ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ В ПАО «ТАТНЕФТЬ»

В современных условиях ухудшения ресурсной базы углеводородов важной задачей становится вовлечение в разработку запасов высоковязкой и сверхвязкой нефти (СВН).

На территории Республики Татарстан значительная часть залежей СВН обнаружена в пермских отложениях западного склона Южно-Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины (рисунок 1).

На текущий момент выявлено около 450 залежей СВН, ресурсы составляют порядка 7,0 млрд. т или  55 % от всех запасов тяжелых углеводородов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. К детально-разведанным относятся такие месторождения, как Сугушлинское, Олимпиадовское, Екатериновское, Горское, Больше-Каменское, Краснополянское, Нижнее-Кармальское и др.

В пермских отложениях рассматриваемых территорий выделяются нижнепермский карбонатный, уфимский терригенный, нижнеказанский терригенно-карбонатный и верхнеказанский карбонатно-терригенный комплексы, вмещающие залежи СВН [1].

Рисунок 1. Расположение залежей высоковязкой нефти в Республике Татарстан

Уфимский нефтеносный комплекс является наиболее перспективным и представлен шешминским горизонтом, включающим верхнюю песчаную и нижнюю песчано-глинистую пачки. Пачка сложена рыхлыми и слабосцементированными полимиктовыми песками и песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Покрышкой пачки служат глины нижнеказанского подъяруса, а в нижней части залегают известковистые песчаники.

Залежи СВН характеризуются малой глубиной залегания (44 - 250 м), низкой температурой пласта (8 - 10^оС), аномально низким пластовым давлением (4,4 – 9 атм) и высокой вязкостью нефти (от 10 до 145 тыс. мПа*с).

Залежи СВН шешминского горизонта характеризуются высокой степенью неоднородности типов пород и насыщенности как по разрезу, так и по простиранию. В основной продуктивной толще верхней песчаной пачки выделяется подошва залежи с нефтенасыщенностью менее 4,5 % [1].

Наблюдаются различия абсолютной отметки ВНК в скважинах в рамках одной залежи, что объясняется процессами окисления, высокой вязкостью нефти и неоднородностью залежей по фильтрационно-емкостным свойствам.

На текущий момент, наиболее исследованы и изучены Мордово-Кармальское и Ашальчинское месторождения, по сути, являющиеся опытными полигонами для испытаний технологий по разработке залежей тяжелой нефти.

На рисунке 2 представлен схематический профиль распределения выделенных литотипов и границ залежи СВН Ашальчинского месторождения.

Рисунок 2. Профиль распределения литотипов и границ залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения

Высокопродуктивные нефтенасыщенные интервалы преимущественно отмечаются в прикровельной части залежей ближе к их центру, характеризуются весовой нефтенасыщенностью более 7 % и пористостью порядка 30-33 %.

По мере движения от кровли к подошве верхней песчаной пачки наблюдается ухудшение коллекторских свойств, что сопровождается снижением пористости и кальцитизации пород. [1]

До середины 1990-х годов системы разработки месторождений тяжелой нефти Татарстана основывались на применении сетки вертикальных скважин.

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.

Основные виды ГТМ, направленные на интенсификацию добычи СВМ, основаны на тепловом воздействии на пласт.  Движение содержащей большое количество асфальтено-смолисто-парафиновых веществ нефти в пористой среде затруднено из-за наличия начального градиента давления, что приводит к низкому КИН из таких залежей. Повышение температуры нефти сопровождается увеличением подвижности нефти, а также уменьшением градиента динамического давления сдвига.

На Ашальчинском месторождении за историю разработки применялись следующие технологии воздействия на пласт:

- паротепловое воздействие на обращенном семиточечном элементе

с расстоянием между скважинами 100 м в период 1989 - 1993, 2001, 2002 гг.;

- парогазовое воздействие на обращенном девятиточечном элементе

с расстоянием между скважинами 100 м в 1991 г.

Данные технологии  не получили промышленного распространения по причине низкой эффективности и высоких капвложений.

В 2006 г. ОАО «Татнефть» в соответствии с  программой освоения запасов мелкозалегающих залежей высоковязкой тяжелой нефти были начаты опытно-промышленные работы по использованию парных горизонтальных скважин (одна ̶ добывающая, вторая ̶ паронагнетательная), имеющих два устья. Данная технология получила название SAGD (рисунок 3).

Рисунок 3. Схема парогравитационного дренажа (SAGD)

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 этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Опыт разработки показал, что минимальное расстояние между горизонтальными нагнетательной и добывающей скважинами должно составлять 5 м (рисунок 4).

Рисунок 4. Зависимость КИН от расстояния между стволами горизонтальных скважин

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. С увеличением расстояния между стволами горизонтальных скважин происходит рост КИН, так как происходит улучшение прогрева разрабатываемого пласта более легкой нефти.

При расстоянии между парами горизонтальных скважин 100 м происходит ухудшение охвата пласта по площади и выработки межскважинной зоны продуктивного пласта. Также за счет прорыва пара отмечается уменьшение выработки запасов при расстоянии между парами горизонтальных скважин меньше 50 м (рисунок 5).

Рисунок 5.Технологические показатели разработки залежи в зависимости от расстановки скважин

Пары горизонтальных скважин, как правило, располагают в центре разрабатываемой залежи, а одиночные горизонтальные скважины – на периферии залежи СВН. Такое расположение позволяет повысить эффективность процесса вытеснения СВН с применением парогравитационного дренирования по всей залежи созданием общей паровой камеры.

В 2006 г. были пробурены три пары горизонтальных скважин. Все шесть 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 данный показатель составляет 42,6 %.  [2]

В настоящее время в эксплуатации на Ашальчинском месторождении находятся 84 горизонтальных скважины, в т.ч. 65 скважин эксплуатируются по технологии парогравитационного дренирования и 19 скважин – в циклическом режиме (рисунок 6).

Рисунок 6. Схема расположения горизонтальных скважин на залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения

Добыча СВН на Ашальчинском месторождении составляет более

1300 тонн в сутки. 

В целом по залежи средний дебит нефти парогравитационных ГС составляет 27,1 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.

Средний дебит нефти  по горизонтальным пароциклическим скважинам составляет 4,16 т/сут. Таким образом, производительность скважин  с применением технологии SAGD в 6,5 раз выше дебитов, полученных  входе использованиц метода парациклического воздействия (рисунок 7). [2]

Рисунок 7. Сопоставление эффективности технологий  добычи СВН

Cравнивая технологические показатели эксплуатации месторождения методом SAGD одно- и двухустьевых парных горизонтальных скважин с пароциклическим воздействием, можно сделать вывод, что наибольший суточный дебит отмечается у одноустьевых парных горизонтальных скважин.

Самые высокие показатели накопленной и удельной добычи нефти у двухустьевых парных горизонтальных скважин. Применение одноустьевых горизонтальных скважин, эксплуатирующихся методом SAGD позволило снизить стоимость обустройства скважин и увеличить длину горизонтальных скважин, но потребовало закупки специальных буровых установок, выполняющих устье скважин наклонным. [2]

Следует отметить, что повышению темпов разработки СВН способствовало не только развитие технологий воздействия на пласт: в 2007 г. установлена нулевая ставка НДПИ; в 2012г. введен новый налоговый режим "10-10-10" (установление для месторождений нефти вязкостью не менее 10 Па∙с десятилетнего льготного периода, в течение которого ставка вывозной таможенной пошлины составит 10 % от обычной). Реализованный комплекс мероприятий позволил вывести разработку месторождений СВН на рентабельный уровень.

Выводы:

Залежи СВН в Республике Татарстан  небольшие по размерам и запасам, по степени насыщенности коллекторов в пределах песчаной пачки выражена вертикальная зональность, что осложняет эффективное освоение.

Использование вертикальных скважин не позволяет достичь высоких технологических показателей в связи с низкой приемистостью скважин вследствие сильной изменчивости вязкости нефти как по площади, так и по разрезу залежи. Более эффективным способом разработки СВН является бурение горизонтальных скважин с применением закачки пара в пласт.

Технология SAGD позволяет получить максимальные дебиты и рекомендована для масштабирования на месторождениях с тяжелыми углеводородами.

Список литературы:

1. Шайхутдинов Д.К. Совершенствование системы разработки залежей сверхвязкой нефти Республики Татарстан в условиях высокой неоднородности нефтенасыщенного пласта: дис. канд. техн. наук. – Бугульма: ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, 2018. –
   
   161 с.
2. Хафизов Р.И. Исследование процессов разработки залежей сверхвязкой нефти с применением тепловых методов воздействия в условиях влияния газа на основе термогидродинамического моделирования: дис. канд. техн. наук. – Бугульма: ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, 2018. – 203 с.