Опыт разработки нефтяных месторождений в Коми.

В 1939 году в Республике Коми была начата разработка Ягрегского нефтяного месторождения с помощью шахтной скважинно-дренажной системы с тепловым воздействием на пласт. Это система, описанная в п.2.1.2. настоящего отчета, может стать эффективным методом разработки тяжелых нефтей и битумов. Рассмотрим опыт разработки Усинского месторождения.

 

УСИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [26]

Опытно-промышленные работы по термическому воздействию на пласт с применением теплоносителей (высокотемпературная вода, насыщенный водяной пар) на пермокарбоновую залежь Усинского месторождения (Коми АССР) начаты в 1982 г. На месторождении в соответствии с технологической схемой, разработанной ВНИИ, ПечорНИПИнефтью, НПО «Союзтермнефть», сформирован опыт­ный участок из 15 обращенных пятиточечных элементов общей площадью около 150 га (плотность сетки 6,25 га/скв).

Залежь высоковязкой нефти, залегающая на.глубине 1150— 1500 м, относится к массивному типу. Высота ее (этаж нефтенос­ности) достигает 350 м. Залежь имеет активную гидродинамиче­скую связь с законтурными и подошвенными водами. Тип коллек­тора трещиновато-кавернозно-поровый, трещины распространены в вертикальном и горизонтальном направлениях. В целом по сово­купности исследований (по аналогии с нефтенасыщенными кол­лекторами месторождения Зыбза) здесь также выделяются два типа коллектора — макро-и микропористый. Проницаемость мак-ропоровых коллекторов по результатам гидропрослушивания до­стигает нескольких сот квадратных микрометров (мкм²). Прони­цаемость микропорового коллектора значительно ниже и не пре­вышает 0,15—0,30 мкм².

Нефть тяжелая (плотность 0,964 г/см³), высоковязкая, в пла­стовых условиях вязкость ее превышает 700 мПа-с, сернистая (массовая доля серы достигает 2 %)• Начальное пластовое давле­ние 14 МПа, газосодержание пластовой нефти примерно 20 м³/м³, смолисто-асфальтеновых фракций — 22 %.

В целях разработки месторождения с высокой эффективностью продуктивный разрез условно разделен на три объекта — нижний, средний, верхний, эффективная толщина которых в среднем со­ставляет 40—60 м.

Проводимые опытно-промышленные работы по тепловым мето­дам разработки массивной залежи, залегающей на глубине 1500 м, осуществлялись впервые как у нас в стране, так и за ру­бежом. При этом необходимо было решить в конкретных физико-геологических условиях следующие задачи:

- определить непосредственно в промысловых условиях эффек­тивность различных технологий: площадное непрерывное паротепловое воздействие, перемещение предварительно созданных тепло­вых оторочек ненагретой водой, циклические паротепловые обработки добывающих и нагнетательных скважин, блочно-ци-клическое паротепловое воздействие на пласт и др.;

- изучить непосредственными промысловыми термогидродинами­ческими, геофизическими и другими исследованиями степень гид­родинамической сообщаемости как по разрезу, так и по площади залежи и тем самым повысить геологическую достоверность ме­сторождения;

- создать и испытать специальные теплогенерирующие агрегаты необходимых параметров для выработки и доставки в пласт ра­бочих агентов;

- создать и испытать термонапряженные конструкции нагнета­тельных и эксплуатационных скважин, а также внутрискважинное оборудование, обеспечивающее доставку теплоносителя нужных параметров в пласт в соответствии с требованиями технологий;

- создать и испытать комплекс контрольно-измерительных при­боров и других технических средств, обеспечивающих проведение технологического процесса с высокими термобарическими пара­метрами (345 °С и 16,0—20,0 МПа).

Наряду со сложными геологическими условиями залежи на технологию процесса влияли высокие температура и давление. Исходя из этого и учитывая несовершенство технических средств для ведения теплового процесса с нагнетанием в пласт теплоноси­телей высоких параметров как у нас, так и за рубежом, опытно-промышленные работы по разработке Усинского месторождения теплоносителями начали осуществлять в два этапа. На первом этапе предусматривалось нагнетание в пласт теплоносителя с тем­пературой 280—290 °С, на втором — 345 ⁰С.

В марте 1982 г. была начата реализация первого этапа про­граммы. Теплоноситель нагнетали в элементы скв. 1, 2, 3, 6, 5, 11 и т. д. (рис. 2.11). Всего за первые два года были охва­чены тепловым воздействием 10 элементов первой очереди, кото­рыми предусматривалась разработка среднего объекта. Средний темп нагнетания теплоносителя в скважину составлял 400— 500 т/сут. Реагирование добывающих скважин началось через 1 — 2 мес после начала нагнетания теплоносителя и выразилось в увеличении дебитов нефти и росте обводненности продукции в скв. 18, 22, 35, 17 и др. Это свидетельствовало о разветвленности макропоровых каналов, очевидно, преимущественно в лате­ральном направлении (по площади пласта), интенсивное развитие которых проявилось в северо-западном направлении участка. Примерно через 4 мес обводненность продукции скважин, распо­ложенных в этом направлении, возросла до 40—45 % (скв. 18, 33, 35 и др.), а несколько позднее (через 2—3 мес.) она составила 70—90%. Кратковременный эксперимент по площад­ному непрерывному нагнетанию теплоносителя в пласты, пред­ставленные макро- и микропоровыми коллекторами Усинского ме­сторождения, полностью подтвердил характер движения тепло­вых потоков на месторождении Зыбза, структурные особенности коллекторов которого весьма близки друг к другу. Поэтому с уче­том имеющегося опыта были осуществлены работы по оптимиза­ции процесса теплового воздействия на пласт в конкретных условиях — повышение тепловой эффективности процесса в зоне воз­действия и обеспечение выработки малопроницаемых неразраба­тываемых блоков. По данным ПечорНИПИнефти, нефть малопро­ницаемых пластов пермокарбоновой залежи вытесняется при тем­пературах 180—200°С. Поэтому это обстоятельство требовало локализации процесса теплового воздействия в рамках определен­ных участков залежи, на которых можно обеспечить термическое воздействие на малопроницаемые нефтенасыщенные коллектора. С этой целью в отдельных скважинах были уменьшены объемы нагнетания теплоносителя и оставлены добывающие скважины с высокой обводненностью. При необходимости нагнетательные скважины останавливали полностью или переводили в добываю­щие, применяя на них цикл отбора продукции после прогрева призабойной зоны. Как правило, скважины после этого вступали в эксплуатацию с высокими дебитами, достигающими в началь­ный период эксплуатации свыше 100 т нефти в сутки. Дальней­шими исследованиями была установлена высокая эффективность от циклического паротеплового воздействия на пласт. Однако не только этим достигалось повышение эффективности процесса. В целях регулирования тепловых и фильтрационных потоков до­бывающие малодебитные скважины, эксплуатирующиеся фонтан­ным способом, были переведены на высокопроизводительный глу­бинно-насосный способ эксплуатации, с помощью которого удава­лось повысить не только отбор продукции, но и регулировать тепловые потоки в необходимом направлении, тем самым значи­тельно локализовать процесс теплового воздействия в рамках опытного участка. Таким образом, природные факторы Усинского месторождения (наличие макро- и микропоровых коллекторов) с начала процесса предопределили применение блочно-циклического паротеплового воздействия на пласт, испытанного с высокой технологической и технико-экономической эффективностью на ме­сторождении Зыбза.

В целях более широкого маневрирования проводимых промыс­ловых экспериментов и получения достоверных научных результа­тов для разработки проекта промышленного развития метода на всем месторождении опытный промысел был расширен еще на 5 обращенных пятиточечных элементов скважин (нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15, 16) (см. рис. 2.11). Это позволило повы­сить коэффициент эксплуатации парогенераторов, а также дей­ствующего фонда добывающих и нагнетательных скважин, нахо­дящихся в зоне термогидродинамического воздействия, и в целом в короткие сроки подтвердить высокую технико-экономическую эффективность разработки залежи с применением теплоносителей. Динамика основных технологических показателей разработки опытного промысла ПТВ Усинского месторождения приведена на рис. 2.12.

Как видим, несмотря на опытный характер проводимых работ и определенные издержки производства, процесс осуществлялся с положительными энергетическими расходами. Текущий

 

 

 

 

рис. 2.11. Схема расположения сква­жин опытно-промышленного участка при паротспловом воздействии на Усинском месторождении.

Скважины: 1 — добывающие; 2 — нагне­тательные

рис. 2.12. Показатели разработки опытно-промышленного участка по паротепловому воздействию на пласт на Усинском месторождении:

Q_H - дополнительная добыча нефти;

Q_н.баз— добыча нефти на естественном режиме;

Q_П — суммарный объем нагнетаемого пара

 

паронефтяной фактор к концу 1984 г. составил 3,3 т/т, что обеспечило вы­сокий темп годовой добычи нефти, которая превысила 430 тыс. т, в том числе около 300 тыс. т получено за счет метода.

Наряду с испытанием различных технологий разработки ме­сторождения теплоносителями в условиях большой толщины пла­стов, представленных макро- и микропористыми нефтенасыщенными коллекторами, здесь одновременно решали такие важные технические проблемы, как создание термостойких пакеров, внутрискважинных термоизолированных труб и термокомпенсаторов, испытание термонапряженных конструкций скважин, способных обеспечить технологические процессы на месторождениях, залега­ющих на больших глубинах. Особое значение также имело и со­здание специальных парогенераторных установок для работы в этих условиях. В известной мере удалось решить ряд научно-технических проблем и наметить пути для их совершенствования. Например, испытаны парогенераторная установка производитель­ностью 60 т/ч пара на давление 16,0 МПа конструкции НПО ЦКТИ и комплекс внутрискважинного термостойкого оборудова­ния конструкции НПО «Союзтермнефть». Испытаны и другие тех­нические средства, необходимые для осуществления технологиче­ского процесса. Все это позволило расширить масштабы работ по разработке пермокарбоновой залежи тепловыми методами с применением теплоносителей и значительно увеличить добычу нефти, что позволило более точно сформулиро­вать основные принципы разработки месторождения со сложными трещиновато-пористыми коллекторами с помощью теплоно­сителей.

При выработке основных принципов проектирования разра­ботки Усинского месторождения, в котором принимали участие ученые и специалисты НПО «Союзтермнефть», ПО «Коминефть», ВНИИнефть, ПечорНИПИнефти, МИНГа им. Губкина, исходили из того обстоятельства, что при тепловом 'воздействии на пласт, несмотря на все его преимущества перед другими методами, сте­пень охвата пласта большой толщины снижается. Особую труд­ность представляет разработка нефтяных пластов, толщина кото­рых превышает 50 м и более, а трещиноватость и кавернозность коллекторов нефтенасыщенных пород решение проблемы увели­чения нефтеотдачи таких месторождений еще более осложняют. Толщина нефтяного пласта Усинского месторождения составляет 200 м и более, а при расстоянии между скважинами 200—250 м она соизмерима с расстояниями между скважинами. Поэтому не­зависимо от метода разработки при таких толщинах весь пласт невозможно охватить тепловым воздействием. Следовательно, в случае вскрытия пласта значительной мощности в вертикаль­ном направлении нагнетательными и добывающими скважинами неизвлекаемые запасы останутся большими. Поэтому для полного охвата пласта тепловым воздействием необходимо применять та­кие технологические процессы, которые обеспечили бы поинтер-вальную выработку пласта как в латеральном направлении, так и снизу вверх. В связи с тем, что залежь представлена низкопро­ницаемыми коллекторами трещиновато-пористого типа, необхо­димо создать такие термогидродинамические процессы, при кото­рых сработали бы основные механизмы нефтеотдачи, обеспечив вытеснение нефти из микропоровых коллекторов в макропоровые. Указанные требования учтены в технологической схеме разра­ботки Усинского месторождения следующим образом:

-залежь расчленяется на три самостоятельных объекта;

-в качестве основной расчетной схемы геологической модели коллектора принята модель трещиновато-пористого тина;

-с учетом накопленного опыта разработки на опытно-промыш­ленном промысле Усинского и подобных месторождений основным рабочим агентом для выработки нефтенасыщенного коллектора приняты теплоносители (пар, высокотемпературная вода, парога­зовые смеси);

-в связи с тем, что в указанных физико-геологических условиях на первом этапе теплового воздействия фронтальное вытеснение нефти с применением тепловых оторочек и их перемещение нена­гретой водой — малоэффективный процесс, предусмотрено с са­мого начала применять комбинированные термогидродинамиче­ские методы воздействия на пласт, основанные на дозированном (импульсном) вводе теплоносителя в пласт через определенные промежутки (циклы) времени в таких объемах и соответствующих температурах, при которых обеспечивается вытеснение нефти из плотных малопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов в вы­сокопроницаемые макропоровые коллекторы. Поэтому за базовую технологию разработки эксплуатационных объектов принята тех­нология паротеплового воздействия на пласт, которая включает следующие последовательные технологические операции.

1. Циклические паротепловые обработки призабойных зон всех добывающих и нагнетательных скважин.

2. Площадное блочно-циклическое паротепловое воздействие на пласт и его модификации, основанные на дозированном вводе в пласт теплоносителя.

3. Перемещение тепловой оторочки после вытеснения нефти из микропоровых коллекторов в макропоровые ненагретой водой, го­рячей водой и другими рабочими агентами. Эти рабочие агенты следует рассматривать главным образом как частично обеспечи­вающие рекуперацию тепла, с одной стороны, и с другой — ока­зывающие гидродинамическое воздействие на пласт, способствую­щее продвижению нефти по высокопроницаемым каналам к добы­вающим скважинам.

Исходя из требований технологий конструкции всех добываю­щих и нагнетательных скважин, предусматривают возможность подачи в пласт теплоносителей высоких параметров.

Скважины размещены на залежи таким образом, чтобы обе­спечить осуществление технологических процессов как при очаго­вых, так и рядных сетках скважин.

Залежь разбуривается тремя сетками в соответствии с выде­ленными объектами. Добывающие и нагнетательные скважины бурят до подошвы продуктивной толщи. Плотность сетки- при­нята 6,25 га/скв, но она может быть оптимизирована в сторону уменьшения или увеличения в зависимости от геологических па­раметров разреза.

Выбор нагнетательных скважин зависит от результатов паро-тепловых обработок и выявления на основании термогидродина­мических исследований характера фильтрационных потоков. Разбуривание залежи предусмотрено кустовым способом — 5—6 скважин с одного куста.

Темп нагнетания теплоносителя на 1 м толщины пласта 5—7 т/сут, но может быть откорректирован по ходу работ в сторону
увеличения или уменьшения в зависимости от природных факто­ров конкретного участка залежи.

Главным критерием оптимизации теплового воздействия на пласт считается энергетический фактор, т. е. количество израсхо­дованного топлива на 1 т дополнительно добытой нефти.

Исходя из основных требований и условий проведения техно­логических процессов в процессе проектирования обустройства, предусматривается такая коммуникационная система, которая обеспечивает подачу теплоносителя ко всем добывающим и нагне­тательным скважинам в необходимых объемах для осуществления на них первой стадии теплового воздействия по технологии ПТОС. В дальнейшем эта система обеспечит проведение любой техноло­гии основанной на принципах энергосбережения и максимального извлечения нефти из недр. В этом направлении учеными и специ­алистами, работающими в области тепловых методов разработки месторождений, предложен принципиально новый способ разра­ботки залежи высоковязкой нефти большой толщины, реализация которой на Усинском и других месторождениях значительно по­высит технологические и технико-экономические показатели про­цесса. Однако приведенные принципы не исчерпывают полноты проблемы разработки месторождения с применением тепловых методов. Ключевым моментом является вопрос контроля и регу­лирования процесса разработки, получение корректных данных, гарантирующих однозначное суждение как об эффективности проводимых работ, так и о нефтеотдаче пласта.

Наряду с проводимыми комплексными термогидродинамиче­скими исследованиями скважин и пластов необходимо решить за­дачу масштабного определения интерференции скважин и тепло­вых полей, используя для этого геофизические методы исследова­ния. В этом направлении ведут работы в НПО «Союзтермнефть» совместно с ИВТАНом (А. А. Валуйский, А. Ф. Лемберский). Одна из важных задач, которую предстоит решить в ближайшие годы, — это создание постоянно действующих аналоговых и циф­ровых моделей для расчета технологий ПТОС, БЦПВ и их моди­фикаций в условиях макро-и микропоровых коллекторов. Такие задачи решаются учеными РГУ нефти и газа им. Губкина, НПО «Союзтерм­нефть» и ВНИИнефть. Непосредственно в промысловых условиях будут также проводить исследования, направленные на повыше­ние эффективности разработки месторождения тепловыми мето­дами, в частности:

-определение оптимальных параметров ПТОС (число циклов, объем нагнетаемого пара, время выдержки и т. д.);

-испытание пенных и других систем в целях временной изоля­ции высокопроницаемых каналов для увеличения охвата пласта;

-испытание метода разработки путем изменения направления движения тепловых потоков с целью вытеснения нефти в горизон­тальном и вертикальном направлении и др.;

-испытание комбинированных технологий термического воздей­ствия на пласт (парогаз, нагнетание в нагретые зоны пласта кис­лорода и т. д.);

-испытание парлифтного способа подъема нефти из скважины (одновременное нагнетание в пласт пара и отбора жидкости из этой же скважины без подъема оборудования);

-совершенствование внутрискважинного оборудования и средств контроля, обеспечивающих осуществление любых технологических операций по термическому воздействию на пласт.

Реализация указанных принципов разработки месторождения большой толщины и с трещиновато-поровыми коллекторами в промышленных масштабах должна практически обеспечить решение поставленных основных задач для разработки подобных месторождений тепловыми методами и обогатить науку и прак­тику необходимыми объективными данными для проектирования рациональной системы разработки месторождений тепловыми ме­тодами.