Глава 3. Системы разработки месторождений Баженовской свиты

3.1.Традиционная технология разработки нефтяных месторождений залежей Баженовской свиты

Известны нефтяные залежи в отложениях Баженовской свиты в виде отдельных замкнутых линз с аномально высоким пластовым давлением. Аномально высокое пластовое давление является верным признаком того, что нефтяная залежь замкнута и не имеет связи с законтурной водоносной областью, с её большим упругим запасом жидкости.

Возможный порядок разбуривания и разработки нефтяной залежи (предложен В.Д. Лысенко):

1. Сначала бурят вертикальную скважину предположительно в центре залежи.

2. По этой вертикальной скважине отбирают нефть, определяют коэффициент продуктивности по нефти, фиксируют накопленный отбор нефти и снижение пластового давления. По суммарному отбору жидкости и снижению пластового давления определяют упругий запас жидкости, определяют геологические запасы нефти и возможную площадь нефтяной залежи. По нефтяной площади определяют её вероятный средний радиус.

3. После этого из вертикальной скважины бурят второй горизонтальный ствол. Проектная длина горизонтального ствола должна быть больше вероятного среднего радиуса залежи. Горизонтальный ствол бурят с постоянным контролем выбуриваемой породы. Такой контроль в пределах продуктивного пласта был при бурении вертикальной скважины. Горизонтальный ствол бурят до пересечения с границей нефтяной залежи. Если граница нефтяной залежи оказалась слишком близко, то придется бурить второй горизонтальный ствол в противоположную сторону и снова пересекать границу нефтяной залежи. Горизонтальный ствол надо будет обсаживать эксплуатационной колонной с цементированием заколонного пространства, а перфорировать надо начинать с дальнего конца ствола.

4. Вертикальную скважину, как добывающую, надо будет эксплуатировать при забойном давлении на уровне давления насыщения нефти газом. При этом надо будет определять минимальное забойное давление фонтанирования чистой нефтью, и если оно ниже давления насыщения, то искусственно с помощью штуцера повышать устьевое давление так, чтобы забойное давление было на уровне давления насыщения.

Две скважины - вертикальная и горизонтальная или два горизонтальных ствола у одной вертикальной скважины необходимы, чтобы осуществлять поддержание пластового давления путем заводнения; две скважины или два ствола у одной скважины должны быть максимально возможно удалены друг от друга (один из стволов будет нагнетательным, а другой добывающим), чтобы максимально уменьшить геометрическую неравномерность вытеснения нефти водой и тем самым увеличить коэффициент нефтеотдачи.

Переход с фонтанной эксплуатации на глубинно-насосную эксплуатацию надо будет осуществлять тогда, когда из-за возросшей обводненности отбираемой нефти забойное давление фонтанирования станет выше давления насыщения, и для его увеличения уже не надо будет применять штуцер. Ради увеличения добычи нефти пластовое давление можно сделать значительно выше гидростатического давления, например, на 50-100 ат.

Существенно усложняется конструкция вертикальной скважины с одним или двумя горизонтальными стволами или двух горизонтальных скважин, направленных в целях разведки границ нефтяной залежи в противоположные стороны. Если только будут позволять размеры нефтяной залежи и вблизи от нее будут газовые залежи с природным высоким давлением газа, то можно будет осуществлять газовое заводнение, что в 1, 5-2 раза увеличит извлекаемые запасы нефти. Для осуществления газового заводнения необходим газ газовой залежи и одноступенчатые компрессоры повышенной прочности, способные увеличить давление газа в 3-5 раз.

Таким образом, для разработки замкнутых линзовидных нефтяных залежей в отложениях Баженовской свиты предложен новый вариант адаптивной системы разработки, обязательно совмещающий промышленную добычу нефти с разведкой и доразведкой геологического строения, продуктивности и геологических запасов нефти.

В процессе эксплуатации первой вертикальной скважины по накопленному отбору нефти и снижению пластового давления определяется упругий запас нефти, по упругому запасу нефти определяются геологические запасы нефти, а по геологическим запасам определяется нефтяная площадь. Геологические запасы нефти и нефтяная площадь могут оказаться маленькими, а могут оказаться относительно большими. Если маленькие, то на 2-3 скважины, а если большие, то на 10-20 и более скважин. Если маленькие, то нужны горизонтальные скважины для разведки границ и удаления места закачки от места отбора; если большие и многослойные (расчлененные), то возрастает ценность вертикальных скважин.

Для того чтобы увеличить нефтеотдачу, надо учитывать и использовать аномальность пластового давления, учитывать давление насыщения нефти газом и минимальное забойное давление фонтанирования чистой нефтью.

Вот некоторые параметры одной нефтяной залежи в отложениях Баженовской свиты: продуктивный пласт похож на трещиноватый сланец с пористостью 8 %, общая толщина 30-40 м, эффективная толщина 7-10 м, начальное пластовое давление 395 ат, гидростатическое давление при глубине залегания 2750 м равно 275 ат, аномальность 120 ат, давление насыщения нефти газом 150 ат, минимальное забойное давление фонтанирования скважины чистой нефтыо 70 ат, следовательно, возможно самопроизвольное снижение забойного давления скважин ниже давления насыщения и значительное снижение их коэффициента продуктивности по нефти, чего нельзя допускать; вязкость нефти в пластовых условиях 0, 7 мПа*с, газосодержание нефти 170 м³/м³.

У другой нефтяной залежи в отложениях БС начальное пластовое давление 331 атм, а начальная нефтенасыщенность равна 0, 9 вместо обычной 0, 5 в других нефтяных пластах. При этом ни в коем случае нельзя допустить катастрофического снижения пластового давления, т.е. необходимо осуществить поддержание пластового давления; ни в коем случае нельзя допустить самопроизвольного снижения забойного давления добывающих скважин и катастрофического снижения их продуктивности по нефти.

3.2. Применение термогазового воздействия на нефтяные пласты для интенсификации добычи на месторождениях Западной Сибири

В последние годы в связи с истощением во многих регионах мира активных запасов нефти резко возрос интерес к нетрадиционным видам углеводородного сырья, в частности к горючим (нефтеносным) сланцам. Из-за возросших требований к защите окружающей среды от техногенных загрязнений получение жидких углеводородов из добываемых шахтным или открытым способом сланцев на современном этапе нерентабельно. Однако при реализации скважинного способа разработки залежей сланцев может оказаться рентабельной, так как отходы производства в виде шлака и токсичных «выхлопов» будут захоронены на достаточно больших глубинах, что снизит до минимума затраты на мероприятия по охране окружающей среды.

В России в рамках Федеральной целевой программы « Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы» под руководством ОАО «РИТЭК» реализуется проект « Создание и внедрение инновационного технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья (кероген, битуминозные пески, высоковязкие нефти)». Составная часть этого проекта – разработка технологии добычи углеводородного сырья из отложений Баженовской свиты в Западной Сибири. Слагающие ее породы являются ближайшим аналогом нефтяных сланцев. Помимо газов и жидкой нефти, в отложених Баженовской свиты объемное содержание углеводородов в виде керогена составляет 40%. Освоение углеводородных ресурсов этой свиты – одно из актуальных направлений обеспечения энергетической безопасности страны.

Использование традиционных методов добычи позволяет извлечь лишь несколько процентов от запасов нефти, содержащихся в поровом пространстве, доля которого в отложениях Баженовской свиты в несколько раз меньше пористости нефтенасыщенных коллекторов, разрабатываемых в настоящее время. Основные причины такого положения заключаются в следующем. Баженовская свита представляет собой очень сложный геологический объект, стратиграфически классифицируемый как Ю0, основой которого является органо-минеральный каркас из глинистых, кремнистых и карбонатных пород с высоким содержанием органического вещества - керогена. Углеводороды содержатся в трех агрегатных состояниях: газообразном; жидком (нефть); твердом (нерастворимое в органических растворителях органическое вещество - кероген, который невозможно извлечь за счет процессов дренирования).

До последнего времени усилия специалистов по разработке нефтяных месторождений были сосредоточены на создании технологии наиболее полного извлечения жидкой нефти. Однако даже такой широко распространенный метод интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, как гидроразрыв пласта, оказался недостаточно эффективным при разработке залежей нефти Баженовской свиты, в частности, из-за высокого содержания в породе пластичных материалов (глин). Более перспективным для разработки низкопроницаемых коллекторов является использование термических методов. Термические напряжения достаточны для создания трещин, а образующиеся при термодеструкции газы обеспечивают необходимое для предотвращения смыкания трещин давление. Кроме того, в узкой зоне на фронте горения температура может повышаться до 1000 °С и более, что достаточно для обжига глинистых минералов, усадки их примерно на 10 % и потери ими при этом пластических свойств.

Открытая пористость увеличивается кратно и значительная часть нефти, содержащейся в закрытых порах, становится подвижной. Кроме того, происходят процессы превращения керогена, содержание которого в породе иногда достигает 40 %. Кероген является главной частью органического материала в отложениях Баженовской свиты и рассматривается как вещество, генерирующее на стадии катагенеза основное количество нефти и газа.

Отличительная особенность пластов Баженовской свиты - повышенная температура, достигающая 140 °С. Температура вышележащих пластов ачимовской пачки составляет 85-90 °С, нижележащего пласта Ю1 - редко превышает 100 °С. По мнению большинства исследователей, отложения БС - нефтематеринские породы. В результате взаимного влияния органической и минеральной составляющих породы при повышенных температурах, а также условий залегания происходит преобразование керогена в жидкую нефть и газ. Однако такие условия (тонкое смешение пород и наличие значительного количества глинистых веществ) затрудняют эффективную фильтрацию нефти и газа в песчаные коллекторы с развитой открытой пористостью.

Баженовская свита сверху повсеместно экранирована мощной пачкой подачимовских глин, снизу - преимущественно глинистыми породами георгиевской и абалакской свит. В результате возникают зоны аномально высокого пластового давления (АВПД), превышающего гидростатическое в 1, 5-2 раза. На всей площади развития отложений Баженовской свиты при ее вскрытии бурением не обнаружено подвижной пластовой воды. Нефти, полученные при испытании скважин отложений Баженовской свиты, легкие, малосернистые и низкопарафинистые. На отдельных участках, где отложения свиты залегают непосредственно на проницаемых породах пласта Ю1 васюганской свиты или отделяются от него слоем часто трещиноватых карбонатно - глинистых пород толщиной несколько метров, образуются литологические окна, служащие путями миграции нефти из Баженовских отложений в нижележащие проницаемые породы.

Поскольку количество керогена, катагенетически готового для преобразования в нефть, чрезвычайно велико, первоочередной технологической задачей является обеспечение условий для ускоренного его преобразования в жидкие и газообразные продукты и создания каналов фильтрации для продвижения как нативной (содержащейся в исходном поровом пространстве) нефти, так и полученной в результате ускоренного преобразования керогена «синтетической» нефти к забоям добывающих скважин.

По данным многочисленных литературных источников искусственное преобразование керогена в «синтетическую» нефть в лабораторных условиях заметно отличается от процессов, проходящих в земной коре. Деструкция керогеновой матрицы и образование углеводородов в условиях лаборатории требуют значительно более высоких температур, поэтому при искусственном пиролизе керогена приходится его нагревать до температуры 400 °С и выше, в то время как процессы нефтеобразования в земной коре происходят при температуре 130-150 °С, но длятся, вероятно, многие миллионы лет.

Это обусловливает некоторое отличие состава продуктов пиролиза керогена от состава углеводородов нефти. В продуктах пиролиза присутствуют олефины, которые практически никогда не наблюдаются в нефтях. В пластовых условиях при сравнительно невысоких температурах (менее 130 °С) преобразование керогена протекает постепенно, при этом успевают происходить процессы перераспределения водорода, характерные для превращений органических соединений, адсорбированных на алюмосиликатах (глинах). В результате образуются насыщенные и ароматические углеводороды, т.е. углеводородные смеси, по составу более близкие к нефтяным.

Отсутствие притоков и нефтепроявлений из БС на значительной площади ее развития, а также низкая нефтеотдача пласта на высокопродуктивных участках обусловлены слабым развитием или практически полным отсутствием трещиноватых интервалов в теле Баженовской свиты на значительных зонах ее развития. Образование широкой сети трещин при воздействии на гидрофобизированные породы свиты не смачивающим породу флюидом под высоким давлением или под влиянием теплового поля либо совместно того и другого позволяет с высокой вероятностью предполагать, что большая часть нефти может быть извлечена из Баженовской свиты при таких воздействиях.

Согласно литературным данным нефтевмещающие породы БС сложены четырьмя основными компонентами: глинистыми минералами (массовое содержание 22-30 %); минералами кремнезема (35-40 %); органическим веществом (10-12 %) и карбонатными минералами (8-52 %), которые образуют большое число литотипов. При этом глинистые минералы могут служить катализаторами газообразующих процессов, в частности, получения синтез газа: С+Н₂О→ СО+Н₂, - являющегося ценным сырьем для органического синтеза.

В пустотном пространстве высококарбонизированных прослоев органическое вещество находится главным образом в виде жидкой нефти, а содержание керогена не превышает единиц процентов. Из-за сравнительно высокой проницаемости этих пород по ним и происходит фильтрация нефти.

Малопроницаемая матрица, хотя и содержит основные запасы органического вещества, вследствие очень высокого фильтрационного сопротивления в процессе разработки практически не участвует. Промысловые данные, полученные при разработке месторождений БС, показали, что такие важные для разработки параметры как пустотность, начальный дебит и накопленная добыча хорошо коррелируются с пластовой температурой. Чем выше последняя, тем больше пустотность, выше начальный дебит и, как следствие, накопленная добыча. Исходя из результатов этих исследований, была разработана концепция, обосновывающая использование технологии теплового воздействия, в частности термогазового метода, как наиболее перспективного направления повышения эффективности разработки Баженовской свиты. Из изложенного следует, что основой создания эффективной технологии разработки БС должен стать метод, включающий:

а) преобразование керогена в жидкие или газообразные углеводороды;

б) создание в матрице системы фильтрационных каналов, обеспечивающих поступление из нее флюида в прослои-коллекторы.

Проведенные лабораторные исследования показали, что методы влажного внутрипластового горения: совместной или раздельной закачки в пласты Баженовской свиты воды и воздуха (термогазовый метод) - наиболее технологически и экономически эффективны. При их лабораторном моделировании установлено, что коэффициент извлечения нефти (КИН) может достигать 85-95 %. При этом в результате термической деструкции сапропелевого органического вещества дополнительно образуются жидкие углеводороды и большой объем углеводородного газа.

Целесообразность опробования методов воздействия на отложения БС предопределяется ее широким распространением на территории Западной Сибири, высокой нефтенасыщенностью порового пространства пород, большими геологическими запасами нефти и приуроченностью отложений к обустроенным территориям. Выбор параметров реализуемой технологии предопределен конкретными геолого-физическими и коллекторскими характеристиками. В связи с этим актуально создание методики изучения значимых для реализации технологии свойств образцов породы БС и ее нефтегенерационного потенциал.

3.3.Механизм процесса термогазового воздействия

3.3.1. Схема термогазового метода разработки

В настоящее время в мировой практике применяются два способа теплового воздействия на продуктивные породы:

- метод закачки в пласт теплоносителя;

- метод внутрипластового горения.

При выборе метода теплового воздействия на породы Баженовской свиты надо учитывать следующие обстоятельства:

- Месторождения БС залегают на большой глубине – 2500-3000 м;

- С точки зрения экономической целесообразности расстояние между скважинами не может быть меньше 500-700 м;

- Ввод в эффективную разработку микротрещиноватых пород и извлечение из них легкой нефти требует повышения пластовой температуры до 250º С-300 º С;

- Извлечение углеводородов из керогена диктует необходимость повышения температуры в зонах их сосредоточения до 400º С-450º С.

Приведенные выше критерии делают проблематичным использование закачки теплоносителя для воздействия на породы БС – закачка теплоносителя на глубину 2500-3000 м с упомянутыми выше уровнями температуры с поверхности практически нереальна. Тем не менее, имеется принципиальная возможность закачки в пласт теплоносителя с помощью забойного парогенератора, работа над созданием которого ведется в настоящее время. Однако даже в случае успешного завершения работ, забойный парогенератор не сможет обеспечить прогрев залежи теплоносителем на большие расстояния, сопоставимые с расстоянием между скважинами. Тем более, если необходимо обеспечить высокий уровень температуры прогрева.

На основе мирового и отечественного опыта, в качестве базового теплового воздействия на пласт выбран метод выработки тепловой энергии непосредственно в пласте за счет внутрипластовых окислительных процессов. Наиболее широкодоступным окислителем является воздух, закачка которого в пласты с повышенными пластовыми температурами, характерными для всех месторождений Баженовской свиты, обеспечивает формирование самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов. Эти внутрипластовые окислительные процессы могут обеспечить не только выделение необходимой тепловой энергии, но и необходимый уровень температуры нагрева пород Баженовской свиты.

Важно подчеркнуть существенную отличительную особенность внутрипластовых окислительных процессов в породах Баженовской свиты. В качестве топлива при реализации этих процессов будет преимущественно использоваться кероген, который содержится во всех литотипах пород Баженовской свиты. Преимущественное использование керогена в качестве топлива во внутрипластовых окислительных процессах объясняется его меньшей подвижностью по сравнению с легкой нефтью. Поэтому содержание керогена в прогретой зоне будет, как правило, больше, чем содержание легкой нефти, так как она из этой зоны эффективно вытесняется смешивающимися агентами, формируемыми в результате внутрипластовых окислительных процессов. А эти процессы в основном и будут происходить в прогретых зонах. Очевидно, что использование в качестве топлива керогена существенно сократит затраты легких нефтей на процессы окисления и горения.

Традиционный метод закачки воздуха в пласт и создания в нем движущегося фронта внутрипластового горения известен с начала XX столетия. Долгое время этот метод рассматривался как один из разновидностей термических методов добычи высоковязких нефтей.

Принципиально отличающийся подход к технологии закачки воздуха путем использования энергетического потенциала пласта для внутрипластовой трансформации закачиваемого воздуха в эффективный вытесняющий агент впервые был предложен в 1971 г. в нашей стране.

Метод термогазового воздействия на месторождениях легкой нефти создан на стыке тепловых и газовых методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи. Этот метод, несмотря на то, что он базируется на физико-химических процессах, сходных с теми, что лежат в основе термических и газовых методов, в том числе и метода внутрипластового горения, создан на принципиально новых физических основах, отличающихся от реализуемых в известных методах.

Новый метод основан на закачке в пласт широко доступных, а, следовательно, и дешевых рабочих агентов – воздуха и воды, и впервые в мировой практике использует важную энергетическую особенность значительной части месторождений (особенно Западной Сибири), которые характеризуются не только высоким пластовым давлением, но и повышенными пластовыми температурами свыше 65º С. Такие температуры при закачке воздуха в результате высокой скорости процесса расходования кислорода воздуха на окисление нефти гарантируют безопасное ведение процесса и обеспечивают внутрипластовую генерацию высокоэффективного вытесняющего газового агента, содержащего в основном азот, диоксид углерода, легкие фракции нефти. Такой состав вытесняющего агента обеспечивает смешивающееся вытеснение легкой нефти, а значит и потенциал кардинального прироста нефтеотдачи, особенно при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Таким образом, термогазовый метод основан на использовании особенностей внутрипластового горения.

Методы внутрипластового горения характеризуются следующими модификациями:

- Сухое горение;

- Влажное горение;

- Сверхвлажное горение.

В результате взаимодействия кислорода с нефтью выделяется тепло, количество которого пропорционально количеству поглощенного кислорода, что приводит к повышению пластовой температуры вплоть до инициирования фронта горения. Генерируемое тепло конвективно переносится в область впереди фронта горения газами и водой, образовавшейся в результате окислительных реакций и первоначально содержащейся в пласте. В результате снижается вязкость вытесняемой нефти и интенсифицируется ее продвижение к добывающим скважинам. Конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей воды). Образующийся диоксид углерода растворяется в воде и нефти, изменяя их подвижность. Тяжелые фракции нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

Механизм вытеснения нефти при внутрипластовом горении можно описать следующим образом. По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных отчетливо выделяющихся температурных зон (рис. 3.1.).

Зона 1 . В этой области пласта уже произошло горение, и она совершенно освобождена от нефти. Нагнетаемый воздух нагревается при контакте с коллектором, что позволяет утилизировать часть тепловой энергии, выделяемой при горении. Следовательно, зона представляет собой некий теплообменник, причем температура в ней снижается в направлении от фронта горения к нагнетательной скважине.

Зона 2. Зона горения. Кислород потребляется при сжигании углеводородов и кокса, осажденного на поверхности коллектора. Температура в этой зоне определяется в основном свойствами и количеством твердых и газообразных веществ, присутствующих в единице объема зоны, и находится в пределах от 400^оС до 600^оС.

Зона 3. Зона коксования. Тяжелые фракции, которые не были смещены и переведены в газообразное состояние, подвергаются пиролизу. Если на фронте горения кислород использовался не полностью, протекает окислительный пиролиз.

Рис. 3.1. Профили температуры (а) и насыщенности (б) при перемещении фронта горения в пористой среде

Зона 4. Зона конденсации. При достаточном падении температуры заканчиваются химические превращения. Через эту зону фильтруются газообразная и жидкая фазы. Здесь наблюдаются следующие процессы:

- В области, примыкающей к зоне реакций, протекают последовательно испарение и повторная конденсация легких фракций нефти и воды, изначально присутствовавшей в пласте; происходит также конденсация воды, являющейся продуктом химических реакций. В пределах этой области наблюдается понижение температуры до 93^оС-204^оС. Явления испарения-конденсации способствуют ускорению процесса переноса теплоты к дальней границе зоны 4.

- В области, где температурный уровень ниже температуры конденсации воды, возникает зона, характеризуемая значением водонасыщенности, превышающим начальное значение водонасыщенности пласта (водяной вал); оторочка горячей воды проталкивает перед собой вал нефти (зону, характеризуемую повышенной, относительно начального уровня, нефтенасыщенностью). Далее впереди зоны горячей воды и легких углеводородов температура в пласте характеризуется ее начальным уровнем. Эта часть пласта не охвачена тепловым воздействием. В каждой из рассмотренных зон именно уровень температуры определяет механизм вытеснения нефти.

- В зоне пара преобладает механизм вытеснения паром.

- В зоне горячей воды и легких углеводородов происходит вытеснение нефти в основном горячей водой и в некоторой степени легкими углеводородными компонентами.

- В зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой и газами (в основном азотом и двуокисью углерода) при пластовой температуре.

Таким образом, при перемещении в пласте фронта горения одновременно участвуют и сосуществуют почти все известные в настоящее время механизмы извлечения нефти, а именно механизм вытеснения нефти паром, водой при различных температурах, смешивающееся (частичное или полное) вытеснение нефти газом.

В качестве основного способа реализации термогазового воздействия на БС предлагается последовательная закачка в пласт воздуха и воды. При правильной организации этой модификации термогазового воздействия можно, во-первых, полностью исключить появление кислорода в добывающих скважинах, во-вторых, гарантировать наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте.

Нагнетание водовоздушной смеси позволяет реализовать не только внутрипластовые окислительные процессы и обеспечить на этой основе смешивающееся вытеснение легкой нефти и тепловое воздействие, но одновременно и гидровоздействие. Как было отмечено выше, такое воздействие позволяет увеличить зону дренирования за счет создания дополнительных новых трещин и частичного раскрытия существующих микротрещин. Очевидно, что одновременное тепловое и гидровоздействие должно привести к синергетическому результату по расширению зоны дренирования и существенному увеличению ее фильтрационных характеристик.

3.3.2. Параметры технологии термогазового воздействия

Выбор участка основан на том, что в зоне скв. 219 сформирован элемент эксплуатационной сетки скважин экспериментального участка Средне-Назымского месторождения, позволяющий осуществить реализацию термогазового метода и контроль за его результатами. Схема участка представлена на рис. 3.2..

Расстояния на этой схеме от скв. 219 следующие: до скв. № 3000 – 800 м, до скв. № 3001 - 775 м, до скв. № 3002 - 850 м, до скв. № 401 - 725 м. Скв. № 401 имеет горизонтальный участок в продуктивном пласте 500 м.

Рис. 3.2. Расположение скважин экспериментального участка Средне-Назымского месторождения

Для опытного участка Средне-Назымского месторождения, район скв. № 219, рекомендуются следующие технологические параметры закачиваемой водовоздушной смеси:

- Водовоздушное отношение – от 0, 0001 до 0, 01.

- Объем закачки газа в скв. № 219 – 24000 нм³/сут.

- Объем закачки воды в скв. № 219 – 24-240 м³/сут.

- Суммарный отбор жидкости из 4-х добывающих скважин (№№ 401, 3000, 3001, 3002) – 150-400 м³/сут.

- Давление закачки газа на устье скв. № 219 – 10-35 МПа.

- Давление закачки воды на устье скв. № 219 – 15-40 МПа.

Термогазовое воздействие на опытном участке целесообразно реализовать путем чередующейся закачкой воды и воздуха. При этом среднее водовоздушное отношение может находиться в пределах от 0, 001 нм3/м3 до 0, 01 нм3/м3. В целях интеграции термического и гидродинамического воздействия и придания ему циклического характера целесообразно водовоздушному отношению придать циклический характер. В этом случае будет реализовываться циклическое гидротермовоздействие с очевидным усилением синергетического эффекта.

Для обеспечения безопасности перед закачкой воздуха или водовоздушной смеси предусматривается закачка воды в объеме от 500 м3 до 2500 м3 при давлении на устье 15-40 МПа.

Что касается средней величины водовоздушного отношения, вокруг которой должна циклически изменяться величина водовоздушного отношения, то она определяется из условия перевода всей поступающей в зону генерации тепла воды в теплоноситель с температурой этой зоны.

3.3.3. Конструкция скважины для проведения термогазового метода

Скважинное оборудование выбирается исходя из требований технического задания по закачке атмосферного воздуха с расходом 24 000 нм3/сутки при давлении 35 МПа и воды в соотношении от 0, 001 до 0, 01, что будет составлять 24-240 м3/час. Температурный режим работы скважинного оборудования не превышает 180-2000С.

Исходя из этих условий, по насосно-компрессорным трубам будет подаваться газо-жидкостная смесь. Температура подаваемой смеси на устье скважины находиться в диапазоне 30-60 оС. Такие условия не требуют разработки специального наземного оборудования. Требованиям по работе с газовыми средами при давлении 35 МПа отвечают НКТ-89Е с толщиной стенки 6, 5 мм и газовой резьбой НКМ согласно ГОСТ–633-80. Группа прочности «Е» определяется из длины подвески, которая составляет 2660 м. Для предотвращения воздействия избыточного давления на обсадную колонну низ НКТ необходимо оборудовать пакером типа ПРО-ЯДЖ-О-142Т. Данный пакер обеспечивает возможность работы в газо-жидкостных средах при температуре до 2000С и выдерживает перепады давления в 35 МПа. Принципиальная схема скважины представлена на рис. 3.3.

3.4.Оценка влияния водовоздушного отношения на эффективность разработки Баженовской свиты термогазовым методом

Эффективный способ разработки месторождений Баженовской свиты к настоящему времени еще не создан. Предшествующие 30 лет нефтяные компании осуществляли практически опытную эксплуатацию отдельных скважин и участков с использованием естественного режима разработки. При этом достигнутая средняя нефтеотдача составляет 3 %, что при всех огромных запасах Баженовской свиты является экономически нерентабельным.

Нетривиальный характер фильтрационно-емкостных свойств пород Баженовской свиты и содержание в них керогенонефтяных углеводородных ресурсов обусловливают неэффективность применения традиционных способов для ее разработки.

Рис. 3.3. Принципиальная схема скважины для термогазового воздействия

В настоящее время по результатам промысловых работ и экспериментальных исследований кернов, отобранных из пород Баженовской свиты, установлены возрастающая с повышением температуры пласта степень улучшения фильтрационно-емкостных свойств пород Баженовской свиты, рост размеров области дренирования, степень использования запасов легкой нефти как в макротрещиноватых, так и в микротрещиноватых породах, а также степень извлечения углеводородов из керогена.

Учитывая эти особенности пород Баженовской свиты и принимая во внимание то, что глубины залегания пластов превышают 2000 м, а пластовые температуры выше 65 °С, в качестве базового теплового воздействия на пласт выбран метод выработки тепловой энергии непосрсдсгвенно в пласте за счет внутрипластовых окислительных процессов — термогазовый метод. Основанный на закачке в пласт водовоздушной смеси этот метод обеспечивает не только образование в дренируемых частях пласта оторочки высокоэффективного вытесняющего агента (смесь азота, углерода и широкой фракции легких углеводородов), но и необходимый уровень температуры нагрева пород баженовской свиты.

При правильной организации термогазового метода можно, во-первых, полностью исключить появление кислорода воздуха в добывающих скважинах и, во-вторых, гарантировать наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте.

Основные преимущества закачки водовоздушной смеси для условий Баженовской свиты определяются следующими особенностями влажного и сверхвлажного внутрипластового горения:

- закачка водовоздушной смеси позволяет реализовать интеграцию теплового и гидровоздействия, что обеспечивает максимально возможную степень повышения фильтрационной характеристики пород;

- закачка водовоздушной смеси позволяет существенно снизить давление закачиваемого воздуха, а следовательно, снизить затраты на его компримирование;

- закачка водовоздушной смеси обеспечивает создание оторочки пара, скорость перемещения которой может регулироваться величиной водовоздушного отношения;

- уровень температуры тепловой оторочки вполне достаточен для эффективного воздействия на матрицу Баженовской свиты и извлечения содержащейся в ней легкой нефти;

- регулирование водовоздушного отношения позволяет обеспечить управление локальной температурой, необходимой для эффективного извлечения углеводородов из коллектора.

Для определения оптимальных параметров реализации термогазового воздействия на пласт, необходимо оценить величину водовоздушного отношения. Следует отметить, что определение водовоздушного отношения также представляет особое значение для выбора оборудования (компрессоры, бустерные установки), которое планируется использовать для закачки водовоздушной смеси в пласт.

⇐ Предыдущая 1 2 345 6 7 Следующая ⇒