История разработки Ашальчинского месторождения

метки: Месторождение, Ашальчинский, Скважина, Пласт, Нефть, Разработка, Добыча, Водонасыщенность

Одной из основных задач, стоящих перед ОАО «Татнефть», является сохранение уровня добычи нефти. В настоящее время в республике Татарстан выявлено около 450 залежей и проявлений тяжелых нефтей и природных битумов (ПБ), большая часть которых связана с отложениями уфимского и казанского ярусов пермской системы. Запасы ПБ оцениваются от 1,5 млрд. до 7 млрд. т. Так как основная часть эксплуатируемых месторождений подходит к последнему этапу разработки, сохранить добычу нефти на прежнем уровне можно за счет вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, к которым, в частности, относятся запасы тяжелых нефтей [1].

Выбор мероприятий по повышению эффективности разработки месторождения высоковязких нефтей по результатам гидродинамического моделирования на примере Ашальчинского месторождения

С использованием термогидродинамического симулятора STARS проведены расчетыв технологических показателей разработки при закачке теплоносителя в пласт, насыщенность нефтью которого меняется вдоль ствола горизонтальной скважины. В данной работе в качестве теплоносителя применялся пар с температруой 180 ºС.

Для модериования разработки был выбран участок залежи высоковязких нефтей Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения – объект с подстилающим водоносным горихонтом (рис.1).

Стационарная геологическая размеры 700х350х26 м. Средняя мощность нефтенасыщенной части пласта – 23 м, мощность водоносного пласта – 3 м. При трехмерном моделировании элемент разработки аппроксимирован сеточной областью размерность 14х7х85 элементраных ячеек. Размеры ячеек по латерали составляют 50х50 м, по вертикали – 0.25 м. Заложенные в модель геолого-физические параметры моделируемой залежи приведены в таблице.

Горизонтальная скважина Horiz -2 inject, пробуренная в центре этого жлемента, является нагнетательной, и в эту скважину запланирована закачка пара.

Забойное давление в нагнетательной скважине – 1,5 Мпа. Температура заканчиваемого пара принята равной 180 ºС. Добывающие скважины Horiz-3 prod и Horiz-1 prod работают с забойным давлением 0,2 Мпа и максимальным ограничением по темпу отбора жидкости в 150 м3/сут. Средняя длина стволов скважин – 550 м.

Было просчитано два варианта разработки. Различие между вариантами заключалось в интервалах перфорации нагнетательной горизонтальной скважины. В первом варианте перфорация находилась на участке скважины непосредственно в зоне нефтенасыщенности 0,80 д. ед. и более (рис.2, приведенный параметр – нефтенасыщенность), во втором варианте – непосредственно в зоне нефтенасыщенности 0,20-0,20 д. ед. (рис.3, приведённый параметр – нефтенасыщенность).

Разработка Арланского нефтяного месторождения

... деятельности НГДУ “Арланнефть” Арланское нефтяное месторождение является самым большим в Республике Башкортостан рисунок 1.1. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954 г., в разработку введено в 1958г. Условно ...

На рис.2 и 3 черным цветом выделены перфорированные участки горизонтальной скважины, красный цвет указывает на отсутствие перфорации.

Результаты расчетов в случае применения первого варианта перфорации горизонтальной нагнетательной скважины показывают, что погрев пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины начнется с 2013 г. а добыча нефти в добывающей скважине будет расти с 2014 г., т.е. через 6 лет после начала разработки (рис. 4-5).

Это свидетельствует о низкой эффективности применения данного варианта перфорации скважины.

Неэффективность применения первого варианта перфорации горизонтальной нагнетательной скважины может быть объяснена тем. Что в этом варианте нагнетательная скважина перфорирована в нефтенасыщенной области. Как известно, пластовая нефть имеет очень низкую теплопроводность. Значение теплопроводности нефти меньше теплопроводности воды примерно в 4 раза.

Второй вариант предусматривает те же параметры работы скважин что и в первом варианте, отлично заключается лишь в интервале в перфорации ствола нагнетательной скважины, показанном на рис. 3.

Из рис. 5 видно, что при закачке теплоносителя в случае реализации второго варианта разработки (перфорация нагнетательной скважины в зонах с большей водонасыщенностью) значительный рост температуры наблюдается в области с повышенной водонасыщенностью.

Сопоставление и анализ графиков изменения среднегодового дебита нефти для обоих вариантов разработки, представленных на рис. 6, позволяет сделать вывод, что при реализации второго варианты рост добычи нефти будет иметь место уже через полгода после начала работы скважин, в то время как в случае закачки теплоносителя в впласт с меньшей водонасыщенностью прирост в добыче нефти начнется лишь через 6 лет после начала разработки.

Геолого-физические характеристики моделируемого эксплуатационного объекта
Параметр Значение
Средняя общая глубина залегания, м 81,0
Средняя общая толщина, м 26,0
Коэффициент пористости, д. ед. 0.32
Значение средней проницаемости по керну, мкм2 1,96
Значение начальной пластовой температуры, º С 8,0
Значение начального пластового давления, МПа 0,44 0,44
Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях, мП∙с 14000,0
Коэффициент динамической плотности нефти в пластовых кг/м3 965,0
Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях, кг/м3 1,53
Коэффициент воды в пластовых условиях, кг/м3 1302,0

Таким образом, результаты проведенных исследований показывают, что разработку залежи высоковязкой нефти целесообразно начинать в зоне с наибольшей водонасыщенностью. Это объясняется тем, что при закачке теплоносителя в пласт с большей водонасыщенность скорость распространения фронта прогрева выше относительно скорость распросторанения фроната прогрева выше относительно случая закачки теплоносителя в пласт с меньшей водонасыщенностью. Вследствие этого происходит процесс более быстрого снижения вязкости нефти, что обеспечивает высокие дебиты нефти на более ранней стадии эксплуатации объекта. Закачиваемый через основную нагнетательную скважину теплоноситель выполняет роль вытесняющего агента, вызывая движение фильтрационных потоков нефти от забоя нагнетательной

скважины к забоям добывающих скважин.

Активное геологическое изучение и опытно-промышленная разработка месторождений ПБ начаты в 70-х годах прошлого века. В 1972 г. по этому вопросу было принято постановление Татарского обкома КПСС. Первая союзная программа по освоению месторождений ПБ «Основные направления научно-исследовательских работ по добыче нефти из неглубокозалегающих горизонтов на 1976-1990 гг.» была утверждена постановлением Государственного Комитета СССР по науке и технике (ГКНТ СССР) в 1976 г. В 1977 г. с целью усиления работ в данном направлении в Татарстане была разработана специальная программа ГКНТ СССР «Создание методов и средств извлечения углеводородов из битуминозных пород, залегающих на глубинах до 400 м». В дальнейшем (1980, 1986 г.) ГКНТ СССР уточнял и детализировал работы по указанным программам.

В1991 г. по заданию Совета Министров Республики Татарстан было выполнено «Технико-экономическое обоснование создания оборудования и технологий добычи и переработки природных битумов Татарии», которое показало, что рентабельное развитие битумного производства возможно в комплексе, объединяющем добычу и переработку углеводородного сырья.

Несмотря на высокие утверждающие инстанции, ни одна из перечисленных выше программ не была реализована в полном объеме по разным причинам, не зависящим от исполнителей.

В 1997 г. была разработана «Программа создания технологического комплекса месторождений ПБ Республики Татарстан с целью ввода их в опытно-промышленную разработку», которая охватывала вопросы разведки и разработки 10 месторождений. Однако позднее в связи с недостаточной экономической привлекательностью проектов (Закачка пара осуществлялась циклически по НКТ с помощью парогенераторных установок. Рентабельность добычи тяжелой нефти была невысокой, средний дебит добывающих скважин составил 0,4 т/сут. С 1987 по 2005 г. на этих месторождениях проведен широкий комплекс опытно-промышленных работ (ОПР), исследованы такие технологии, как внутрипластовое горение, циклическая закачка пара, воздуха и парогазовое воздействие. Месторождения разбурены по площадной схеме размещения скважин с расстоянием между добывающими и нагнетательными скважинами 100 м. Однако даже при небольших расстояниях между скважинами из-за высокой вязкости ПБ и его малой подвижности создать гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами удается лишь через 1,5-2 года. Дебиты скважин, несмотря на высокую эффективность применяемых методов по отдельным скважинам, в среднем были низкие и не превышали 1-2 т/сут. Ни одна из многочисленных технологий, опробованных на месторождениях, не дала результатов, которые позволили бы ввести в промышленную разработку месторождения ПБ с приемлемыми экономическими показателями при существующей налоговой системе [2].

было предложено до 2015 г. сосредоточиться на двух пилотных проектах — разработке Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений ПБ [1].

Техника и метод разработки

Накопленный за предыдущие годы опыт свидетельствует о том, что проблема повышения эффективности разработки месторождений ПБ может быть решена за счет внедрения новейших технологий. В мае 2006 г. ОАО «Татнефть» начало уникальный проект по добыче тяжелых нефтей на Ашальчинском месторождении с использованием технологии парогравитационного воздействия (SAGD) [2].

Технология SAGD

Добыча тяжелой нефти и битума представляет собой сложный процесс, для которого требуются технологии и методы контроля, созданные для специфических условий, потому что эти жидкости’ имеют чрезвычайно высокую вязкость (до 1 500 Па-сек).

Вязкость тяжелой нефти и битума значительно уменьшается при увеличении температуры и, по всей видимости, наиболее многообещающими являются методы добычи* с использованием теплового воздействия на пласт.

К числу новых технологий разработки месторождений сверхтяжелых нефтей и битумов, следует отнести парогравитационный дренаж. (ПГД), который предполагает использование двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой на расстоянии 5-10 м. В отечественной промышленности и за рубежом данная технология (за рубежом именуемая SAGD — steam assisted gravity drainage) получает все более широкое применение. В рамках данной технологии верхняя скважина используется для нагнетания пара и создания в пласте высокотемпературной паровой камеры (часть пространства резервуара, освободившаяся вследствие разработки нефти, заполненная паром), на поверхности которой пар конденсируется и вместе с разогретой нефтью стекает к нижней добывающей скважине.

К недостаткам ПГД следует отнести сложность, контроля параметров паровой камеры,вдоль скважины. Неоднородность пласта по его физическим свойствам или изменение давления* пара вдоль скважины могут привести к неравномерной добыче нефти по длине скважины и, как следствие, к прорыву пара в добывающую скважину. В процессе добычи измеряются давление и температура в скважинах. В последнее время пространственно-временные распределения температуры по-длине скважин регистрируются с помощью оптико-волоконных измерителей температуры (в иностранной литературе именуемых DTS — distributed temperature sensor): Эти данные дают лишь косвенную информацию об эволюции паровой камеры и профиле притока нефти в добывающую скважину, что делает необходимым создание основ интерпретации, результатов измерения- давления* и температуры в скважине, в первую очередь — с использованием математических моделей ПГД. Обычно используемые детальные трехмерные модели не позволяют производить расчеты в реальном масштабе времени. Задача оперативной интерпретации данных мониторинга скважин при использовании ПГД требует разработки специальных численных симуляторов, использующих различные приближенные модели ПГД.

Существующие приближенные модели ПГД основаны , на аналитической модели Батлера, получившего выражение для скорости дренирования нефти вдоль стенок паровой камеры. Такие модели широко применяют для описания процесса ПГД, однако они не учитывают нестационарный характер теплообмена между паровой камерой и окружающей средой, не позволяют рассчитать расход пара и, как следствие, имеют ограниченную применимость для решения задачи оценки эффективности ПГД.

В связи с этим потребовалась разработка приближенной математической модели физических процессов в скважине и продуктивном пласте, которая позволяет учесть все основные факторы, влияющие на процесс ПГД, и обеспечивает повышение достоверности результатов интерпретации данных геофизического мониторинга скважин.

Создание моделей ПГД предполагает решение задач по тепломассообмену в скважинах и продуктивном пласте для оптимизации режима добычи. Для расчета параметров теплопереноса требуется надежная информация о комплексе тепловых свойств (теплопроводность, температуропроводность, объемная теплоемкость) пород продуктивного пласта, подстилающего и перекрывающего слоев горного массива. В настоящее время при проведении исследовательских работ и построении геолого-технологических моделей для’ прогнозирования показателей разработки не учитывается степень влияния вариации теплофизических свойств пород коллектора на эффективность, процесса ПГД. В связи с отсутствием до последних лет возможности получения надежных представительных данных о тепловых свойствах пород конкретного месторождения обычно используют усредненные значения, основанные на единичных измерениях или на справочных данных, не учитывающих особенностей разрабатываемого объекта и не содержащих подробное геологическое описание изучавшихся пород [3].

И действительно, иностранный партнер (правда, не стратегический) все-таки появился. Им стала канадская CTI, зарегистрировавшая в прошлом году в Альметьевске 100-процентную «дочку» ЗАО «Татбитум», которое займется испытанием на Мордово-Кармальском месторождении своей технологии добычи сверхвязких нефтей. До осени планируется подписать сервисное соглашение между «Татнефтью» и «Татбитумом». Затем CTI подпишет лицензионный договор с «Татбитумом» и сублицензионный с «Татнефтью» — на право использования ее технологии. Как сообщил «НиК» Александр Фролов, если данная технология в условиях Татарстана окажется эффективной, стороны рассмотрят возможности дальнейшего сотрудничества, в том числе и создания СП для промышленной добычи. [2]

Выводы.

1. Дальнейшие работы, необходимо проводить в направлении создания системы разработки неглубокозалегающих месторождений тяжелых нефтей и природных битумов с помощью сети горизонтальных и горизонтально-вертикальных скважин. Эта система могла бы обеспечить кустовое бурение скважин, уменьшить площади отведенных под эти цели сельскохозяйственных земель, обеспечить извлечение битумов из пластов, расположенных в санитарных зонах, интенсифицировать процессы ввода тепла в пласт и отбора из него продукции и соответственно увеличить дебиты скважин. Предлагаемые мероприятия будут способствовать дальнейшему повышению экономической привлекательности проектов разработки тяжелых нефтей и природных битумов.