Пар, пластовый газ и природный битум
Как укротить газонасыщенные интервалы при паротепловом методе, знают в ТатНИПИнефти.
ГАЗ ПРОТИВ ПАРА
Сегодня наиболее эффективным является метод парогравитационного дренирования с использованием одно и двухустьевых парных горизонтальных скважин. Эффективность применения классического метода парогравитационного дренирования на данных залежах сверхвязкой нефти может снизиться, так как данный метод не учитывает наличие на залежи газонасыщенного интервала и влияние его на эксплуатационные характеристики скважин.
На однородной геологической модели рассчитывалось влияние аномального газонасыщенного интервала на технологические показатели разработки, используя горизонтальные скважины (ГС). Для оценки влияния газонасыщенного интервала был определен компенсационный отбор жидкости и исследовано оптимальное расстояние между горизонтальными скважинами.
Также рассматривалось влияние толщины газонасыщенного интервала на технологические показатели скважин, влияние давления нагнетания на динамику добычи высоковязкой нефти и положения скважин относительно аномального газонасыщенного интервала.
Для определения оптимального компенсационного отбора при эксплуатации парных ГС были смоделированы 6 режимов эксплуатации скважин с объемом закачки 15 кубометров в сутки на•100 м и компенсационным отбором жидкости 15, 20, 30, 45, 60, 75 кубометров в сутки•100 м.
Выявлено, что увеличение компенсационного отбора жидкости по сравнению с объемом закачки не дает значительного увеличения дебита нефти. Наибольшая эффективность добычи отмечается при увеличении на 25% отбираемой жидкости от объема нагнетаемого пара в продуктивный пласт.
Для оценки влияния толщины аномальных газонасыщенных интервалов в продуктивных пластах на показатели работы горизонтальных скважин были смоделированы величины этих толщин 2, 5, 10 и 15 метров. С увеличением толщины газонасыщенного интервала в продуктивном пласте при разработке залежи высоковязкой нефти снижается дебит нефти.
Установлено, что большие толщины аномальных газонасыщенных интервалов негативно влияют на распространение паровой камеры в продуктивном пласте при использовании технологии парогравитационного дренирования. При увеличении толщины газонасыщенного интервала происходит конусообразование из газа, негативно влияющего на расширение паровой камеры при эксплуатации скважин.
РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
При разработке залежи СВН с аномальными газонасыщенными интервалами остро стоит проблема прорыва пара и газа по высокопроницаемым пропласткам к забою добывающей скважины. Для решения этой проблемы необходимо исследовать влияние расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами. При этом необходимо эффективно разрабатывать залежи СВН с наличием газонасыщенного интервала.
Для оценки возможности применения такого подхода для отложений шешминского горизонта сверхвязкой нефти с аномальными газонасыщенными интервалами была проведена серия термогидродинамических расчетов с различными вариантами взаимного положения горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в продуктивном пласте.
Рассматривались шесть вариантов с расстояниями от 3 до 8 метров между горизонтальными скважинами. Несмотря на то, что при малых расстояниях на ранних этапах паровая камера образуется быстрее, за счет снижения вязкости сверхвязкой нефти в межскважинном пространстве, накопленная добыча нефти и дебит становятся ниже. Однако в первый год у скважин, расположенных на максимальном расстоянии между собой, накопленная добыча нефти выше. Это происходит, так как именно в первый год паровая камера поднимается вверх, происходит прогрев более легкой нефти, находящейся в кровле продуктивного пласта. При нагнетании пара паровая камера расширяется на начальном этапе разработки, приводящей к стеканию большего объема разжиженной нефти к забою добывающей скважины.
Основной причиной ухудшения технологических показателей разработки при малых расстояниях между горизонтальными стволами скважин является прорыв пара и снижение охвата пласта тепловым воздействием из-за небольшого межскважинного расстояния.
На границе паровой камеры и перед ней образуется зона газонасыщенности, которая играет роль изолятора, снижая эффективность передачи тепла от водяного пара к высоковязкой нефти. Тем самым, ухудшается охват продуктивного пласта тепловым воздействием. Метан прорывается к забою добывающей скважины по границе паровой камеры.
С наличием аномального газонасыщенного интервала увеличивается прогрев разрабатываемого пласта более легкой нефти за расчетный период времени по сравнению с остальными вариантами разработки залежи.
С увеличением расстояния между стволами горизонтальных скважин на залежах с наличием газонасыщенных интервалов происходит рост коэффициента извлечения нефти (КИН).
ГАЗ – ДЛЯ ПАРА
В процессе исследований были выявлены три зависимости влияния газонасыщенного интервала на показатели эксплуатации горизонтальных скважин, использование которых позволят увеличить эффективность метода парогравитационного дренирования. На основе полученных расчетов необходима разработка новых способов добычи сверхвязкой нефти, которые позволят использование аномального газонасыщенного интервала в процессе разработки залежи СВН.
Были разработаны и опробованы на гидродинамической модели Нижне-Кармальского (разрабатывает «Татнефть») способы добычи с закачкой или отбором газа метана до начала этапа разработки залежи сверхвязкой нефти. Предлагается отбирать газ из газонасыщенного интервала перед началом этапа разработки, после этого разрабатывать залежь с помощью метода парогравитационного дренирования. Способ с отбором газа позволяет исключить преждевременный прорыв пара в газонасыщенную область пласта и снизить продолжительность формирования паровой камеры, а также эффективно производить отбор сверхвязкой нефти из продуктивного пласта. Отобранный газ можно использовать при подготовке пара или производить закачку газа в пласт для поддержания пластового давления на других объектах разработки.
Применение предложенной технологии позволит вовлечь в разработку большую площадь коллектора, предотвратить преждевременный прорыв газа к забою скважины и снизить продолжительность формирования паровой камеры. Способ поможет повысить нефтеотдачу, т.е. увеличить эффективность процесса вытеснения сверхвязкой нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия. Это приведет к получению дополнительной добычи нефти.
| Поделиться этой новостью у себя в соцсетях |
Поиск по теме: битум, СВН, ТатНИПИнефть, наука, термические методы нефтедобычи, Татнефть технологии, скважины горизонтальные , КИН, МУН, Татарстанский нефтегазохимический форум
