1535

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Всего было выполнено 24 исследования, каждый состав тестировался на 4 образцах керна. При обработке полученных результатов была выявлена тенденция к зависимости объема кислотного состава, необходимого для образования сквозного высокопроницаемого канала, от линейной скорости его закачки в керн. Для подтверждения выявленной тенденции были проведены 20 дополнительных тестов по закачке в керны кислотных составов при разных скоростях.

Рис. Зависимости количества кислотного состава, необходимого для образования высокопроницаемого канала, от скорости его закачки в керн:

линейная скорость закачки кислотного состава, 10–5 м/с

Все тесты подтвердили изначально выявленную тенденцию – с увеличением скорости закачки сначала происходит уменьшение до минимума объема кислотного состава, необходимого для «прорыва», т.е. образования высокопроницаемого канала, с дальнейшим его увеличением. Все 6 кислотных составов имеют примерно одинаковую оптимальную линейную скорость закачки, находящуюся в диапазоне (11,5–13,0) 10–5 м/с при среднем значении 12,5·10–5 м/с (рисунок).

Полученные данные подтверждаются результатами исследований зарубежных ученых, утверждающих, что для любого имеющегося набора пластовых условий существует критическая скорость закачки кислоты. Если скорость закачки ниже критической, то происходит компактное растворение поверхности породы, если же больше, то наблюдается образование канала (каналов) растворения, назы-

ваемых «wormholes» – «червоточины» [4, 5].

201

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Применение полученных результатов. Знание оптимальной линейной ско-

рости закачки позволяет рассчитать наилучшую скорость закачки кислотного состава в скважину для получения максимального эффекта – создания высокопроницаемых каналов при минимальном количестве кислотного состава.

Для этого линейная скорость (v) пересчитывается в объемную (Q) через площадь (F) поверхности ПЗП, которую необходимо обработать кислотным составом:

Q = v·F.

На основе проведенных лабораторных тестов на керне подтверждено наличие оптимальной скорости закачки кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта.

Для каждого кислотного состава имеется своя оптимальная скорость закачки. Для месторождений Пермского края она составляет в среднем 12,5*10–5 м/с.

Определенные в ходе тестов на керне оптимальные скорости закачки позволят в дальнейшем пересчитать их для условий закачки в скважину.

Список литературы

1.Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: в 5 т. – Т. 4. Кислотная обработка скважин. – М.: Интерконтакт Наука, 2010. – 703 с.

2.Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов / НИЦ РХД. –

Ижевск, 2005. – 688 с.

3.Хижняк Г.П., Пономарева И.Н., Глущенко В.Н. [и др.] Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов //

Нефтяное хозяйство. – 2013. – Вып. 1082. – С. 116–119.

4.Fredd C.N. Advances in understanding and predicting wormhole formation // Appendix in Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. – N.Y.: Wiley, 2000. – Ch. 16. A 16–1.

5.Fredd C.N., Fogler H.S. Optimum conditions for wormhole formation in car-

bonate porous media: Influence of transport and reaction // SPE Journal. 1999. – Vol. 4. – No. 3. – P. 196–205.

202

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА ЮС0 САЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Т.В. Арутюнов, А.Н. Поздняк

Научный руководитель – д-р техн. наук, доцент О.В. Савенок Кубанский государственный технологический университет

В последнее время значительное внимание уделяется разработке пласта ЮС0 на Салымском месторождении нефти, который представляет собой нефтенасыщенный сланец. Этому способствовали следующие факторы: высокие цены на нефть, улучшение технологий добычи, увеличивающийся мировой спрос на жидкие углеводороды и один изнаиболее важныхфакторов – падающаядобыча традиционныхзапасовнефти.

Разработка пластов сланцевой нефти относится к нетрадиционным методам добычи. Это означает, что нефть добывают при помощи новейших технологий, которые увеличивают стоимость извлечения углеводорода по сравнению с добычей традиционной нефти.

Ключевые слова: сланцевая нефть, технологии добычи, тепловое воздействие на пласт, многостадийный ГРП, горизонтальная скважина, перспективы промышленной добычи.

Салымское месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Западно-Сибирской нефтегазовой провинции.

В настоящее время добыча традиционных запасов нефти на Салымском месторождении неизменно падает. Одним из способов увеличения темпов добычи является разработка пласта ЮС0, который представляет собой нефтенасыщенный сланец.

Опыт разработки данного пласта прошлых лет показал, что такие факторы, как чрезвычайно низкая проницаемость коллектора, отсутствие технологий, позволяющих вовлечь запасы пласта ЮС0 в промышленную добычу, низкие цены на нефть и наличие больших запасов традиционной нефти, отложили разработку пласта на поздний период.

И это время пришло. Эпоха легкой нефти закончилась. Высокие цены на нефть, современные технологии добычи, падающие темпы добычи традиционных запасов углеводородов – все это заставило нефтяные компании разрабатывать нетрадиционные запасы, такие как месторождения сланцевой нефти.

Мировой опыт разработки сланцевых месторождений позволяет выделить два основных способа добычи:

–тепловое воздействие на пласт;

–многостадийный ГРП на горизонтальной скважине.

Тепловое воздействие на пласт

Рис. 1. Тепловой процесс

203

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Данная технология предполагает нагрев породы непосредственно под землей, а затем образовавшуюся нефть добывают традиционными методами (рис. 1).

Аналогом пласта ЮС0 является американское месторождение сланцевой нефти Bakken («Баккен»). Несколько американских компаний запатентовали свои технологии.

Shell’s In-situ Conversion (ICP) Process (Процесс компании Shell). Техноло-

гия компании Shell состоит из следующих этапов:

–электрические нагреватели помещаются в пробуренные скважины и затем постепенно греют породу под землей. Максимальная глубина составляет 1300 м;

–медленный нагрев пласта до высоких температур (400–500 °C) приводит

квыделению из породы углеводородов;

–полученный продукт добывается на поверхность при помощи традиционных технологий;

–добываемый газ может быть использован различными установками для выработки электричества;

–период нагрева пласта обычно занимает до двух лет (в зависимости от объема обогреваемой породы);

–рассчитанный КИН составит 45 %. Ожидаемый дебит со скважины 200 т/сут. Себестоимостьдобычисланцевойнефтитакимспособом 30 $/бар[1].

При использовании данной технологии добываемая нефть обладает высоким качеством, поэтому требуется минимальная подготовка нефти.

Рис. 2 отображает схему добычи компании Shell [2].

Рис. 2. Процесс компании Shell

204

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Многостадийный ГРП на горизонтальной скважине. Данная технология может быть использована для нефтеносных пластов на различных глубинах. Из-за низкой проницаемости пласта ЮС0 гидроразрыв пласта является одним из наиболее подходящих методов добычи сланцевой нефти. Созданные в породе трещины увеличивают проницаемость коллектора, следовательно, позволяют флюиду мигрировать в скважину [3].

Так как площадь дренирования горизонтальной скважины больше, чем у вертикальной, то и потенциальный дебит с горизонтальной скважины будет больше. По этой причине ГРП на горизонтальных скважинах предпочтительнее (рис. 3) [4].

Рис. 3. Многостадийный ГРП

Гидроразрыв пласта может обеспечить достаточно высокие стартовые дебиты на протяжении первых месяцев. Тем не менее даже этого времени может хватить, чтобы покрыть все затраты.

Более того, в случае с естественно-трещиноватым коллектором (как пласт ЮС0) ГРП является самым подходящим методом добычи, так как он связывает существующие трещины между собой, что приводит к увеличению продуктивности скважины.

205

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Ожидаемый стартовый дебит после ГРП – 400–600 т/сут; КИН – 37 %. Себестоимость добычи нефти – 80 $/бар [5].

Опыт разработки месторождения Bakken сланцевой нефти показал, что на- клонно-направленные скважины с длинной горизонтальной секцией наиболее рациональны для пластов с маленькой эффективной мощностью [3, 5].

Несомненно, разработка пласта ЮС0 имеет огромный потенциал для промышленной добычи, и перспективы добычи сланцевой нефти очевидны:

–геологические запасы – 43 млн т;

–падающая добыча на месторождении;

–существующая поверхностная инфраструктура;

–государственная поддержка (снижение НДПИ);

–нефтяные компании инвестируют средства в развитие новых технологий добычи.

Таким образом, разработка пласта ЮС0 является технически выполнимой, экономически выгодной и привлекательной для инвестиций, особенно при текущих ценах на нефть и спросе на углеводороды.

Список литературы

1.Khosrow Biglarbigi, SPE, INTEK Inc.; James Killen, U.S. Department of Energy: The impact of Oil price on Shale oil Development; SPE 124885, 2009.

2.Peter M. Crawford and Khosrow Biglarbigi, INTEK Inc.; Anton R. Dammer, U.S. Department of Energy; and Emily Knaus, INTEK Inc.: Advances in World Oil Shale Production Technologies; SPE 116570, 2008.

3.Kurtoglu, B., SPE, Cox, S.A., SPE, Marathon Oil Corporation, and Kazemi, H., SPE, Colorado School of Mines: Evaluation of Long-Term Performance of Oil well in Elm Field; CSUG/SPE 149273, 2011.

4.Brent Miller and John Paneitz, Baker Hughes: Unlocking Tight Oil: Selective Multi-Stage Fracturing in Bakken Shale; SPE 116105, 2008.

5.Lolon E.P., Cipolla C.L., StrataGen; L. Weijers, Pinnacle / Halliburton; M.W. Grigg, Kerogen resource: Evaluating Horizontal Well Placement and Hydraulic fracturing in Bakken Field; SPE 124905, 2009.

206

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ КИСЛОТНОГО СОСТАВА МЕДЛЕННОГО ДЕЙСТВИЯ НА ТУРНЕЙСКОМ ЯРУСЕ НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

А.Р. Батыргареев

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент Е.В. Леванова Альметьевский государственный нефтяной институт

Представлен анализ эффективности использования технологии кислотного состава медленного действия (КСМД) на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть». Анализировались следующие параметры эффективности: прирост дебита нефти, накопленная добыча нефти за время воздействия КСК (КСМД), увеличение продуктивности скважин, успешность воздействия.

Ключевые слова: эффективность, кислотный состав медленного действия (КСМД), методы интесификации добычи нефти, турнейский ярус, Ново-Елховское месторождение.

В настоящее время значительная часть нефтяных месторождений России находится на завершающей стадии разработки и характеризуются низким пластовым давлением и снижением проницаемости прискважинной зоныпродуктивного пласта.

Снижение проницаемости обусловлено рядом основополагающих факторов: образование водонефтяной эмульсии; осаждение в прискважинной зоне твердой фазы технологических жидкостей (глушения, промывки, буровых растворов и т.п.); проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины; выпадение продуктов реакции в результате широко применяемых обработок призабойной зоны пласта химическими реагентами и выпадение АСПО; кольматация капиллярной системы продуктивного пласта вследствие закупорки поровых каналов коллоидно-дисперсной системой [1]. Перечисленные факторы снижают добычу нефти и приемистость нагнетательных скважин.

С начала разработки нефтяных месторождений Татарстана отобрано более 80 % начальных извлекаемых запасов. Ускоренными темпами вырабатываются активные запасы при одновременном повышении из года в год доли трудноизвлекаемых запасов [2]. Поздняя стадия разработки месторождений и рыночные условия требуют от нефтяных компаний страны и, в частности, от ОАО «Татнефть» принятия всех мер по обеспечению высокой эффективности капитальных вложений в разработку месторождении.

Вгодовом отчете ОАО «Татнефть» 2010 г. была принята стратегия развития компании, одной из задач, поставленных перед компанией, является стабилизация объемов рентабельной добычи нефти.

Врешении задачи поддержания уровня или увеличения добычи нефти в Татарстане важная роль принадлежит методам увеличения нефтеизвлечения (МУН) пластов и интенсификации разработки нефтяных месторождений.

207

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Целью работы является анализ эффективности применения кислотного состава медленного действия (КСМД) на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения.

Кислотный состав медленного действия (КСМД) – основа технологии управляемой направленно-глубокой обработки карбонатного коллектора. Технология предполагает последовательную закачку нефтекислотной эмульсии, чистой соляной кислоты и оторочки КСМД. Механизм действия достигается транспортированием кислоты по трещинам вглубь пласта, что позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивать область дренирования скважины.

КСМД основан на эффекте замедления скорости реакции соляной кислоты в 30–100 раз по сравнению с чистой кислотой. За счет этого повышается охват пласта воздействием и увеличивается область дренирования скважины. КСМД может эффективно применяться в процессе кислотного ГРП, ОПЗ горизонтальных скважин.

КСМД является составным элементом кислотной стимулирующей композиции «КСК» (разработчик – институт «ТатНИПИнефть»). В комплекс технологий также входят технологии обработки поверхностно-активным кислотным составом (ПАКС) и технология стимуляции терригенных пластов глинокислотной композицией (ГКК) [3]. В 2011 г. технология КСМД внедрена на 70 скважинах, дополнительно добыто 28 903 т нефти. Технология ПАКС внедрена на 67 скважинах, дополнительно добыто 19 083 т нефти. Технология ГКК внедрена на 39 скважинах, дополнительно добыто 16 597 т нефти.

Рецептура КСМД обладает пониженной скоростью реакции, что обеспечивает возможность глубокого кислотного стимулирования карбонатных коллекторов.

На протяжении 2008–2011 гг. технологии кислотной стимуляции с применением КСК (ПАКС, КСМД, ГКК) внедрены более чем на 600 скважинах месторождений Республики Татарстан. Технология кислотной стимуляции с использованием КСК применяется на Ново-Елховском, Ерсубайкинском, Ямашинском месторождениях, а также ряде залежей Ромашкинского месторождения. На месторождениях НГДУ «Елховнефть» в 2008–2013 гг. на 85 скважинах была применена технология КСМД и получена дополнительная добыча 47437 т нефти.

Был проведен анализ эффективности использования технологии КСМД. Анализировались следующие параметры эффективности: прирост дебита нефти (рис. 1), накопленная добыча нефти за время воздействия КСМД, увеличение продуктивности скважин, успешность воздействия (рис. 2).

В качестве параметров, влияющих на успешность и эффективность проведенных мероприятий, принимались во внимание геолого-физические свойства пластов, условия залегания, технологические особенности работы скважин и показатели, характеризующие технологию проведения кислотных обработок.

Для оценки эффективности применения КСМД на турнейском ярусе НовоЕлховского месторождения были использованы методы прямого счета и характеристик вытеснения.

208

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 1. Дополнительная добыча нефти после применения КСМД в НГДУ «Елховнефть» (турнейский ярус)

Рис. 2. Удельная технологическая эффективность

Результаты расчетов показали эффективность применения КСМД в качестве метода интенсификации добычи нефти на турнейском ярусе Ново-Елховского месторождения. О эффективности применения технологии можно судить по данным, полученным в НГДУ «Елховнефть». В течение 2008–2013 гг. на 85 скважинах была получена дополнительная добыча более 40 000 т нефти.

Преимуществом данной технологии является то, что она может применяться в любое время года. Продолжительность эффекта составляет около года, а на 20 % обработанных скважин прирост добычи нефти сохраняется более одного года. Содержание воды в продукции скважин после кислотных обработок, как правило, не меняется.

Таким образом, можно рекомендовать применение композиции КСМД на других действующих добывающих скважинах турнейского яруса Ново-Елхов- ского месторождения, что позволит увеличить продуктивность добывающих

209

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

скважин и тем самым снизить долю малодебитных скважин и повысить выработку остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти с целью более комплексного, а следовательно, и более эффективного воздействия.

Список литературы

1.Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. – 415 c.

2.Низаев Р.Х. Развитие технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторожденийна основе геолого-технологического моделирования: / автореф. дис. … канд. техн. наук. – Бугульма, 2010. – 5 с.

3.Инструкция по технологии кислотной стимуляции пластов-коллекторов

сприменением кислотных композиций “КСК”: РД 153-39.0-682-10–2010. ТатНИПИнефть. – Альметьевск, 2010. – С. 4–7.

210