотняющей проектную сетку разработки, требует тщательного планирования с точки зрения максимизации нефтеизвлечения и минимизации риска прорыва пара, так как при превышении давления и температурного предела могут возникнуть проблемы со стабильностью эксплуатации скважины. Для решения этой задачи необходимо определить оптимальные параметры размещения горизонтального ствола скважины по вертикали, а также наиболее эффективные способы ее стимулирования (в частности, при помощи циклической закачки пара), при которых обеспечивается достижение следующих условий: – кратчайший срок реагирования нефти на тепловой фронт; – наибольший потенциальный отбор подвижной нефти; – наибольший экономический эффект при наименьших затратах. На фильтрационной модели Ашальчинского месторождения исследованы варианты расположения горизонтального ствола скважины, уплотняющей проектную сетку разработки, относительно уровня горизонтальной парной добывающей скважины. Рассмотрены следующие варианты расположения горизонтального ствола уплотняющей скважины: - на одном уровне с парной добывающей горизонтальной скважиной; - выше уровня парной добывающей горизонтальной скважины на один и два метра; - ниже уровня парной добывающей горизонтальной скважины на 1 и 2 м; - ниже уровня парной добывающей горизонтальной скважины на 2,5 м, т.е. ниже уровня ВНК на 0,5 м. В каждом варианте проводилась серия вычислительных экспериментов, отличающихся датой ввода в эксплуатацию дополнительной скважины. За отправную точку был принят третий год эксплуатации парной добывающей скважины, когда влияния теплового фронта паровой камеры достаточно для получения при- 137 тока разогретой нефти в дополнительную скважину. Далее последовательно, с шагом в один год, рассматривался ввод уплотняющей скважины до седьмого года разработки элемента включительно. На рисунках 5.5-5.7 приведены зависимости конечного КИН, накопленного ПНО, продолжительности разработки элемента от расположения и срока ввода в эксплуатацию дополнительной уплотняющей горизонтальной скважины. В качестве базового варианта представлены показатели, полученные при разработке элемента только парой горизонтальных скважин. Исследования показали, что увеличение конечного КИН относительно базового варианта (рисунок 5.5) достигается в случае размещения горизонтального ствола уплотняющей скважины на уровне парной добывающей скважины либо ниже ее. Рисунок 5.5 ̶ Зависимость конечного КИН от расположения и года ввода уплотняющей горизонтальной скважины Оптимальным является бурение ниже уровня парной добывающей горизонтальной скважины. При этом, чем ниже расположена уплотняющая скважина, тем выше конечный КИН. Одной из причин выявленной закономерности является больший охват пласта и, следовательно, больший отбор нефти. Максимальная величина КИН достигается при бурении уплотняющей скважины ниже уровня парной добывающей горизонтальной скважины на 2,5 м или на 0,5 м ниже начально- 138 го положения ВНК. Связано это с тем, что наблюдается оттеснение начального положения ВНК за счет большего давления в паровой камере, которое в 2-3 раза выше начального пластового. При бурении выше уровня парной добывающей скважины на эксплуатацию уплотняющей скважины негативно влияет близость паровой камеры. Накопленная добыча тяжелой нефти в этом случае меньше, чем в базовом варианте, что связано с экранированием нефти ниже уровня этой скважины. Год ввода в эксплуатацию уплотняющей скважины в каждом из рассмотренных случаев конкретного расположения оказывает незначительное влияние на конечный КИН. На рисунке 5.6 представлено ПНО за весь срок разработки элемента. Рисунок 5.6 ̶ Зависимость ПНО от расположения и даты ввода уплотняющей горизонтальной скважины Ввод уплотняющей скважины позволяет уменьшить величину данного показателя. Это связано с тем, что защемленная нефть в неохваченной области уже частично подвижна, и отбор ее уплотняющей горизонтальной скважиной не требует дополнительного прогрева. Однако, чем позже вводится в эксплуатацию уплотняющая скважина, тем менее заметно проявление данного эффекта. Причиной этого является более значительное развитие паровой камеры к соответствую- 139 щему моменту времени и, следовательно, отбор тяжелой нефти уплотняющей скважиной производится в непосредственной близости от границы нагнетания. С увеличением высоты расположения горизонтального ствола уплотняющей скважины относительно парной добывающей скважины и года ввода в эксплуатацию возрастает энергоемкость процесса, причем в случае бурения ее выше на 2 м ПНО превышает величину базового варианта при любой дате её ввода. При бурении уплотняющей скважины ниже уровня размещения парной добывающей скважины ПНО снижается более значительно. На рисунке 5.7 показано влияние ввода дополнительной скважины на срок разработки элемента. Рисунок 5.7 ̶ Зависимость срока разработки элемента от расположения и даты ввода уплотняющей горизонтальной скважины При эксплуатации элемента парой скважин (базовый вариант) срок разработки составит около 13 лет. Бурение уплотняющей скважины во всех рассмотренных вариантах приводит к существенному сокращению периода выработки запасов. Срок разработки в зависимости от варианта расположения уплотняющей скважины может снизиться от 1,5 до 5 лет. Наиболее значительное уменьшение срока разработки наблюдается при условии ввода в эксплуатацию уплотняющей скважины в третий и четвертый годы эксплуатации пары скважин. Более поздний ввод уплотняющей скважины оказывает меньшее влияние на изменение срока 140 разработки элемента, а более ранний ввод нецелесообразен из-за недостаточного влияния паровой камеры от пары горизонтальных скважин на приток разогреваемой жидкости в дополнительную скважину. Для каждого из описанных выше технологических вариантов выполнена оценка экономической эффективности эксплуатации элемента залежи. Экономические параметры определены в фактических ценах, что позволило исключить двойное влияние фактора времени (ввода уплотняющей скважины в разные годы эксплуатации парной добывающей скважины и применение фактора дисконтирования затрат) на финансовые результаты. На рисунке 5.8 показана зависимость аккумулированного потока наличности элемента залежи от года ввода в эксплуатацию уплотняющей скважины и ее расположения относительно парной добывающей скважины. Рисунок 5.8 ̶ Зависимость аккумулированного потока наличности элемента от расположения и даты ввода уплотняющей горизонтальной скважины Анализ полученных результатов свидетельствует о том, что во всех случаях бурение и эксплуатация дополнительной скважины снижают коммерческую эффективность разработки элемента залежи, а затраты на бурение и эксплуатацию этой скважины не окупаются. Наименьшее снижение эффекта по сравнению с базовым вариантом получено при условии расположения уплотняющей скважины на отметках минус 2 и минус 2,5 м относительно уровня расположения горизон- 141 тального ствола парной добывающей скважины. При более раннем вводе в эксплуатацию уплотняющей скважины существенно увеличивается себестоимость добычи тяжелой нефти за счет условно-постоянной части затрат, поэтому абсолютное уменьшение потока наличности по сравнению с базовым вариантом в этом случае более значительно, чем при вводе скважины в более поздний период. Кроме того, чем позже вводится скважина, тем меньшее влияние на величину потока наличности оказывает уровень ее расположения. Одним из способов повышения эффективности использования уплотняющей скважины является применение в течение первых двух лет метода стимулирования ее путем пароциклического воздействия с последующим переводом на постоянный отбор. Для одного из наиболее предпочтительных вариантов расположения уплотняющей скважины – бурения на 2 м ниже отметки парной добывающей скважины – исследована эффективность пароциклического воздействия при следующих схемах применения метода: а) в течение первых двух лет эксплуатации уплотняющей скважины; б) в течение второго года ее работы. В обоих случаях уплотняющая скважина с третьего года эксплуатируется под влиянием нагрева от закачки пара в близлежащую пару горизонтальных скважин. Анализ полученных результатов свидетельствует о том, что наиболее эффективным вариантом является стимуляция скважины пароциклическим воздействием в течение первых двух лет ее эксплуатации. В этом случае КИН по сравнению с вариантом, не предусматривающим данный вид стимуляции, увеличивается на 10,4 %, ПНО снижается на 19,1 %, срок выработки запасов сокращается до 7 лет (рисунок 5.9). ПЦО только в течение 1-2 лет эксплуатации уплотняющей скважины оказывает меньший эффект на рассмотренные показатели, что связано с более длительным начальным периодом прогрева скважины. Экономическая эффективность варианта при ПЦО в течение двух лет выше, чем при ПЦО в течение одного 142 года. Аккумулированный поток наличности составляет 102 и 99 млн. р. соответственно. Без применения ПЦО поток наличности уменьшается до 85 млн. р. (рисунок 5.10) [96, 98]. Рисунок 5.9 ̶ Зависимость конечного КИН и ПНО от варианта эксплуатации уплотняющей горизонтальной скважины в сравнении с базовым вариантом Рисунок 5.10 ̶ Зависимость аккумулированного потока наличности и срока разработки элемента На рисунке 5.11 представлено конечное распределение нефтенасыщенности при реализации рекомендуемой схемы уплотнения бурением одиночной горизонтальной скважины. 143 базовый вариант вариант с уплотнением Рисунок 5.11 ̶ Изменение распределения насыщенности элемента разработки второй пары горизонтальных скв. 230, 231 при базовом варианте (слева) и варианте бурения уплотняющих одиночных горизонтальных скважин (справа) На исследованное технологическое решение и разработанный способ разработки получен патент РФ 2531963 на изобретение [99]. Выводы по главе 5 1. Одним из направлений повышения степени извлечения нефти при разработке месторождений тяжелой нефти парогравитационным методом является бурение дополнительных скважин, уплотняющих проектную сетку. При неравномерном развитии паровой камеры или в случае неравномерной поверхности ВНК для решения этой задачи могут быть использованы как вертикальные скважины из имеющегося контрольного фонда, так и специально пробуренные и обустроенные. Перспективным направлением исследований является бурение уплотняющей горизонтальной добывающей скважины. 2. Проанализирована чувствительность разработки элемента при бурении уплотняющей горизонтальной скважины к следующим параметрам: расположению горизонтального ствола этой скважины относительно уровня добывающей парной горизонтальной скважины, её близости к паровой камере и ВНК, сроку ввода и продолжительности стимулирования паром до начала реагирования на 144 тепловой фронт паровой камеры. Установлено, что чем ближе скважина бурится к области высокой температуры, фронту высокого давления паровой камеры, тем больше риск неэффективного использования данной скважины. Оптимальным является размещение горизонтального ствола ниже уровня парной добывающей скважины. Результаты анализа показывают, что на эффективность мероприятия влияет не только расположение скважины, но и время ввода в эксплуатацию. В данном случае скважины в зависимости от времени их ввода в эксплуатацию позволяют увеличить нефтеотдачу на 1,0-4,7 % без дополнительной закачки пара, сократить период выработки запасов в 1,2-1,6 раза. 3. Установлено, что защемленная нефть в неохваченной области становится частично подвижной в результате нагрева от соседних парных нагнетательных скважин после закачки пара в объеме 0,42-0,47 объема пор (рисунок 5.12). Рисунок 5.12 ̶ Зависимость начала подвижности защемленной нефти от количества закачанного пара 4. Одной из мер стимулирования дополнительной скважины в период отсутствия нагрева со стороны паровой камеры является циклическое воздействие паром. При ПЦО, проводимой в течение первых двух лет, значение КИН может быть увеличено на 6,6 %, при ПЦО в течение одного года – на 3,1 %. 5. Экономическая оценка исследованных технологических решений по повышению КИН за счет вовлечения в разработку не охваченной дренированием 145 области пласта показала, что финансовые показатели разработки элемента залежи при вводе в эксплуатацию уплотняющей скважины ухудшаются, затраты, связанные с бурением и эксплуатацией уплотняющей скважины, не окупаются. С экономической точки зрения применение ПЦО в течение двух лет эксплуатации уплотняющей скважины является более предпочтительным, чем в течение одного года: прирост потока наличности по сравнению с вариантом без применения ПЦО составляет 20 и 15 % соответственно. 6. Низкая коммерческая эффективность применения технологий уплотняющего бурения приводит к необходимости поиска альтернативных решений. В качестве перспективных направлений исследования технологий по извлечению остаточных запасов тяжелой нефти шешминского горизонта Ашальчинского месторождения могут быть признаны третичные методы: закачка углеводородных растворителей, различных газов, а также технологии бурения разветвленных скважин из основного ствола парной горизонтальной скважины [65, 96, 98]. 146 6 СНИЖЕНИЕ ЭНЕРГОЕМКОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ 6.1 Потенциальные возможности совершенствования горизонтальных технологий при реализации тепловых методов добычи тяжелой нефти Тепловое воздействие через горизонтальные скважины может быть произведено различными способами. Основные методы воздействия на пласт через горизонтальные скважины ̶ нагнетание пара и проведение смешивающегося вытеснения. Для интенсификации процесса добычи используют системы наклонных скважин малого диаметра, пробуренных из горизонтальной выработки, или несколько параллельных горизонтальных скважин, пробуренных в нескольких метрах одна над другой. Одни скважины предназначены для закачки теплоносителя или смешивающегося агента, другие ̶ для отбора нефти [96, 100-103]. Бурение горизонтальных скважин связано со значительными затратами. С учетом этого и принимая во внимание, что большинство находящихся в разработке залежей тяжелой нефти уже эксплуатируются вертикальными скважинами, также могут быть комбинированные схемы разбуривания залежей горизонтальными и вертикальными скважинами [11, 37, 97, 104]. Кроме этого, проводится пилотное испытание (проект Whitesands) видоизмененной технологии внутрипластового горения ̶ технологии под названием THAI (Toe-to-Heel-Air-Injection) – технология нагнетания воздуха по всей горизонтальной секции скважины от участка забоя до участка изгиба скважины через вертикальные скважины [105-107]. Помимо классического способа реализации технологии парогравитационного дренирования существуют несколько различных модификации, например, способ с использованием только одной горизонтальной скважины, являющейся одновременно как нагнетательной, так и добывающей скважиной ̶ пар закачивается в «носок» или оконечную часть горизонтального ствола, а разогретая продукция отбирается у «пятки» или начала горизонтальной части ствола скважины [108]. Преимущества такого метода заключаются в экономии средств на строительство 147 скважин, а также применимости его для участков залежей с небольшими нефтенасыщенными толщинами, где невозможно бурение двух горизонтальных скважин. К недостаткам способа относится техническая сложность реализации проекта. В мире также исследуется возможность применения либо ведутся на стадии пилотных проектов технологии парогравитационного дренажа с добавлением к пару или с использованием вместо пара различных газов (пропана, этана, углекислого газа, азота, смеси дымовых и др.), что может не только уменьшить затратность, но и улучшить эффективность процесса разработки пласта [102, 109115]. Petroleum Technology Research Center, Saskatchewan Research Council, Alberta Research Council, Nexen Inc. наряду с другими ведущими нефтяными компаниями ведут работы по разработке технологии VAPEX, включающей закачку газообразного углеводородного растворителя в пласт (пропана, бутана, углекислого газа, метана) вместо пара, с целью увеличения добычи и коэффициента извлечения тяжелой нефти. Процесс VAPEX предложен R.Butler and I.Mokrys в качестве альтернативы парогравитационному режиму. В технологии VAPEX также задействованы парные горизонтальные скважины, вместо пара используются углеводородные растворители [116]. Новая технология позволяет уменьшить выбросы в атмосферу углекислого газа, сократить использование пресной воды более чем на 90 % по сравнению с закачкой только пара и потребность в природном газе [110, 111]. Метод зарекомендовал себя экономически эффективным в случае реализации в масштабах всего месторождения. Из недостатков отмечаются: медленное протекание диффузии, сложность контроля за ходом процесса, необходимость поддерживания необходимой концентрации растворителя, предотвращение его утечки, недопущение оседания асфальтенов. Для повышения уровня добычи нефти и снижения энергозатрат ряд компаний ведут работу по комбинированию технологии VAPEX с парогравитационным дренированием. Одним из таких методов является процесс SAP (Solvent Aided Process), который объединяет преимущества технологий парогравитационного 148 дренирования и VAPEX [109]. В идее реализации SAP лежит ввод в качестве добавки в пар небольшого количества углеводородного растворителя, закачиваемого в процессе парогравитационного дренирования. В то время как пар разогревает пласт и снижает вязкость нефти, растворитель разжижает нефть, что позволяет снизить ее вязкость еще больше. В итоге должно снизиться паронефтяное отношение. 6.2 Использование углеводородных растворителей Для условий шешминского горизонта исследовано одно из актуальных направлений ̶ совместное нагнетание пара с другими реагентами, компенсиру- ющими ее эффективность, в частности, использование углеводородного растворителя. В концепции процесса парогравитационного дренирования с растворителем углеводородный растворитель определенной концентрации закачивается в поток пара [109]. Для того чтобы модификация пара добавкой холодного растворителя не ухудшила процесс гравитационного дренирования, необходимо установить ее оптимальную концентрацию для совместной закачки исходя из условия сохранения оптимальной температуры в паровой камере. Задача решалась с помощью вычислительных экспериментов на неизотермической композиционной компьютерной гидродинамической модели эталонного элемента разработки, обладающего геолого-физическими характеристиками залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения и включающего одну пару горизонтальных скважин (добывающую и нагнетательную). Для условий мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти РТ в связи с ограничением давления закачки больше подходит применение жидких углеводородных растворителей. Расчеты опирались на результаты физического моделирования выбора растворителя [117], в соответствии с которым обоснован растворитель, представляющий смесь алкилбензольных углеводородов. Основанием для выбора растворителя «Нефрас» для последующего исследования было его соответствие следующим требованиям: - высокая вытесняющая и растворяющая способность, что установлено в 149 процессе лабораторных исследований; - возможность перехода в парообразное состояние в условиях эксплуатируемой пары горизонтальных скважин (т.е. могла выпариваться и конденсироваться при тех же условиях, что и водная фаза); - отсутствие выпадения асфальтенов при смешивании с нефтью. В компьютерной модели учитывались такие свойства растворителя, как молекулярный вес, плотность, изменение вязкости от температуры, сжимаемость, критические давления и температура, коэффициент термического расширения, влияние на коэффициент вытеснения. При моделировании задавались следующие концентрации нагнетаемого совместно с паром растворителя: 0, 1, 3, 5 и 7 % (по массе). Для расчетов обеспечения сопоставимости результатов массовый расход закачиваемого флюида фиксировался. Результаты моделирования показали, что комбинированный процесс закачки пара-растворителя приводит к увеличению дебита по нефти и снижению паронефтяного отношения (таблица 6.1) [118]. При этом часть растворителя будет химически взаимодействовать с нефтью, разжижать её, а затем отбираться вместе с ней. Объясняется это следующим. При взаимодействии жидкого растворителя и тяжелой нефти часть асфальтенов и смол, находящихся в диспергированном виде в нефти, переходит в раствор. Смолы и асфальтены существуют в нефти в виде сложных ассоциатов. Молекулы смол имеют в своем составе как ароматические, так и алифатические сегменты, причем доля алифатического углерода превышает долю ароматического, поэтому молекулы смол хорошо растворимы как в алкановых углеводородах, так и в ароматических растворителях [119]. Доля ароматического углерода в асфальтенах превышает долю алифатического, поэтому благоприятная сольватация возможна только в присутствии ароматического растворителя. Из этого следует, что для паротеплового воздействия на тяжелой нефти совместно с растворителями больше подходят растворители, представляющие собой широкую смесь алкилбензольных углеводородов. 150 Таблица 6.1 ̶ Технико-экономические показатели проекта Наименование Концентрация растворителя, % 0 1 3 5 7 Прирост накопленной добычи нефти, доли ед. 1,00 1,11 1,14 1,12 1,12 Прирост максимального дебита нефти, доли ед. 1,00 1,34 1,38 1,44 1,50 Изменение накопленной закачки пара, доли ед. 1,00 0,95 0,93 0,91 0,90 Накопленное паронефтяное отношение, т/т 3,5 3,0 2,8 2,8 2,8 Накопленная закачка растворителя, тыс. т 0 2,3 6,7 10,9 14,9 Накопленная добыча растворителя, тыс. т 0 1,8 6,1 10,3 14,1 добытой нефти, т/т 0 0,22 0,50 0,94 1,27 Дисконтированный поток наличности (NPV), млн. р. 72 98 59 -3 -54 Внутренняя норма рентабельности (IRR), % 21 26 22 - - Срок окупаемости, годы 6 5 5 Удельный расход растворителя на 1 т дополнительно не ок. не ок. На рисунке 6.1 представлено, как меняется остаточное содержание смол и асфальтенов в нефтенасыщенной породе Ашальчинского месторождения после экстракции растворителем «Нефрас» 150/330 при температурах 25 °С и 90 °С. В исследуемом образце после воздействия растворителем повышенной температуры (90 °С) снизилось остаточное содержание асфальтенов в 1,7 раза и содержание смол – в 1,25 раза по сравнению с действием растворителя при температуре 25 °С. Анализ полученных двумерных и трехмерных изображений модели (рисунок 6.2) показал, что в случае добавки растворителя с момента устойчивого развития паровой камеры со стабильным дебитом нефти растворитель не успевает достичь периметра паровой камеры, вступая во взаимодействие с оставшейся нефтью ̶ обладая высокой растворяющей способностью, растворитель доотмывает оставшуюся после прохождения фронта теплоносителя нефть, что позволяет увеличить добычу нефти. 151 45 Содержание,%мас. 40 35 30 25 20 15 10 5 0 асфальтены смолы 25°С 90°С Рисунок 6.1 ̶ Остаточное содержание смол и асфальтенов в породе после экстракции растворителем при разных температурах Рисунок 6.2 ̶ Влияние времени начала закачки растворителя с паром (слева – с начала эксплуатации; справа – с 5 года эксплуатации) С повышением массовой концентрации растворителя область паровой камеры, охваченной растворителем, увеличивается, что позволяет увеличить дебит добывающей скважины и, как следствие, накопленную добычу нефти. В итоге улучшается паронефтяное отношение. Вместе с тем это приводит к неэффектив- 152 ному использованию растворителя, так как он концентрируется в уже промытой зоне и почти сразу же увлекается в добывающую скважину. Например, повышение концентрации закачиваемого растворителя с 1 до 7 % позволило увеличить накопленную добычу нефти на 1 %, однако это привело к росту удельного расхода растворителя на тонну дополнительно добытой нефти в 6 раз (таблица 6.1, рисунок 6.3). При концентрации растворителя от 5 % и выше проект не окупается. Рисунок 6.3 ̶ Влияние содержания растворителя на потребность в паре, накопленное паронефтяное отношение и удельный расход растворителя на одну тонну дополнительно добытой нефти Для изучения влияния времени начала закачки растворителя на эффективность технологии рассмотрен вариант ее добавки к пару с момента установления гидродинамической и тепловой связей, т.е. с первого года по окончании стадии прогрева. Расчеты показали, что процесс добычи в этом случае идет несколько медленнее, что связано с потерями тепла на прогрев совместно закачиваемого растворителя, хотя по объему накопленной добычи нефти данный вариант превосходит результаты, полученные при реализации других вариантов. Связано это с тем, что при совместной закачке пара и растворителя с начала эксплуатации растворитель работает на довытеснение остаточной нефти в пределах всей паровой камеры по мере её роста. На основании проведенных исследований разработан технологический процесс разработки залежей тяжелых нефтей при паротепловом воздействии сов- 153 местно с растворителями. Проведены испытания технологии на 2 парных скважинах Ашальчинского месторождения, получен прирост дебита нефти – увеличение дебита с 27 до 33 т/сут и с 32 до 51 т/сут. 6.3 Использование высокотемпературных теплоносителей Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и наиболее эффективны для добычи высоковязкой тяжелой нефти и природны битумов. Наилучшие теплоносители среди технически возможных ̶ вода и пар. Это объясняется их высоким теплосодержанием на единицу массы. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются с позиции количества вводимой в пласт теплоты. Это говорит о том, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Вследствие меньшей вязкости пара приемистость скважин выше, чем при закачке воды [10, 82]. Основная проблема при закачке пара ̶ отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается до 3-5 раз (в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления) по сравнению с закачкой горячей воды [83, 120]. В этом заключается одно из преимуществ использования пара в качестве теплоносителя по сравнению с горячей водой. Необходимость закачки пара высокого давления для достижения фронта вытеснения температурным фронтом в 8-10 раз повышает вероятность прорыва в добывающие скважины или в водоносные пласты [121]. С повышением температуры закачиваемого теплоносителя возрастает эффективность прогрева пласта, однако применение перегретого пара при давлении 2,03,0 МПа и температуре 400-500 ºС для месторождений тяжелой нефти не дает значительного эффекта, так как при давлении 2,0 МПа и температуре 400 ºС теплосодержание 1 кг пара составляет 676,9 ккал/кг, а при давлении 1,5 МПа и температуре 200 ºС – 666,8 ккал/кг, то есть значения практически равны. Однако для 154 нагрева до 400 оС требуется дополнительное оборудование, а затраты энергии в полтора раза выше. При неглубоком залегании продуктивных пластов при давлении закачки 2,0 МПа высок риск разрушения покрышки продуктивного пласта, выброса пара на дневную поверхность земли или в верхние водоносные горизонты [75, 122]. Особый интерес представляет использование высокотемпературных теплоносителей с температурой от 175 до 450 ºС для тепловой обработки призабойной зоны скважины, включающей циркуляцию в замкнутом нагревателе теплоносителя, размещаемом в горизонтальном участке скважины. Использование данного метода позволяет одновременно проводить прогрев пласта и отбор продукции из одной скважины (рисунок 6.4), а также отказаться от строительства нагнетательных скважин и утановок по подготовке воды для выработки пара. Рисунок 6.4 ̶ Схема реализации технологии нагрева пласта с использованием высокотемпературного теплоносителя В скважину устанавливают теплообменник, через которую в замкнутом цикле производят прокачку теплоносителя, предварительно нагретого на дневной поверхности. В качестве теплоносителя используется любой высокотемператур- 155 ный теплоноситель, в том числе и синтетические масла (например, «Therminol» фирмы «Solutia Inc.», «Shell» и др.). В соответствии с технологией высокотемпературный теплоноситель, проходя через теплообменник, прогревает вплоть до кипения продукцию пласта, находящуюся в горизонтальном стволе скважины. Низкокипящие фракции нефти испаряются и за счет естественных кавитационных процессов теплообмена смешиваются с холодной нефтью в продуктивном пласте, разогревая все большие объемы вокруг горизонтальной скважины и увеличивая их текучесть. В результате интенсивного теплообмена ставшая подвижной продукция отбирается насосом на поверхность. Давление в скважине определяется манометром, установленным на устье скважины, и избыточное давление стравливается. Отобранные легкие фракции, находящиеся в парообразном состоянии могут быть использованы как растворители для прокачки продукции по трубопроводам или для закачки в пласт по затрубному пространству теплообменника. При увеличении объема прогретой зоны и снижении пластового давления на поздних стадиях разработки возможна дополнительная закачка по затрубному пространству теплообменника вытесняющих агентов (воды, растворителей, реагентов) в жидком или парообразном состоянии. Для оценки эффективности использования нового метода были проведены гидродинамические и тепловые расчеты происходящих в пласте процессов на математической модели. В качестве исследуемого элемента был взят участок Ашальчинского месторождения небольшого размера – 300х10х10 м. Начальная водонасыщенность продуктивного пласта варьировалась и составляла 0,5, 0,4, 0,3, 0,2 и 0 доли ед. Горизонтальный участок длиной 300 м, внутренним диаметром 0,15 м расположен в подошвенной части продуктивного пласта. Источник тепла – теплообменник с высокотемпературным теплоносителем – был задан в модели как электронагреватель с мощностью, позволяющей получать эквивалентное по величине тепло. Отбор с поддержанием давления на уровне начального пластового (0,4-0,5 МПа) начинался после стадии предварительного прогрева пласта в течение 3 месяцев нагревателем мощностью 7 Гкал/ч (температура нагревателя 330335 оС). 156 Полученные результаты сведены в графики с динамикой по годам (рисунки 6.5-6.7). 4000 м3 3500 3000 Начальная водонасыщенность 2500 0,5 0,4 2000 0,3 0,2 1500 0 1000 500 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 годы Рисунок 6.5 ̶ Изменение накопленной добычи нефти по годам в предлагаемом методе с учетом различной начальной водонасыщенности Из рисунков 6.6 и 6.7 видно, что по мере увеличения величины начальной водонасыщенности пласт вырабатывается за всё более короткие сроки. Удельные энергозатраты на один кубометр добываемой нефти (рисунок 6.7) показывают, что на начальном этапе эффективно добывается нефть из пласта с водонасыщенностью 0,4 и 0,3, менее эффективно – с 0,5 и 0,2 и высокозатратна добыча нефти без наличия воды. Продуктивные пласты с нулевой водонасыщенностью практически не встречаются, поэтому самым эффективным становится вариант с коэффициентом 0,3. 157 90 % 80 70 Начальная водонасыщенность 60 0,5 50 0,4 0,3 40 0,2 30 0 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 годы Рисунок 6.6 ̶ Изменение коэффициента извлечения нефти по годам в предлагаемом методе с учетом различной начальной водонасыщенности Гкал/м3 460 440 420 400 380 360 340 320 300 280 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 1 Начальная водонасыщенность 0,5 0,4 0,3 0,2 0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 годы Рисунок 6.7 ̶ Условные затраты энергии при добыче высоковязкой тяжелой нефти и битумов в предлагаемом методе с учетом различной начальной водонасыщенности Ниже более подробно (по месяцам) рассмотрим процессы, происходящие при добыче нефти с начальной водонасыщенностью 0,5-0,2 (рисунки 6.8-6.10). 158 м3/сут 3 2.5 Начальная водонасыщенность 2 0,5 0,4 1.5 0,3 0,2 1 0.5 1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 91 96 101 106 111 116 121 0 месяцы Рисунок 6.8 ̶ Добыча нефти в сутки в предлагаемом методе с учетом различной начальной водонасыщенности ºС 200 180 160 140 Начальная водонасыщенность 120 0,5 0,4 100 0,3 80 0,2 60 40 20 1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 91 96 101 106 111 116 0 месяцы Рисунок 6.9 ̶ Изменение температуры призабойной зоны пласта по месяцам в предлагаемом методе с учетом различной начальной водонасыщенности 159 % 100 90 80 Начальная водонасыщенность 70 0,5 60 0,4 50 0,3 40 0,2 30 20 10 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89 93 97 101 105 109 113 117 121 0 месяцы Рисунок 6.10 ̶ Изменение обводненности добываемой продукции по месяцам Наиболее затратной является добыча продукции из пласта с начальной насыщенностью 0,5 (примерно в 1,4 раза больше, чем при 0,3), так как теплоемкость воды примерно в 4,5 раза больше теплоемкости нефти, то есть, чем выше насыщенность пласта водой, тем больше требуется энергии для прогрева одного и того же интервала продуктивного пласта, поэтому закачка разогретой воды или пара в пласт приводит к большим затратам на освоение, особенно на поздней стадии добычи. Если наложить графики изменения накопленной добычи (рисунок 6.4) и добычи нефти в сутки (рисунок 6.6) на график изменения температуры в призабойной зоне пласта (рисунок 6.9), то можно отметить, что резкий рост добычи нефти начинается после достижения температуры 144-149 ºС и продолжается до достижения максимальной температуры. Температура 144-149 ºС – это температура кипения воды при начальном пластовом давлении, равном 0,4-0,5 МПа. Это подтверждается графиком изменения обводненности продукции: при его наложении на график изменения температур (рисунок 6.9) в пределах температур 144-149 ºС до максимальной она равномерно снижается или вообще стремится к нулю (при 160 водонасыщенности 0,2), а после достижения максимальной температуры резко растет, достигая практически 100 %. Эти выводы подтверждаются и графиками изменения энергетических затрат на кубометр добываемой нефти (рисунок 6.7), и накопленной добычи (рисунок 6.5): относительные энергозатраты начинают резко снижаться, а накопленная добыча – расти в пределах диапазона температур от 144 до 149 ºС до максимальной. После достижения максимальной температуры рост накопленной добычи практически прекращается (рисунок 6.5), а обводненность продукции резко возрастает (рисунок 6.10), следовательно, данную скважину нужно использовать по другому назначению, например, как нагнетательную для вытеснения остаточной нефти в другие скважины. Свидетельством данного утверждения является график изменения температуры, давления и КИН пласта с начальной насыщенностью 0,3 (рисунок 6.11), откуда наглядно видно, что после превышения температуры кипения пластовой воды (144 ºС) на 49-й неделе эксплуатации и роста до максимальной температуры (182 ºС) на 89-м месяце эксплуатации давление в призабойной зоне пласта вырастает с 0,4 до 1,15 МПа синхронно с ростом температуры, что свидетельствует об интенсивном парообразовании, вызывающем этот рост. При этом текущий КИН возрастает примерно в 3,5 раза (от 19,2 до 67,3 %). По достижении максимума температура начинает снижаться до 179 ºС на 92-м месяце эксплуатации, а давление – до 1 МПа при практически неизменной величине КИН, то есть потери тепла превосходят их подвод в пласт, и дальнейшая эксплуатация пласта предлагаемым способом нецелесообразна [123125]. Затраты рассчитанные, на осуществление каждого из методов. Стоимость одной скважины по двум вариантам считается одинаковой. В типовом варианте на Ашальчинском месторождении для обслуживания 3 нагнетательных скважин применены два жаротрубных котлоагрегата ПКГМ-413 (производства Болгарии) производительностью 4 т/ч каждый с давлением пара до 1,3 МПа, температурой питательной воды 70°С, температурой насыщенного пара 194°С и суммарным расходом печного жидкого топлива (мазута) на уровне 161 600 кг/ч (что эквивалентно расходу природного газа в объеме 730 т/ч). Для обеспечения нормального режима работы системы разогрева пласта применяется также вспомогательное оборудование: установка химподготовки воды, два теплообменника, два подогревателя сетевой воды и деаэраторный блок. Рисунок 6.11 ̶ Изменение технических показателей пласта в предлагаемом методе при начальной водонасыщенности 0,3 доли ед. Весь комплекс оборудования в пересчете на цены 2011 г. стоит 46,3 млн. р. Из них 23,7 млн. р. приходится на котлоагрегаты высокого давления ПКГМ-4-13 с насосами, поддерживающими давление внутри котла, и насосами для перекачки пара. В методе (рисунок 6.4) с использованием высокотемпературного теплоносителя в качестве нагревателей для трех нагнетательных скважин рекомендуется применение трех жаротрубных котлоагрегатов ЖКВТ-2,8 производства ПСП «Теплогаз» (г. Пермь) суммарной стоимостью 24 млн. р. и производительностью 162 8,4 т/ч, которые разработаны специально для работы с высокотемпературными теплоносителями, с давлением теплоносителя до 2 кгс/см2, температурой на входе 5-160 ºС, на выходе – 340-350 ºС и суммарным расходом природного газа 180 м3/ч. В парообразное состояние теплоноситель не переводится, поэтому затрат энергии для перевода в другое агрегатное состояние нет. При этом полностью отсутствует необходимость в предварительных установках очистки, подготовки и подогрева воды, так как высокотемпературные теплоносители являются смазочными очищенными высокомолекулярными синтетическими маслами, не оставляющими нагара при использовании в разрешенных технологических температурных пределах, а температура на входе – это температура теплоносителя после прогрева пласта циркуляцией через теплообменник в скважине. Стоимость всего оборудования (котлоагрегаты с насосами для перекачки теплоносителя в теплообменник, размещенный в горизонтальном стволе скважины) в ценах 2011 г. составляет 24 млн. р., а суммарная мощность, потребляемая сетевыми насосами, равна 7,4 кВт. В качестве теплоносителя выбран «Терминол Т-66» с теплоемкостью, равной 2,1 кДж/(кг·К), то есть в два раза меньшей, чем теплоемкость воды, температурой кипения, равной 399 ºС, наиболее эффективным температурным интервалом работы (как минимум 10 лет) 0-375 ºС. Снижение максимальной рабочей температуры на 10 ºС повышает время непрерывной работы теплоносителя «Терминол Т-66» в два раза, для обеспечения работы в течение 20-30 лет выбран режим работы при выходной температуре не более 345 ºС. Все данные отображены в таблице 6.2. Таблица 6.2 ̶ Сопоставление методов Наименование показателя Стоимость оборудования, млн. р. Расход газа, м3/ч Расход воды, т/ч Расход теплоносителя (пара), т/ч Расход электроэнергии, кВт/ч Вариант 1 Вариант 2 46,3 730 8,8 7,5 42 24 180 7,4 163 Из таблицы 6.2 видно, что стоимость оборудования по варианту 1 в 1,9 раза выше, чем по варианту 2, затраты газа – более чем в четыре раза, электроэнергии – примерно в 5,7 раза. При этом во втором варианте теплоноситель не расходуется, а используется только для нагрева пласта и его продукции. Высокотемпературный теплоноситель не кипит при атмосферном давлении и температуре до 399 ºС, что позволяет в герметичных нагревателях снизить вероятность аварийных ситуаций на 90 %. Коэффициент теплоотдачи повышается, так как в нагревателе и теплообменнике стабильно поддерживается высокая температура жидкости без создания условий перехода жидкости в газообразное состояние и обратно, что повышает эффективность работы как нагревателя, так и теплообменника. Энергозатраты с учетом затрат на нагрев теплоносителя и электроэнергию в предлагаемом варианте в 8-12 раз меньше для достижения аналогичного результата в типовом варианте с ПГВ. Сравнительный анализ затрат на реализацию метода добычи с использованием ПГВ и предлагаемого метода добычи высоковязкой тяжелой нефти и битумов отображен в таблице 6.3. Из таблицы 6.3 видно, что материальные и экономические затраты при строительстве скважин с использованием предлагаемого метода в два раза меньше, чем при ПГВ, при постоянной закачке теплоносителя в скважину – примерно в 50 раз. Причем в предлагаемом методе добываемая продукция практически не содержит воды и не требует обезвоживания, а при ПГВ, при котором обводненность продукции достигает 95 % [83], на обезвоживание приходится до одной трети всех затрат на добычу продукции [126], например, для добычи 150 тыс. т тяжелой нефти с Ашальчинского месторождения было потрачено примерно 600 млн. р. на подготовку продукции. При этом, учитывая, что затраты на устьевое оборудование для нагрева будут как минимум в 1,9 раза меньше, на газ – более чем в 4 раза, электроэнергии – 5,7 раза, можно констатировать, что использование предлагаемого метода воздей- 164 ствия на пласт с применением высокотемпературных теплоносителей эффективно, экономически и энергетически выгодно [125]. Таблица 6.3 ̶ Экономическое сопоставление методов Критерии оценки Метод ПГВ Стоимость строительства скважин Затраты на высокотемпературный теплоноситель2 из расчета на метр заглушенной трубы3 Максимальная стоимость теплоносителя4 на метр заглушенной трубы Объем высокотемпературного теплоносителя, необходимого для прогрева одной скважины5 Максимальная стоимость теплоносителя6, необходимого для прогрева одной скважины Итого на начальном этапе 72-104 млн. р.1 Метод с использованием ВТТ 36-52 млн. р. 0 4,52 кг/пог.м 0 31,7 €/пог.м 0 2,05 м3 0 458,5 тыс. р 72-104 млн. р. 36,46-52,46 млн. р. 35,54-51,54 млн. р. Экономия с одного участка на начальном этапе Срок службы теплоносителя До момента закачки Система прогрева Паром, с постоянной подпиткой нагревателя водой Затраты в день на теплоноситель7 при постоянном использовании с учетом амортизации Затраты на обезвоживание добываемой нефти 8 Не менее 5 тыс. р./день, или не менее 1,8 млн. р./год 3-5 тыс. р./м3 Минимум 10 лет Теплоносителем, закольцованная оборотная система Максимум 0,11 тыс. р./день, или 0,045 млн. р./год 0 – стоимость строительства одной горизонтальной скважины в зависимости от условий работы, вида коллектора и т.п. колеблется в пределах 36-52 млн. руб. (на начало 2011 г.). 2 – в качестве высокотемпературного теплоносителя для примера взят «Терминол Т-66» компании «Солютия Европа НВ/А.О». 3 – в качестве заглушенной трубы рекомендуется использование насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 89 мм, внутренним диаметром соответственно 75,9 мм. 4 – стоимость высокотемпературного теплоносителя взята из расчета 5-7 €/кг. 5 – за типовую скважину взята горизонтальная скважина, располагаемая на глубине 100 м с горизонтальным участком 300 м. 6 – рублевый эквивалент взят из соотношения 40 руб./€. 7 – затраты при постоянном прогреве пласта в течение всего срока службы высокотемпературного теплоносителя. 8 – фактические данные за 2011 г. составляют примерно 1/3 часть от затрат на добычу тяжелой нефти. 1 Выводы по главе 6 1. Важным аспектом при разработке месторождения тяжелой нефти паротепловым методом является энергообеспечение. Критерием энергозатратности является паронефтяное отношение, величина которого менее 4,0 т/т считается 165 приемлемой в сегодняшних рыночных условиях. При увеличении цен на природный газ для сохранения привлекательности проекта необходимо стремиться к значениям 2,0-3,0 т/т. 2. С целью повышения эффективности паротеплового воздействия, сокращения удельных энергетических затрат на производство пара и увеличения дебита нефти перспективным направлением является совместная закачка пара с растворителем. 3. Растворитель, как и пар, способствует разжижению нефти, позволяя снизить вязкость. В итоге улучшается паронефтяное отношение. 4. Обладая высокой растворяющей способностью, растворитель доотмывает оставшуюся после прохождения фронта теплоносителя нефть, что позволяет увеличить добычу нефти. 5. В процессе моделирования было выявлено, что более 80 % нагнетаемого в скважину растворителя отбирается обратно с нефтью в растворенном виде. В случае необходимости последующей транспортировки нефти на дальние расстояния отпадает необходимость добавки разжижителя. Качество нефти за счет растворения части асфальтенов и смол улучшается [118]. 6. С целью повышения эффективности теплового воздействия и сокращения энергетических затрат разработано перспективное направление, в котором прогрев пласта осуществляется высокотемпературными теплоносителями, способствующими разжижению нефти и позволяющими снизить вязкость. 7. Использование высокотемпературного теплоносителя для прогрева пласта путем циркуляции в теплообменнике, установленном в горизонтальном стволе скважины, позволяет снизить затраты на строительство скважин, на энергетические ресурсы при нагреве, освоении и добыче продукции пласта и практически исключить затраты на обезвоживание добываемой продукции, так как в предлагаемом методе отсутствуют вода или пар, закачиваемые в пласт, что позволяет получать продукцию с практически нулевой обводненностью. 8. Необходимость в оборудовании для подготовки питательной воды и выработки пара отпадает, что позволяет значительно снизить энергетические затра- 166 ты при освоении пластов с высоковязкой нефтью и битумами. 9. Наиболее эффективно тратится и наиболее равномерно распределяется по времени эксплуатации энергия при добыче высоковязкой нефти и битумов из продуктивных пластов с начальной водонасыщенностью 0,3. 10. Максимально эффективно добыча нефти происходит в интервале температур в призабойной зоне пласта от температуры кипения воды при пластовом давлении до максимальной. 11. При естественном снижении температуры после достижения максимального значения в призабойной зоне пласта резко снижаются добыча нефти, энергетическая эффективность и стремительно растет обводненность добываемой продукции, дальнейшая эксплуатация данной скважины, как добывающей, становится неэффективной. 12. Легкие фракции, выделяемые при нагреве продукции пласта, можно собирать в емкости для дальнейших технологических операций по повышению нефтеотдачи пласта либо для использования в качестве растворителя при необходимости последующей транспортировки тяжелой нефти или битумов на дальние расстояния [123-125]. 167 7. ОЦЕНКА КОНЕЧНОГО КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ АШАЛЬЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ Ашальчинская мелкозалегающая залежь тяжелой нефти (до 2007 г. числилась на государственном балансе как битумная), приуроченная к шешминскому горизонту уфимского яруса пермской системы, была открыта в 1972 г. В 1987 г. ЦКЗ Миннефтепрома утвердила запасы при коэффициенте извлечения нефти, равном условно 0,1 доли ед. В соответствии с требованиями ГКЗ СССР для утверждения извлекаемых запасов необходимо представление технико-экономического обоснования коэффициента нефтеизвлечения (ТЭО КИН) к подсчету запасов на основании ОПР. Разрешение на проведение ОПР сроком на 5 лет было дано ГКЗ в 1987 г. ОПР методом паротеплового воздействия с использованием вертикальных скважин проводились на Ашальчинской залежи с 1987 по 1993 гг. В 1997 г. по результатам эксплуатационного разбуривания и проведения ОПР запасы нефти Ашальчинского месторождения были пересчитаны. Коэффициент нефтеизвлечения утвержден равным 0,358 доли ед. В настоящее время залежь тяжелой нефти Ашальчинского месторождения находится на основной стадии разбуривания горизонтальными скважинами по технологии парогравитационного дренирования и пароциклического воздействия, при этом первая пара была введена в эксплуатацию в 2006 г. Данный объект разработки является единственным разрабатываемым в регионе. В этих условиях представляет большой интерес оценка текущей и прогнозной конечной нефтеотдачи по шешминскому горизонту при применении горизонтальных скважин. Дебит горизонтальных скважин зависит от температуры нагрева пласта, которая определяется объемом закачки пара. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от закачки пара в поровых объемах, представленная Л.М. Рузиным, показала равномерность охвата процессом, что характерно для двухгоризонтной системы теплового воздействия на Ярегском месторождении [36]. 168 Технология парогравитационного дренирования предполагает формирование паровой камеры путем непрерывной закачки пара. В промысловой практике при площадной закачке пара обычно применяют метод создания тепловой оторочки. Рациональный объем закачиваемого пара в нагнетательную скважину определяется конкретными геологическими условиями объекта и расстоянием между скважинами, и находится в интервале 0,6-1,0 от порового объема элемента разработки [127]. По опыту проектирования метода и анализа месторождений РФ для расстояния между скважинами 100 м и температуры закачиваемого пара около 210 С в среднем величина оторочки пара равна 0,9 доли ед. Для средней скважины расчетные потери тепла в пласте для парогравитационного метода составят 0,05 доли ед. от порового объема, тепла, отбираемого вместе с продукцией пласта ̶ 0,132 доли ед. Таким образом, закачка пара в поровых объемах составит ~ 1,1 доли ед. Для представительности результатов анализировались пары ГС с накопленной добычей на 01.07.2014 г. более 10 тыс. т тяжелой нефти. Определение коэффициента текущего нефтеизвлечения проводилось в данной работе балансовым методом. Начальные геологические запасы нефти подсчитывались раздельно по парам ГС объемным методом. Пористость и нефтенасыщенность при определении средней величины взвешивались по толщине пласта. Средневзвешенная величина коэффициента пористости в пределах выделенных участков, определенная по результатам лабораторного анализа керна, находится в переделах 0,21-0,36 доли ед., коэффициента начальной нефтенасыщенности – 0,45-0,77 доли ед. На основе анализе показателей эксплуатации пар горизонтальных скважин для определения прогнозной величины КИН получена зависимость КИН от активности роста объема паровой камеры (рисунок 7.1), т.е. доли порового объема, занятого паром. В процессе вытеснения нефти паром с определенного предела доли порового объема, замещенного паром, данная зависимость имеет прямолинейный характер, затем по мере уменьшения угла наклона границы паровой камеры прирост КИН 169 замедляется, что позволяет экстраполировать их в указанных координатах. Как показал анализ, линейность зависимости на начальном этапе развития паровой камеры во многом зависит от степени неоднородности пласта и особенно – начальной нефтенасыщенности. Рисунок 7.1 ̶ Зависимость текущего КИН от темпа роста объема паровой камеры В связи с этим для выявления характерных зависимостей пары горизонтальных скважин разделены на следующие группы: - 1 группа – пары, вскрывшие слабонефтенасыщенные интервалы (232/233, 240/241, 15044/15045), по данным парам прогнозируется конечный КИН 0,55; 0,44; 0,32 доли ед. (средний 0,437 доли ед.); - 2 группа – пары, на которые оказывает влияние ранее введенные в эксплуатацию пары со сформировавшейся паровой камерой (15040/15041, 15042/15043, 15210/15211), конечный КИН 0,69; 0,73; 0,52 доли ед. (средний 0,646 доли ед.); - 3 группа – пары, на которых проводились ОПР по закачке растворителя (230/231; 15020/15021, конечный КИН 0,61; 0,53 доли ед. (средний 0,570 доли ед.). Исходя из энергетического критерия разработки – размера тепловой оторочки не более 1,082 доли ед. порового объема – прогнозный конечный КИН по парам 170 горизонтальных скважин составляет 0,32-0,73 доли ед., в среднем по участку залежи Ашальчинского месторождения в целом – 0,543 доли ед. Выводы по главе 7 1. Применяемая система разработки парными горизонтальными скважинами позволит увеличить прогнозный конечный коэффициент нефтеизвлечения по залежам тяжелой нефти РТ. 2. Прогнозирование конечного КИН по темпу роста паровой камеры парных горизонтальных скважин в зависимости от степени неоднородности пласта по насыщению и особенностей эксплуатации пар скважин показывает возможность превышения утвержденного КИН в 1,5 раза. 3. В условиях неоднородной по распределению нефтенасыщенности залежей тяжелой нефти зависимость коэффициента нефтеизвлечения от темпа роста паровой камеры имеет иной характер зависимости в отличие от равномерного охвата процессом, характерной для плотной сетки скважин по двухгоризонтной системе теплового воздействия на Ярегском месторождении. 171 8 ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ 8.1 Основные направления повышения эффективности освоения мелких залежей тяжелой нефти Значительные запасы и ресурсы тяжелой нефти в РТ, в освоенных нефтедобывающих районах Урало-Поволжья с имеющейся инфраструктурой и падающая добыча нефти способствовали развитию данного направления исследований. С учетом специфики месторождений, объектов промыслового обустройства, потребностей в новой технике и технологиях фактически нужно формировать новую отрасль промышленности, на создание которой уйдет не один десяток лет [128, 129]. Об этом же свидетельствует и успешный опыт специалистов Канады, которые начали эту работу в конце 70-х годов прошлого века. Изучив опыт работы первой в мире шахты с применением паротеплового метода и гравитационных процессов для добычи тяжелой нефти, они спроектировали и построили экспериментальную шахту для реализации теоретических исследований, в том числе и по использованию горизонтальных технологий при термических методах воздействия [61]. Это и стало ключевым этапом в развитии разработки тяжелой нефти и битумов в Канаде. Эта шахта, называемая UTF (Underground Test Facility), была построена в штате Альберта, около города Форт Макмюррей. Основной проблемой добычи тяжелой нефти является затратность производства по сравнению с добычей легкой нефти на обычных месторождениях традиционными методами, что связано с необходимостью применения тепловых методов, повышенными требованиями к конструкции скважин, обустройству и т.д. Стоимость ввода в разработку трудноизвлекаемых запасов, к которым относится тяжелая нефть, в три и более раз превышает стоимость ввода в разработку месторождений с активными запасами. Несмотря на высокую технологическую эффективность при действующей налоговой системе проект не окупается и инвесторы 172 не заинтересованы в проекте. Тем не менее ОАО «Татнефть» продолжает работы в направлении усовершенствования существующих и поиска новых технологий разработки залежей тяжелой нефти [11, 58, 130-133]. Проект разработки ресурсов тяжелой нефти на территории ЧеремшаноБастрыкской зоны в Республике Татарстан представляет собой сложную задачу. При разработке залежей тяжелой нефти или битума тепловыми методами особенно актуальной является задача повышения эффективности разработки мелких по величине запасов залежей тяжелой нефти РТ. Решение задачи осложняется разбросанностью этих залежей ввиду высокой энергозатратности технологий термической разработки, необходимости использования специфичного оборудования, больших капвложений на строительство установок подготовки, транспорта и т.п. Решающим фактором успеха является достижение экономической эффективности производства на протяжении всей цепочки создания стоимости ̶ от разработки и добычи до реализации продукции, а также выполнение программы геологоразведочных работ для обеспечения экономики и высоких экономических показателей [11]. 8.2 Концепция разработки залежей, сбора и подготовки продукции Наиболее изученными и разведанными являются залежи тяжелой нефти шешминского горизонта уфимского комплекса, расположенные в пределах Западного склона Южно-Татарского свода [7, 9], что предопределяет их первоочередное промышленное освоение. Выявленные в настоящее время залежи тяжелой нефти шешминского горизонта распространены в пределах территории размером 26х112 км (рисунок 8.1). В пределах западного склона Южного купола Татарского свода в отложениях казанского и уфимского ярусов пермской системы выявлена 151 залежь тяжелой и высоковязкой нефти с геологическими запасами 380,6 млн. т. Из них 36 залежей с геологическими запасами 137,1 млн. т в отложениях казанского яруса, остальные с геологическими запасами 243,5 млн. т ̶ залежи в отложениях уфим- 173 ского яруса. На территории осуществляется добыча нефти из глубокозалегающих сернистых месторождений. Положительным моментом является наличие в районе развития уфимского комплекса развитой нефтепромысловой инфраструктуры, такой как энерго-, газо- и водоснабжение. Залежи распространены по территории, размер которой составляет приблизительно 26х112 км. Размеры этих залежей существенно меняются. Самая крупная залежь ̶ залежь Нижне-Кармальского Рисунок 8.1 -̶ Карта расположения залежей тяжелой нефти Республики Татарстан поднятия, содержит 20 млн. т геологических запасов нефти, а самая маленькая ̶ менее 0,1 млн. т (рисунок 8.1). Вследствие разбросанности отдельных залежей тяжелой нефти, сходства геологического строения для рационального ввода их в эксплуатацию предложено разрабатывать эти залежи путем группирования и объединения залежей по добывающим центрам (группам), имеющим примерно одинаковые величины запасов (рисунки 8.1, 8.2). На данном этапе проекта залежи разделены на 3 группы (добывающие центры): Северное, Центральное и Южное [132, 133]. Таблица 8.1 ̶ Краткая характеристика 50 залежей и месторождений, выделенных для первоочередного освоения Группа Размер группы Кол-во Нефтенасыщен- Геологические залежей ная толщина, м запасы, всего выделено от - до средняя млн. т. Северная 49х15 36 18 3,6-15,8 7,7 68,5 Центральная 17х23 30 12 5,4-13,3 8,6 63,3 Южная 49х26 47 20 4,0-12,1 6,4 66,9 Итого 112х26 113 50 198,8 174 На первом этапе для ввода в промышленную разработку выделено 50 залежей с геологическими запасами более 1,5 млн. т каждая, что в сумме составляет 82 % от выявленных запасов и ресурсов шешминского горизонта. С точки зрения обустройства объектов инфраструктуры эти залежи имеют следующие особенности [132, 133]: - небольшие запасы (запасы подавляющей части залежей составляют 510 млн. т); - разбросанность на небольшом расстоянии друг от друга; - расположение в разрезе площадей карбоновой нефти, добываемой из нижерасположенных горизонтов; - высокие величины плотности и вязкости нефти, определяющие устойчивость эмульсий, особенности сбора, подготовки и транспорта нефти, а также ее учета с целью получения льгот по НДПИ согласно ФЗ № 151 от 27.07.06 г. (нефть вязкостью более 200 мПас в пластовых условиях); - высокие величины обводненности и температуры продукции практически с начала разработки. Для выявления очередности ввода групп анализировалась величина суммарных удельных геологических ресурсов и запасов выделенных залежей на единицу площади. Установлено, что лучшей (а значит и первоочередной) является Центральная (162 тыс. т/км2) группа, затем Северная (93 тыс. т/км2) и Южная (53 тыс.т/км2). Внутри этих групп производится оптимизация дальнейшим группированием путем установления порядка ввода залежей исходя из величины запасов, удаленности от имеющейся инфраструктуры с учетом экологической обстановки на каждой конкретной залежи, природных и гидрогеологических условий залегания. Определена следующая очередность разбуривания и ввода в разработку, начиная с крупных залежей, затем вводятся близлежащие к ним. Остальные залежи вводятся по мере уточнения геологических запасов нефти как «спутники» уже обустроенных более крупных залежей (рисунок 8.2). 175 Рисунок 8.2 ̶ Схема поэтапной разработки залежей на основе группирования Для ранжирования залежей по приоритетности изучения и очередности ввода в разработку предложена градация по соотношению парных и одиночных горизонтальных скважин N с учетом интегрального параметра I (рисунок 8.3), характеризующего относительные дренируемые запасы на элемент разработки: nскв I где LГУ i L i 1 ГУ i hнi S н m nскв , (8.1) ̶ длина горизонтального участка i-ой пары скважин (или одиночной скважины); hн ̶ нефтенасыщенная толщина в районе дренирования парой горизонтальных скважин или одиночной пароциклической горизонтальной скважиной; nскв ̶ общее количество скважин на залежи; Sн – нефтенасыщенность, доли ед.; m – пористость, доли ед. Степень благоприятствования условий растет с увеличением интегрального параметра (ось ординат) ̶ доля дренируемых запасов, приходящихся на один средний элемент разработки, а также с увеличением соотношения пар горизон- 176 тальных скважин к количеству одиночных (ось абсцисс) ̶ доля применения парогравитационной технологии, для которой характерны более высокий дебит нефти и меньшее паронефтяное отношение. Указанные показатели в решающей степени обеспечивают технико-экономическую эффектив- ность разработки. Базой сравнения на начальном этапе является разрабатываемая залежь Ашальчинского месторождения, на которой апробируется комбинированная система разработки. Условные номера присвоены новым залежам тяжелой нефти. После детального изучения геологического строения новых залежей технология (система) разработки адаптируется Рисунок 8.3 ̶- Сопоставление залежей по интегральному параметру I и соотношению N применительно к конкретным геолого- физическим условиям с проведением группирования по территориальному и тактическому признакам. Следующими этапами являются оптимизация обустройства залежей и экономическая оценка эффективности ввода в разработку. Принципиальное отличие тяжелой нефти от обычной нефти состоит в их высокой вязкости в естественных условиях, поэтому необходимы другие технологические решения в сборе, транспортировке, подготовке и переработке, которые требуют повышенных материальных, энергетических и других затрат. Целью создаваемой концепции развития добычи на этих залежах является разработка оптимальных технологических схем сбора, подготовки и транспорта тяжелой нефти с учетом физико-химических свойств, распределения запасов и особенностей добычи нефти и обустройства скважин. Группирование мелких залежей в один комплекс позволяет повысить технико-экономическую эффективность разработки таких залежей за счет совмещения и оптимизации разработки месторождений, подготовки и транспортировки, унификации оборудования, уменьшения площади отводимой земли под коммуника- 177 ции, что в итоге приведет к сокращению затрат как на разработку мелких залежей, так и подготовку продукции и рабочих агентов, и в конечном итоге – повышению окупаемости проекта, снижению техногенной нагрузки на окружающую среду. Одним из технологических решений, реализуемых в комплексе с проектом освоения мелкозалегающих залежей тяжелой нефти, является разработка турнейского яруса, совпадающего в плане с залежью тяжелой нефти шешминского горизонта Ашальчинского месторождения, с поддержанием пластового давления закачкой сточной горячей воды температурой 40-80 С, являющейся попутнодобываемой водой горизонтальных скважин (патент РФ № 2386800 [134]), что позволит повысить эффективность разработки карбонатных отложений с высоковязкой нефтью. Данный подход реализован в Программе промышленного освоения месторождений «Технико-экономическое обоснование освоения месторождений сверхвязких нефтей на лицензионных территориях ОАО «Татнефть», утвержденной ОАО «Татнефть» (протокол исх. № 18572 от 10.12.2008 г.) и рассмотренной на заседании территориального отделения ЦКР Роснедра по РТ (протокол № 847 от 24.12.2008 г.). Выводы по главе 8 1. Задача эффективного освоения новых объектов осложняется разбросанностью мелких по запасам залежей СВН. 2. При разработке залежей тепловыми методами задача повышения оптимальности обустройства и снижения высокой энергозатратности технологий термической разработки может быть решена за счет группирования залежей по территориальному и тактическому признакам. 3. Определена очередность разбуривания и ввода в разработку, начиная с крупных залежей, затем вводятся близлежащие к ним. Остальные залежи вводятся по мере уточнения геологических запасов нефти как «спутники» более крупных 178 залежей и высвобождения установок подготовки продукции и т.п. 4. Для ранжирования залежей по приоритетности изучения и очередности ввода в разработку предложена градация по соотношению парных и одиночных горизонтальных скважин с учетом интегрального параметра, характеризующего относительные дренируемые запасы на элемент разработки. 5. Следующим этапом является детальное изучение геологического строения новых залежей, технология (система) разработки адаптируется применительно к конкретным геолого-физическим условиям с проведением группирования по территориальному и тактическому признакам. 6. Осуществляются оптимизация обустройства залежей и экономическая оценка эффективности ввода в разработку. 179 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Результаты проведенной работы можно кратко резюмировать следующим образом: 1) создан комплекс технологий эффективного извлечения тяжелой нефти с применением термического воздействия на пласт на основе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований процесса вытеснения тяжелой нефти, который успешно реализуется на Ашальчинском месторождении тяжелой нефти, характеризующемся утолщением покрышки к периферии залежи и нефтенасыщенной толщины к центру залежи, а также незавершенностью формирования ВНК, низкими пластовыми давлениями и температурой; 2) обоснованы основные принципы размещения горизонтальных скважин и расположения горизонтальных стволов в залежи при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелой нефти для создания комбинированной системы размещения парогравитационных и пароциклических скважин в зависимости от геолого-физических условий залегания продуктивного пласта; 3) выявлено продвижение нагретой нефти, в нативном состоянии имеющей плотность менее 1000 кг/м3, ниже современного ВНК под действием избыточного давления паровой камеры. Практически показано, что за счет проявления данного эффекта происходит выравнивание ВНК, что в результате позволяет успешно эксплуатировать обводненные участки залежей тяжелой нефти; 4) на примере эксплуатации двухустьевых и одноустьевых пар скважин показаны их эффективность для различной степени флюидонасыщения и возможность добычи нефти в осложненных условиях вскрытия подошвенной воды; 5) на основе сопоставления изменения динамики добычи нефти и закачки пара в соседних горизонтальных скважинах, мониторинга изменения температуры на приеме насосной установки установлено, что за счет гидродинамической интерференции и соединения паровых камер соседних горизонтальных скважин между ними происходит переток нефти. Такие скважины могут быть выделены на 180 основе построенных зависимостей и определения характерных тенденций изменения показателей эксплуатации; 6) методами моделирования установлен эффект запирания нефти при реализации технологии парогравитационного воздействия на объектах Ашальчинского месторождения тяжелой нефти, во избежание чего предложено уплотнение сетки одиночными горизонтальными скважинами. На эффективность мероприятия по уплотнению сетки влияет не только расположение скважин, но и период их ввода в эксплуатацию. При этом в зависимости от времени их ввода в эксплуатацию и расположения нефтеотдача может быть увеличена на 1,0-4,7 % без дополнительной закачки пара, период выработки запасов сокращен в 1,2-1,6 раза; 7) выявлено, что от времени начала закачки растворителя в зависимости от степени развития паровой камеры возможно довытеснение остаточной нефти в пределах всей паровой камеры (с момента, когда достигнуто устойчивое развитие паровой камеры и сохранение высокой температуры) либо отставание фронта довытеснения остаточной нефти растворителем от фронта вытеснения паром (при закачке на поздних стадиях). Увеличение концентрации растворителя выше определенной величины приводит к его непроизводительному расходу в добывающую скважину. Например, повышение концентрации закачиваемого растворителя от 1 до 7 % позволило увеличить накопленную добычу нефти на 1 %, однако это привело к росту удельного расхода растворителя на тонну дополнительно добытой нефти более чем в 6 раз. В процессе моделирования было выявлено, что более 80 % нагнетаемого в скважину растворителя отбирается вместе с нефтью в растворенном виде. В случае необходимости последующей транспортировки нефти на дальние расстояния отпадает необходимость добавки понизителя вязкости. Технология испытана на двух горизонтальных скважинах, где получен положительный результат; 8) при участии автора: 8.1) исследовано использование высокотемпературных теплоносителей с температурой от 175 до 450 ºС для тепловой обработки призабойной зоны скважины, включающей заполнение герметичного нагревателя теплоносителем, раз- 181 мещение в скважине и нагрев призабойной зоны скважины. При исследовании данного метода путем гидродинамического моделирования было установлено, что наиболее эффективно энергия расходуется и равномерно распределяется по времени эксплуатации при добыче из продуктивных пластов с определенной начальной водонасыщенностью. Установлено, что имеется экстремум функции в области 0,3 доли ед. Максимально эффективно добыча нефти производится в интервале температур в призабойной зоне пласта от температуры кипения воды при текущем пластовом давлении до максимальной; 8.2) разработано решение по группированию залежей, мелких по величине запасов тяжелой нефти, в один комплекс, что позволило повысить техникоэкономическую эффективность разработки таких залежей за счет совмещения в группы и оптимизации в комплексе ввода в разработку, системы подготовки и транспортировки, унификации оборудования, уменьшения площади отводимой под коммуникации земли, что привело к сокращению затрат как на разработку мелких залежей тепловыми методами, так и подготовку продукции и рабочих агентов, и в конечном итоге – повышению окупаемости проекта, снижению техногенной нагрузки на окружающую среду; 9) выявлено, что в условиях мелкозалегающих залежей с пластовым давлением 0,5 от гидростатического, в частности, для шешминского горизонта с низкой собственной энергией, выгоднее сокращать длительность выдержки, а отбор из пароциклических скважин необходимо осуществлять при давлениях ниже упругости пара воды, что позволит производить вытеснение из удаленных зон пласта за счет упругой энергии паровой фазы. Установлено, что для условий шешминского горизонта Ашальчинского месторождения оптимальным временем окончания цикла пропитки и перехода на цикл добычи является снижение температуры прогрева призабойной зоны до 120-140 С; 10) методические положения и технологические решения, приведённые в диссертационной работе, использованы при реализации ОПР на мелкозалегающей залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения и составлении технологических схем разработки по ряду залежей тяжелой нефти Республики Татарстан. 182 Техническая новизна разработанных технологических решений защищена 22 патентами РФ на изобретения [59, 99, 134-153]. 183 Список литературы 1. Подтуркин, Ю.А. К 80-летию Государственной комиссии по запасам по- лезных ископаемых [Текст] / Ю.А. Подтуркин // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 13-15. 2. Липаев, А.А. Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных би- тумов [Текст] / А.А. Липаев. – М. ; Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2013. – 484 с. 3. Новое Черноземье [Текст] // Технологии : прил. к журн. «Сибирская нефть». – 2013. – № 100 (апр.). – С. 2-7. 4. Полищук, Ю.М. Тяжелые нефти: закономерности пространственного раз- мещения [Текст] / Ю.М. Полищук, Н.Г. Ященко // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 2. – С. 110-113. 5. Хисамов, Р.С. Нефтебитумоносность пермских отложений Южно- Татарского свода и Мелекесской впадины [Текст] / Р.С. Хисамов, И.Е. Шаргородский, Н.С. Гатиятуллин. – Казань : Фэн, 2009. – 431 с. 6. Минерально-сырьевая база природных битумов Республики Татарстан и ее освоение [Текст] / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский, С.Е. Войтович, В.Б. Либерман // Природные битумы и тяжелые нефти : материалы Междунар. науч.-практ. конф. – СПб. : Недра, 2006. – С. 287-300. 7. Геологические и технологические особенности разработки залежей высоковязких и сверхвязких нефтей [Текст] / Р.С. Хисамов, А.С. Султанов, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов. – Казань : Фэн, 2010. – 335 с. : ил. 8. Войтович, Е.Д. Ресурсная база природных битумов и высоковязких нефтей в пермских отложениях Татарстана [Текст] / Е.Д. Войтович, Н.С. Гатиятуллин // Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений : тр. науч.-практ. конф. 6 междунар. специализир. выст. «Нефть, газ-99», г. Казань, 8-9 сент. 1999 г. : в 2 т. – Казань : Экоцентр, 1999. – Т. 1. – С. 14-19. 9. Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан 184 [Текст] / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиятуллин, И.Е. Шаргородский, Е.Д. Войтович, С.Е. Войтович. – Казань : Фэн, 2007. – 295 с. 10. Геологические и технологические особенности разработки залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения [Текст] / Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.Т.Зарипов, И.Ф. Гадельшина // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – С. 34-37. 11. Создание и промышленное внедрение комплекса технологий разработки месторождений сверхвязких нефтей [Текст] / Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.К. Сабиров, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.Т. Зарипов. – Казань : Фэн, 2011. – 189 с. : ил. 12. Тяжелые нефти и природные битумы, проблемы их освоения [Текст] / Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, З.А. Янгуразова, Р.М. Абдулхаиров, Ю.В. Ракутин, Ю.В. Волков // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы их освоения : тез. докл. второго Междунар. симп., СанктПетербург. – СПб., 1997. – С. 15. 13. Перспективы ввода в разработку месторождений природных битумов Татарстана [Текст] / З.А. Янгуразова, Ю.В. Ракутин, Ю.В. Волков, Е.М. Багаутдинова, А.Н. Губин // Вопросы промышленного освоения месторождений природных битумов Урало-Поволжья : сб. науч. тр. / ВНИИнефть. – М., 1994. – Вып. 119. – С. 27-36. 14. Хисамов, Р.С. Повышение эффективности разработки месторождений сверхвязких нефтей с использованием горизонтальных скважин [Текст] / Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.Т. Зарипов // Увеличение нефтеотдачи – приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. 100-летию со дня рождения акад. А.А. Трофимука, Казань, 7-8 сент. 2011 г. – Казань : Фэн, 2011. – С. 469-472. 15. Обобщение результатов лабораторных и опытно-промышленных работ по извлечению сверхвязкой нефти из пласта [Текст] / Р.С. Хисамов, М.М. Мусин, К.М. Мусин, И.Н. Файзуллин, А.Т. Зарипов. – Казань: Фэн, 2013. – 232 с. 16. Янгуразова, З.А. Состояние опытно-промышленной разработки месторож- 185 дений природных битумов [Текст] / З.А. Янгуразова, Т.Г. Юсупова, Е.М. Багаутдинова // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения : Междунар. симп., 12-16 окт. 1992 г., Санкт-Петербург. – СПб., 1992. – С. 37-42. 17. Эффективность технологий, осуществляемых на битумных месторождениях [Текст] / З.А. Янгуразова, Т.Г. Юсупова, Е.М. Багаутдинова, Ю.В. Волков // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы их освоения : тез. докл. второго Междунар. симп., Санкт-Петербург. – СПб., 1997. – С. 33. 18. Термоинтенсификация добычи нефти [Текст] / Н.К. Байбаков, В.А. Брагин, А.Р. Гарушев, И.В. Толстой. – М. : Недра, 1971. – 279 с. 19. Тепловые методы добычи нефти [Текст] : материалы выездной сессии Научного совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и Научно-технического совета Министерства нефтяной промышленности (ноябрь 1973 г.). – М. : Наука, 1975. – 180 с. 20. Шейнман, А.Б. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти [Текст] / А.Б. Шейнман, Г.Е. Малофеев, А.И. Сергеев. – М. : Недра, 1969. – 256 с. 21. Анализ применения и пути совершенствования технологии внутрипластового горения на примере Мордово-Кармальского месторождения ВВН [Текст] / Р.К. Сабиров, Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, Р.И. Филин // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – М. : ВНИИОЭНГ, 2010. – Вып. 78. – С. 8899. 22. Совершенствование системы разработки месторождений ТН на примере залежи Мордово-Кармальского поднятия [Текст] / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, Р.И. Филин, С.И. Ибатуллина, И.Ф. Галимов // Научно-техническая ярмарка идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвященная 60-летию ОАО «Татнефть». Номинация: геология и разработка нефтяных месторождений / ТатНИПИнефть. – Бугульма, 2010. – С. 6-14. 23. Первые результаты опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на Ашальчинском месторождении [Текст] / Р.С. Хисамов, А.И. Фролов, Р.Р. Ибатуллин, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов // Нефтяное хозяйство. – 2008. – 186 № 7. – С. 47-49. 24. Зарипов, А.Т. Развитие и эффективность применения теплоносителей для разработки месторождений природного битума Республики Татарстан [Текст] / А.Т. Зарипов // Перспективы и эффективность разработки залежей нефти в карбонатных и слабопроницаемых коллекторах : тез. докл. межрегион. науч.-практ. конф., посвящ. 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане и 50-летию г. Альметьевска, 21-23 авг. 2003 г. – Альметьевск, 2003. – С. 65-66. 25. Совершенствование разработки мелкозалегающей залежи высоковязкой нефти Ашальчинского месторождении паротепловым методом [Текст] / Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами : тез. докл. VIII науч.-практ. конф., 16-18 сент. 2008 г. – Небуг, 2008. – С. 54-55. 26. Хисамов, Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти [Текст] : учеб. пособие / Р.С. Хисамов. – Альметьевск, 2005. – 173 с. 27. Зарипов, А.Т. Опыт применения горизонтальной технологии при разработке Мордово-Кармальского месторождения природного битума [Текст] / А.Т. Зарипов // Проблемы геологии и разработки трудноизвлекаемых запасов в терригенных и карбонатных коллекторах : тез. докл. семинара молодых специалистов секции «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений». – Бугульма, 2005. – С. 13-15. 28. Первые результаты опытных работ по созданию техники и технологии эксплуатации битумных месторождений горизонтальными скважинами [Текст] / Р.М. Абдулхаиров, Р.М. Ахунов, В.Ф. Кондрашкин, Р.З. Гареев, З.А. Янгуразова, Р.Р. Каримов, Ю.В. Волков // Нефть Татарстана. – 2000. – № 2. – С. 61-67. 29. Пробная эксплуатация горизонтальных скважин с паротепловым воздействием на пласт [Текст] / Р.М. Ахунов, Р.З. Гареев, Р.М. Абдулхаиров, З.А. Янгуразова // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 11. – С. 44-47. 30. Перспективы разработки месторождений природного битума горизонтальными скважинами [Текст] / З.А. Янгуразова, Р.М. Абдулхаиров, Ю.В. Ракутин, Е.А. Горшенина, И.В. Задавина, Ш.К. Гаффаров, Ю.В. Волков // Новые идеи по- 187 иска, разведки и разработки нефтяных месторождений : тр. науч.-практ. конф. 7 междунар. выст. «Нефть, газ - 2000», Казань, 5-7 сент. 2000 г. : в 2 т. – Казань : Экоцентр, 2000. – Т. 2. – С. 181-187. 31. Зарипов, А.Т. Перспективы разработки месторождений природных битумов Республики Татарстан с применением горизонтальных технологий [Текст] / А.Т. Зарипов // Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения : материалы науч. конф. – Казань : Изд-во Казан. ун-та, 2005. – С. 103-105. 32. Муслимов, Р.Х. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана [Текст] / Р.Х. Муслимов, М.М. Мусин, К.М. Мусин. – Казань : Новое Знание , 2000. – 226 с. 33. Кудинов, В.И. Создание и промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя на залежах нефти со сложной геологической характеристикой [Текст] / В.И. Кудинов, В.С. Колбиков // Нефтяное хозяйство. – 1993. – № 11. – С. 19-22. 34. Мартос, В.Н. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей [Текст] / В.Н. Мартос. – М. : ВНИИОЭНГ, 1982 – 38 с. – (Сер. Нефтепромысловое дело : обзор. информ. / ВНИИОЭНГ ; вып. 5 (29) 35. Оганов, К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт [Текст] / К.А. Оганов. – М. : Недра, 1967. – 202 с. 36. Рузин, Л.М. Технологические принципы разработки аномально вязких нефтей и битумов [Текст] / Л.М. Рузин, Н.Ф. Чупров ; под. ред. Н.Д. Цхадая. – Ухта : УГТУ, 2007. – 244 с. 37. Муляк, В.В. Особенности разработки залежей аномально вязкой нефти с использованием вертикальных и горизонтальных скважин [Текст] / В.В. Муляк, Л.М. Рузин // Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи : тр. IV Междунар. технол. симпозиума, 15-17 марта 2005 г. – М. : Ин-т нефтегазового бизнеса, 2005. – С. 524. 38. Перспективы шахтной и термошахтной разработки нефтяных месторождений [Текст] / А.А. Боксерман, Ю.П. Коноплев, Б.А. Тюнькин, С.В. Морозов, 188 Л.Г. Груцкий, В.В. Питиримов // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 11.– С. 42-45. 39. Мировой рекорд шахтеров-нефтяников Яреги [Текст] / Ю.П. Коноплев, В.Ф. Буслаев, В.В. Питиримов, Б.А. Тюнькин, Д.В. Зазирный, М.В. Чертенков // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 11. – С. 76-77. 40. Review of Phase A Steam-Assisted Gravity-Drainage Test [Текст] / N.R. Edmunds, J.A. Kovalsky, S.D. Gittins, E.D. Pennacchioli // SPE paper 21529 41. Butler, R.M. Steam-Assisted Gravity Drainage: Concept, Development, Performance and Future [Текст] / R.M. Butler // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1994. – V. 33, № 2. – P. 44-50. 42. Pat. 1130201 Сanada, Int. Cl.3 E 21 B 43/24. Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids [Текст] / Butler R.M. (CA) ; assignee Granted to Esso Resources Canada Limited. - № 331,464 ; applied 10.07.79 ; published 24.08.82. 43. Butler, R.M. Gravity Drainage to Horizontal Wells [Текст] / R.M. Butler // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1992. – V. 31, № 4. – P. 31-37. 44. Polikar, M. Alberta Oil Sands The Advance of Technology, 1978-98 and Beyond [Текст] / Marcel Polikar, Ted Cyr, Keith Sadler // Presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands. – Beijing, China, 1998. 45. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом [Текст] / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, Д.Г. Антониади, В.Г. Ишханов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 181 с. 46. CNPC Liaohe Dual Well SAGD. The Journey from Vision to Reality [Текст] / Colin C. Card, Joseph S. Woo, Chuanpeng Wang, Zhimian Hu // Presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands. – Beijing, China, 1998. 47. Study on Steam Assisted Gravity Drainage with Horizontal Wells for SuperHeavy Crude Reservoir [Текст] / Liu Shangqi, Gao Yongrong, Hu Zhimian, Yang Naiqun, Zhang Liping, Hu Suning // Presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands. – Beijing, China, 1998. 48. Chan, M.Y.S. Effects Of Well Placement And Critical Operating Conditions On 189 The Performance of Dual Well SAGD Well Pair In Heavy Oil Reservoir [Текст] / M.Y.S. Chan, J. Fong // SPE paper 39082. 49. Хисамов, Р.С. Формирование паровой камеры на опытном участке залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения [Текст] / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, Л.Р. Зарипова // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 7. – С. 44-47. 50. Recovery methods for heavy oil and bitumen in the 21st century Sands [Текст] / E.E. Isaacs, T. Cyr, C. His, S. Singh // Presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar. – Beijing, China, 1998. 51. Polikar, M. Alberta Oil Sands The Advance of Technology, 1978-98 and Beyond [Текст] / Marcel Polikar, Ted Cyr, Keith Sadler // Presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands. – Beijing, China, 1998. 52. The Long Lake project – The first field integration of SAGD and Upgraiding [Текст] / Rich Kerr, J. Birdgeneau, B. Batt, P. Yang, G. Nieuwenburg // SPE paper 79072. 53. Этапы освоения залежей битума в Республике Татарстан [Текст] / Р.С. Хисамов, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 43-45. 54. Зарипов, А.Т. Разработка залежей высоковязких нефтей в Республике Татарстан [Текст] / А.Т. Зарипов // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов : материалы регион. науч.-техн. конф. – Ухта : УГТУ, 2009. – С. 33-36. 55. Инновации ОАО «Татнефть» в разработке залежей сверхвязкой нефти [Текст] / Р.Р. Ибатуллин, Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов // Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов. Перспективы создания подземных хранилищ газа в Республике Татарстан. Казанская геологическая школа и ее роль в развитии геологической науки в России : материалы конф., Казань, 9-11 сент. 2009 г. – Казань : Репер, 2009. – С. 132-135. 56. Хисамов, Р.С. Опыт ОАО «Татнефть» в добыче высоковязких битуминозных нефтей [Текст] / Р.С. Хисамов // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковяз- 190 ких нефтей и природных битумов : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. добыче 3-х млрд. тонны нефти в РТ, Казань, 4-6 сент. 2007 г. – Казань : Фэн, 2007. – С. 17-20. 57. Хисамов, Р.С. Опыт ОАО «Татнефть» в добыче высоковязких битуминозных нефтей [Текст] / Р.С. Хисамов // Георесурсы. – 2007. – № 3. – С. 8-10. 58. О деятельности компании «Татнефть» по освоению ресурсов сверхвязких нефтей в пермских отложениях Республики Татарстан [Текст] / Р.С. Хисамов, И.Е. Шаргородский, Н.С. Гатиятуллин, С.Е. Войтович, А.И. Фролов // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. добыче 3-х млрд. тонны нефти в РТ, Казань, 4-6 сент. 2007 г. – Казань : Фэн, 2007. – С. 624-627. 59. Пат. 2287677 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/24. Способ разработки нефтебитумной залежи [Текст] / Хисамов Р.С., Абдулмазитов Р.Г., Ибатуллин Р.Р., Валовский В.М., Зарипов А.Т. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005139323/03 ; заявл. 16.12.05 ; опубл. 20.11.06, Бюл. № 32. 60. Пат. 2340768 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин [Текст] / Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Амерханов М.И. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2007102096/03 ; заявл. 19.01.07 ; опубл. 10.12.08, Бюл. № 34. 61. Butler, R.M. Thermal Recovery of Oil and Bitumen [Текст] / R.M. Butler. – Englewood Cliffs : Prentice Hall Inc.,1991. 62. Абдулмазитов, Р.Г. Исследование гравитационного дренирования пласта под воздействием пара [Текст] / Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов // Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 50-летию Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти (ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»), 25-26 апреля 2006 г., г. Бугульма, Республика Татарстан. – М. : 191 Нефтяное хозяйство, 2006. – С. 166-168. 63. Ибатуллина, С.И. К обоснованию понижающего коэффициента к ставке НДПИ при различной вязкости нефти [Текст] / С.И. Ибатуллина, Е.В. Мехеев, А.Т. Зарипов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2011. – № 5. – С. 9-11. 64. Зарипов, А.Т. Состояние и перспективы разработки месторождений тяжелых нефтей и битумов в Татарстане [Текст] / А.Т. Зарипов // Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений : сб. докл. 3-й науч.-практ. конф., посвящ. памяти Н.Н. Лисовского, г. Альметьевск, 2528 сент. 2012 г. – Казань, 2012. – С. 248-253. 65. Зарипов, А.Т. Развитие системы разработки и опыт пилотных работ ОАО «Татнефть» по добыче сверхвязкой нефти паротепловым воздействием [Текст] / А.Т. Зарипов // Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии : материалы Междунар. науч.-практ. конф., Казань, 4-6 сент. 2013 г. – Казань : Фэн, 2013. – С. 65-69. 66. Проблемы развития проекта разработки залежей сверхвязкой нефти ОАО «Татнефть» [Текст] / Н.У. Маганов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.Т. Зарипов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 21-23. 67. Modern SAGD Technology - From Modeling to Field Monitoring [Текст] / Sh. Takhautdinov, N. Ibragimov, R. Khisamov, R. Ibatullin, M. Amerkhanov, A. Zaripov // World Heavy Oil Congress, 5-7 March 2014, New Orleans, Louisiana, USA. – New Orleans, 2014. – WHOC14 - 257. 68. Гадельшина, И.Ф. Анализ применения оценочного и эксплуатационного бурения в процессе проектирования и разработки залежи сверхвязких нефтей Ашальчинского месторождения [Текст] / И.Ф. Гадельшина, А.Т. Зарипов, А. Асклу // Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов. Перспективы создания подземных хранилищ газа в Республике Татарстан. Казанская геологическая школа и ее роль в развитии геологической науки в России : материалы конф., Казань, 9-11 сент. 2009 г. – Казань : Репер, 2009. – С. 68-72. 69. Novel Thermal Technology Uses Two-Wellhead Wells [Текст] / R.R. Ibatullin, 192 N.G. Ibragimov, R.S. Khisamov, A.T. Zaripov, M.I. Amerkhanov // Journal of Petroleum Technology. – 2010. – V. 62, № 3. – P. 63-64. 70. A Novel Technology of Formation Stimulation Involves Bi-Wellhead Horizontal Wells [Текст] / R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, R.S. Khisamov, A.T. Zaripov, M.I. Amerkhanov // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, MEOS, Proceedings 16th Middle East Oil and Gas Show and Conference 2009, MEOS 2009. – Manama, 2009. – P. 992-996. 71. Хисамов, Р.С. Опыт применения парогравитационной технологии разработки Ашальчинского месторождения сверхвязких нефтей [Текст] / Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.Т. Зарипов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами : тез. докл. X науч.-практ. конф., 21-23 сент. 2010 г., г. Геленджик. – М., 2010. – С. 75. 72. Ахмадуллин, Р.Р. Технология добычи высоковязкой нефти [Текст] / Р.Р. Ахмадуллин, М.С. Ахметзянов, М.И. Амерханов // Техника и технология разработки нефтяных месторождений : сб. докл. науч.-техн. конф., посвящ. 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения, г. Лениногорск, 15 авг. 2008 г. – М. : Нефтяное хозяйство, 2008. – С. 225-228. 73. Увеличение эффективности паротеплового воздействия путем регулирования режимов работы скважин [Текст] / М.И. Амерханов, Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов, А.И. Фролов // Вестник ЦКР Роснедра. – 2008. – № 6. – С. 32-34. 74. Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласт на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения [Текст] / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов, А.И. Фролов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 40-42. 75. Зарипов, А.Т. Влияние неоднородности пласта на эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения [Текст] / А.Т. Зарипов, Л.Р. Зарипова // Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. 60летию ОАО «Татнефть», г. Казань, 8-10 сент. 2010 г. – Казань : Фэн, 2010. – 193 С. 147-149. 76. Зарипов, А.Т. Об опыте ОАО «Татнефть» в области разработки месторождений сверхвязкой нефти [Текст] / А.Т. Зарипов // Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. памяти Р.Н. Дияшева, г. Казань, 5-7 сент. 2012 г. – Казань : Фэн, 2012. – С. 187-189. 77. Гадельшина, И.Ф. Влияние геолого-физических условий размещения горизонтального ствола на эффективность эксплуатации парогравитационным методом [Текст] / И.Ф. Гадельшина, М.З. Гарифуллин, А.Т. Зарипов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – Казань : Центр инновационных технологий, 2013. – Вып. 81. – С. 220-233.. 78. Зарипов, А.Т. Влияние геолого-физических факторов на разработку месторождений природных битумов республики Татарстан и изучение механизма извлечения природных битумов горизонтальными скважинами [Текст] / А.Т. Зарипов, И.Ф. Гадельшина // Природные битумы и тяжелые нефти : сб. материалов Междунар. науч.-практ. конф. – СПб. : Недра, 2006. – С. 402-409. 79. Зарипов, А.Т. О границах применения технологии термокапиллярногравитационного дренирования продуктивного пласта [Текст] / А.Т. Зарипов // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. добыче 3-х млрд. тонны нефти в РТ, Казань, 4-6 сент. 2007 г. – Казань, 2007. – С. 268-269. 80. Зарипов, А.Т. Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий (на примере Ашальчинского месторождения) [Текст] : дис. … канд. техн. наук : 25.00.17 / А.Т. Зарипов ; ТатНИПИнефть. – Бугульма, 2006. – 169 с. 81. Зарипов, А.Т. К вопросу об определении оптимальной толщины продуктивного пласта при размещении парных горизонтальных скважин (на примере Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти) [Текст] / А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». 194 – М. : ВНИИОЭНГ, 2011. – Вып. 79. – С. 103-108. 82. Кудинов, В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей [Текст] / В.И. Кудинов. – М. : Нефть и газ, 1996. – 284 с. 83. Ибатуллин, Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений [Текст] : учеб. пособие для вузов / Р.Р. Ибатуллин. – М. : ВНИИОЭНГ, 2011. – 303 с. 84. Байбаков, Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений [Текст] / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. – 3-е изд., перераб. и доп. – М. : Недра, 1988. – 343 с. : ил. 85. Антониади, Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами [Текст] / Д. Г. Антониади. – М. : Недра, 1995. – 313 с. : ил. 86. Бурже, Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов [Текст] / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну ; под ред. В.Ю. Филановского, Э.Э. Шпильрайна. – М. : Недра, 1988. – 422 с. : ил. 87. Абсалямов, Р.Ш. Анализ влияния периода термокапиллярной пропитки на эффективность пароциклического воздействия [Текст] / Р.Ш. Абсалямов, А.Т. Зарипов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – Казань : Центр инновационных технологий, 2013. – Вып. 81. – С. 216-219. 88. Ибатуллин, Р.Р. Ресурсный потенциал и перспективы разработки месторождений природных битумов Республики Татарстан с применением горизонтальных технологий [Текст] / Р.Р. Ибатуллин, В.М. Валовский, А.Т. Зарипов // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей : сб. тез. докл. 5-й междунар. науч.-практ. конф., г. Геленджик, 3-6 окт. 2005 г. – Краснодар, 2005. – С. 56-58. 89. Проектирование и результаты внедрения технологии термокапиллярногравитационного дренирования на Ашальчинском месторождении СВН [Текст] / Р.Р. Ибатуллин, В.М. Валовский, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами : тез. докл. VII науч.практ. конф., 25-27 сент. 2007 г., г. Геленджик. – М., 2007. – С. 31-32. 195 90. Problems and Solutions for Shallow Heavy Oil Production [Текст] / R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, R.S. Khisamov, A.T. Zaripov // SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition, 16-18 October 2012, Moscow, Russia. – SPE 161998. 91. Александров, Г.В. Оценка дебита горизонтальных скважин при гравитационном дренировании пласта паром [Текст] / Г.В. Александров, А.Т. Зарипов // Союз науки и производства путь к успеху : сб. тез. докл. молодежной науч.практ. конф., посвящ. 50-летию института «ТатНИПИнефть» : в 2 т. – Бугульма, 2006. – Т. 1. – С. 66-67. 92. Экологические аспекты разработки сверхвязких нефтей Ашальчинского месторождения [Текст] / М.Н. Мингазов, Г.И. Петрова, М.Ж. Каримов, И.А. Терновская // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 106-108. 93. Эколого-гидрогеофизическое прогнозирование техногенных изменений в зоне пресных вод при разработке Ашальчинского месторождения сверхвязких нефтей [Текст] / М.Н. Мингазов, Г.И. Петрова, М.Ж. Каримов, И.А. Терновская, М.Я. Боровский // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – М. : ВНИИОЭНГ, 2010. – Вып. 78. – С. 310-321. 94. Зарипов, А.Т. Влияние градиента температуры на эффективность разработки месторождения сверхвязких нефтей горизонтальными скважинами на примере залежи сверхвязких нефтей Ашальчинского месторождения [Текст] / А.Т. Зарипов, Л.Р. Зарипова // Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов. Перспективы создания подземных хранилищ газа в Республике Татарстан. Казанская геологическая школа и ее роль в развитии геологической науки в России : материалы конф., Казань, 9-11 сент. 2009 г. – Казань : Репер, 2009. – С. 123-125. 95. Зарипов, А.Т. Исследование влияния режима работы скважин на эффективность разработки месторождения при гравитационном дренировании пласта паром [Текст] / А.Т. Зарипов // Сборник тезисов молодежной научно-практической конференции, посвященной добыче трехмиллиардной тонны нефти ОАО «Татнефть» : в 2 т. – Альметьевск, 2007. – Т. 1. – С. 119. 196 96. Хисамов, Р.С. Анализ влияния уплотняющего бурения на эффективность разработки месторождений сверхвязкой нефти при парогравитационном воздействии [Текст] / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 30-33. 97. Зарипов, А.Т. К вопросу использования пробуренного фонда вертикальных скважин Ашальчинского месторождения природных битумов [Текст] / А.Т. Зарипов // Союз науки и производства – путь к успеху : сб. тез. докл. молодежной науч.-практ. конф., посвящ. 50-летию института «ТатНИПИнефть» : в 2 т. – Бугульма, 2006. – Т. 1. – С. 15-16. 98. Хисамов, Р.С. Выявление особенностей дренирования запасов Ашальчинского месторождения СВН и возможности оптимизации разработки путем уплотняющего бурения [Текст] / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы : материалы Междунар. науч.-практ. конф., г. Казань, 5-7 сент. 2014 г. – Казань : Фэн, 2014. – С. 372-376. 99. Пат. 2531963 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов [Текст] / Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Зарипов А.Т., Оснос Л.Р. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2013137949/03 ; заявл. 13.08.13 ; опубл. 27.10.14, Бюл. № 30. 100. Разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей за рубежом [Текст] / сост. В.М. Глазова, Э.А. Дадаева, С.Е. Алферов. – М. : ВНИИОЭНГ, 1989. – 44 с. – (Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений : обзор. информ. / ВНИИОЭНГ ; вып. 13(33) 101. Пальмгрен, С. Применение горизонтальных скважин в добыче вязких нефтей и битумов: метод теплового воздействия [Текст] / Слейс Пальмгрен, Жерар Ренар, Жан-Марк Дюпюи // Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка). Нефть и битумы : сб. тр. Междунар. конф., 4-8 окт.1994 г., Казань : в 6 т. – Казань, 1994. – Т. 3. – С. 862-902. 197 102. Шандрыгин, А.Н. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа (SAGD) [Текст] / А.Н. Шандрыгин, М.Т. Нухаев, В.В. Тертычный // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 7. – С. 92-96. 103. Butler, R.M. The Potential for Horizontal Wells for Petroleum Production [Текст] / R.M. Butler // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1989. – V. 28, № 5-6. 104. Pat. 4,696,345 United States, Int.4 Cl. E 21 B 43/24, E 21 B 43/30. Hasdrive with multiple offset producers [Текст] / L. Hsueh (US) ; assignee Chevron Research Company. - № 898,549 ; applied 21.08.86 ; published 29.09.87. 105. THAI in situ oil recovery requires minimal use of natural resources [Текст] // OIL & GAS NETWORK. – 2004. – V. 5, № 2 (April). 106. Pat. 5,626,191 United States, Int. Cl.6 E 21 B 43/24, E 21 B 43/243, E 21 B 43/30. Oilfield in-situ combustion process [Текст] / M. Greaves, A.T. Turta (CA) ; assignee Petroleum Recovery Institute. - № 494,300 ; applied 23.06.95 ; published 06.05.97. 107. Greaves, M. Downhole Catalytic Process for Upgrading Heavy Oil: Produced Oil Properties and Composition [Текст] / M. Greaves, T.X. Xia // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2004. – V. 43, № 9. – P. 25-30. 108. Pat. 2162741 Сanada, Int. Cl.3 E 21 B 43/24. Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flood process and apparatus [Текст] / Nzekwu Ben Ifeanyi, Sametz Peter David, Pelensky Peter Joseph (CA) ; assignee Gastle and Associates. - № 2 162 741 ; applied 14.11.95 ; published 20.12.05. 109. Gupta, S. Field Implementation of Solvent Aided Process [Текст] / S. Gupta, S. Gittins, P. Picherack // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2005. – V. 44, № 11. – P. 8-13. 110. Rivero, J.A. Production Acceleration and Injectivity Enhancement Using Steam-Propane Injection for Hamaca Extra-Heavy Oil [Текст] / J.A. Rivero, D.D. Mamora // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2005. – V. 44, № 2. – P. 50-57. 111. Butler, R.M. Recovery of Heavy Oils Using Vapourized Hydrocarbon Solvents: Further Development of the Vapex Process [Текст] / R.M. Butler, I.J. Mokrys // Journal 198 of Canadian Petroleum Technology. – 1993. – V. 32, № 6. – P. 56-62. 112. Canbolat, S. A study of Steam-Assisted Gravity Drainage Performance in the Presence of Noncondensable Gases [Текст] / Serhat Canbolat, Serhat Akin, Anthony R. Kovscek // SPE 75130, 2002 113. Venturini, G.J. Simulation Studies of Steam-Propane Injection for the Hamaca Heavy Oil Field [Текст] / G.J. Venturini, D.D. Mamora // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2004. – V. 43, № 9. – P. 40-46. 114. Butler, R.M. The Behaviour of Non-Condensible Gas in SAGD – A Rationalization [Текст] / R.M. Butler // Journal of Canadian Petroleum Technology. –2004. – V. 43, № 1. – P. 28-34. 115. Novel Expanding Solvent-SAGD Process «ES-SAGD» [Текст] / T.N. Nasr, G. Beaulieu, H. Golbeck, G. Heck // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2003. – V. 42, № 1. – P. 13-16. 116. Butler, R.M. Improved Recovery of Heavy Oil by Vapex with Widely Spaced Horizontal Injectors and Producers [Текст] / R.M. Butler, Q. Jiang // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2000. – V. 39, № 1. – P. 48-56. 117. Рахимова, Ш.Г. Физическое моделирование процесса паротеплового воздействия совместно с растворителями [Текст] / Ш.Г. Рахимова // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – С.46-47. 118. Совершенствование технологии теплового воздействия на основе совместной закачки пара и углеводородных растворителей [Текст] / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, Ш.Г. Рахимова, Р.Ш. Абсалямов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 20-22. 119. Каменщиков, Ф.А. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений растворителями [Текст] / Ф.А. Каменщиков. – М. ; Ижевск : Институт компьютерных исследований ; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 383 с. 120. Вытеснение нефти горячей водой [Текст] / М.Т. Абасов, А.А. Абдуллаева, Ш.М. Алиева, Н.Д. Таиров // Научно-технический сборник по добыче нефти / ВНИИ. – М. : Недра, 1968. – Вып. 33. – С. 70-74. 121. Максутов, Р.А. Технико-технологические комплексы для разработки зале- 199 жей высоковязких нефтей и природных битумов [Текст] / Р.А. Максутов, Г.И. Орлов, А.В Осипов // Нефтяное хозяйство. – 2007.– № 2. – С. 34-37. 122. Максутов, Р.А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России [Текст] / Р.А. Максутов, Г.И. Орлов, А.В. Осипов // Технологии ТЭК. – 2005. – № 6 (дек.). – С. 36-40. 123. Исследование эффективности применения высокотемпературных теплоносителей для добычи высоковязкой и битуминозной нефти [Текст] / Р.Р. Ибатуллин, В.В. Кунеевский, В.Б. Оснос, А.Т. Зарипов, Р.Ш. Абсалямов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 1. – С. 62-64. 124. Энергосберегающая технология добычи высоковязких нефтей и битумов [Текст] / В.В. Кунеевский, Ю.В. Ваньков, В.Б. Оснос, А.Т. Зарипов, Р.Ш. Абсалямов // Известия вузов. Проблемы энергетики. – 2013. – № 5-6. – С. 8489. 125. Циркуляция высокотемпературного теплоносителя позволит удешевить добычу высоковязких нефтей и битумов [Текст] / В.В. Кунеевский, В.Б. Оснос, А.Т. Зарипов, Р.Ш. Абсалямов, Ю.В. Ваньков // Нефтесервис. – 2012. – № 4. – С. 54-56. 126. Развитие технологий подготовки и использования природных битумов месторождений Татарстана [Текст] / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдулин, Т.Ф. Космачёва, С.С. Гафиятуллин, М.С. Хамидуллин, Э.Г. Теляшев // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7. – С. 92-96. 127. РД 39-0147035-214-87. Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений [Текст]. – М., 1987. 128. Искрицкая, Н.И. Экономическая целесообразность освоения месторождений природных битумов [Текст] / Н.И. Искрицкая // НефтьГазПромышленность. – 2007. – № 1. 129. Перспективы создания битумодобывающих комплексов с первичной промысловой переработкой сырья [Текст] / Ю.В. Волков, Ю.В. Ракутин, З.А. Янгуразова, Р.Г. Галеев // Проблемы комплексного освоения трудноизвлека- 200 емых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка). Нефть и битумы : сб. тр. Междунар. конф., 4-8 окт.1994 г., Казань : в 6 т. – Казань, 1994. – Т. 3. – С. 1064-1077. 130. Технико-экономическая оценка методов добычи природных битумов для условий месторождений Республики Татарстан [Текст] / А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, Л.И. Мотина, Р.С. Хисамов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 3. – С. 64-66. 131. Технико-экономическая оценка методов разработки природных битумов в Татарстане [Текст] / А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, Л.И. Мотина, Р.С. Хисамов // Нефть и жизнь. – 2006. – № 3. –С. 46-47. 132. Зарипов, А.Т. Освоение залежей высоковязких нефтей отложений шешминского горизонта [Текст] / А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, И.Ф. Гадельшина // Нефть и жизнь. – 2009. – № 3. – С. 40-42. 133. Перспективы освоения альтернативных источников углеводородного сырья в Республике Татарстан [Текст] / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, И.Ф. Гадельшина / Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». – М. : ВНИИОЭНГ, 2009. – С. 58-67. 134. Пат. 2386800 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти и битума [Текст] / Ибатуллин Р.Р., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Зарипов А.Т., Филин Р.И. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2008150530/03 ; заявл. 19.12.08 ; опубл. 20.04.10, Бюл. № 11. 135. Пат. 2287676 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/24. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти [Текст] / Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Н.Г., Зарипов А.Т. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005125299/03 ; заявл. 10.08.05 ; опубл. 20.11.06, Бюл. № 32. 136. Пат. 2287678 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/24. Способ разработки неоднородной нефтебитумной залежи [Текст] / Зарипов А.Т., Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г. ; заявитель и патентооблада- 201 тель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005139324/03 ; заявл. 16.12.05 ; опубл. 20.11.06, Бюл. № 32. 137. Пат. 2295030 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/24. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума [Текст] / Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.С., Зарипов А.Т., Султанов А.С., Ибатуллин Р.Р. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2006118125/03 ; заявл. 26.05.06 ; опубл. 10.03.07, Бюл. № 7. 138. Пат. 2408782 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки залежи высоковязкой нефти [Текст] / Ибатуллин Р.Р., Зарипов А.Т., Оснос В.Б., Филин Р.И., Петров В.Н. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2009143813/03 ; заявл. 26.11.09 ; опубл. 10.01.11, Бюл. № 1. 139. Пат. 2425968 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/24. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти [Текст] / Хисамов Р.С., Зарипов А.Т., Филин Р.И., Зарипова Л.Р., Галимов И.Ф. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010134304/03 ; заявл. 18.08.10 ; опубл. 10.08.11, Бюл. № 22. 140. Пат. 2425969 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/24. Способ разработки залежи высоковязкой нефти [Текст] / Хисамов Р.С., Зарипов А.Т., Филин Р.И., Зарипова Л.Р., Галимов И.Ф. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010134306/03 ; заявл. 18.08.10 ; опубл. 10.08.11, Бюл. № 22. 141. Пат. 2433257 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/243. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти [Текст] / Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Рамазанов Р.Г., Зарипов А.Т., Филин Р.И. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010155519/03 ; заявл. 19.04.10 ; опубл. 10.11.11, Бюл. № 31. 142. Пат. 2438013 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти [Текст] / Ибатуллин Р.Р., Рамазанов Р.Г., Зарипов А.Т., Филин Р.И., Арзамасцев А.И. ; заявитель и патентообладатель 202 ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010122748/03 ; заявл. 03.06.10 ; опубл. 27.12.11, Бюл. № 36. 143. Пат. 2439303 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки залежи высоковязкой нефти [Текст] / Ибатуллин Р.Р., Рамазанов Р.Г., Зарипов А.Т., Филин Р.И., Арзамасцев А.И. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010122765/03 ; заявл. 03.06.10 ; опубл. 10.01.12, Бюл. № 1. 144. Пат. 2439304 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти [Текст] / Ибатуллин Р.Р., Рамазанов Р.Г., Зарипов А.Т., Филин Р.И., Арзамасцев А.И. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010127623/03 ; заявл. 02.07.10 ; опубл. 10.01.12, Бюл. № 1. 145. Пат. 2440489 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти [Текст] / Ибатуллин Р.Р., Рамазанов Р.Г., Зарипов А.Т., Филин Р.И., Оснос Л.Р. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010127629/03 ; заявл. 02.07.10 ; опубл. 20.01.12, Бюл. № 2. 146. Пат. 2441148 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/243. Способ разработки залежи высоковязкой нефти [Текст] / Ибатуллин Р.Р., Рамазанов Р.Г., Зарипов А.Т., Филин Р.И., Арзамасцев А.И. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010127888/03 ; заявл. 06.07.10 ; опубл. 27.01.12, Бюл. № 3. 147. Пат. 2446277 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов [Текст] / Бакиров И.М., Зарипов А.Т., Низаев Р.Х., Арзамасцев А.И., Оснос Л.Р. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010140756/03 ; заявл. 05.10.10 ; опубл. 27.03.12, Бюл. № 9. 148. Пат. 2446280 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума [Текст] / Бакиров И.М., Зарипов А.Т., Низаев Р.Х., Арзамасцев А.И., Оснос Л.Р. ; заявитель и патентообладатель ОАО 203 «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010141862/03 ; заявл. 12.10.10 ; опубл. 27.03.12, Бюл. № 9. 149. Пат. 2455475 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины [Текст] / Сабиров Р.К., Амерханов М.И., Зарипов А.Т., Шестернин В.В., Рахимова Ш.Г. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010149697/03 ; заявл. 03.12.10 ; опубл. 10.07.12, Бюл. № 19. 150. Пат. 2506417 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/16. Способ разработки залежи высоковязкой нефти [Текст] / Хисамов Р.С., Евдокимов А.М., Ибатуллин Р.Р., Зарипов А.Т., Арзамасцев А.И. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2012133842/03 ; заявл. 07.08.12 ; опубл. 10.02.14, Бюл. № 4. 151. Пат. 2507388 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/24. Способ разработки месторождений высоковязкой нефти и/или битумов с помощью наклонно направленных скважин [Текст] / Шестернин В.В., Амерханов М.И., Зарипов А.Т., Хисамов Р.С. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2012132392/03 ; заявл. 27.07.12 ; опубл. 20.02.14, Бюл. № 5. 152. Пат. 2509880 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/24. Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов [Текст] / Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Зарипов А.Т., Арзамасцев А.И., Идиятуллина З.С. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2012142089/03 ; заявл. 02.10.12 ; опубл. 20.03.14, Бюл. № 8. 153. Пат. 2527051 Российская Федерация, МПК8 E 21 B 43/24, Е 21 В 33/138. Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии [Текст] / Бакиров И.М., Зарипов А.Т., Идиятуллина З.С., Арзамасцев А.И., Шайхутдинов Д.К. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2012157795/03 ; заявл. 27.12.12 ; опубл. 27.08.14, Бюл. № 24.