Контроль за разработкой на Пилтунском участке

Данные поинтервальных наблюдений на Пилтунском участке являются особенно важными в связи с наличием нефтяных оторочек, поскольку Пилтунский участок имеет многослойное строение в отличие от Астохского участка, где основные запасы нефти приурочены к наиболее мелко залегающему пласту.

Для контроля трещинообразования и развития трещин в каждом интервале нагнетания планируется установить ПГД для замера давления в НКТ и затрубного давления в каждом интервале (рис.6), что позволит непрерывно замерять темпы нагнетания и давление в каждом интервале.

Пластовые давления также можно будет замерять с минимальной задержкой путем закрытия с поверхности соответствующего интервале в то время. как продолжается закачка в остальные интервалы. Только когда потребуется замерить данные на переходных режимах для определения размеров трещин и проницаемости необходимо будет закрыть скважину на устье путем закрытия устьевой задвижки (открыт будет только интервал исследования), поскольку глубинные регулировочные клапаны притока в скважину не закрываются достаточно быстро.

Во всех добывающих скважинах Пилтунского участка планируется также установить ПГД для непрерывной оптимизации газлифта и контроля за пластовым давлением. В некоторых добывающих скважинах, эксплуатирующих многослойный интервал,

р

рис.6 Многопластовая “интеллектуальная” водонагнетательная скважина

ассматривается возможность установки контролируемого на поверхности оборудования для селективной добычи и сбора промысловых данных по каждому интервалу, что уменьшит объем работ по промысловому каротажу, который очень дорог и рискован, поскольку скважины имеют большие углы наклона. Кроме того, в зависимости от результатов, полученных на первых скважинах, применение принципа селективности будет рассмотрено для оптимизации добычи в скважинах, введенных в разработку на более позднем этапе.

В качестве другого варианта рассматривается возможность применения индикаторов для определения местоположения и источника добываемой воды после прорыва воды в скважины. Используя контролируемое на поверхности оборудование для селективного нагнетания, в каждый интервал нагнетания можно инжектировать различный индикатор.

Горизонтальные технологии

Разработка залежей горизонтальными скважинами имеет ряд преимуществ над разработкой вертикальными, особенно для малорентабельных месторождений. Разработка залежей горизонтальными скважинами сопровождается увеличением площади дренирования, коэффициента охвата пласта воздействием и продуктивности (приемистости) скважин; уменьшением возможности вязкостного языкообразования и конусообразования для воды и пара; понижением депрессии на пласт при одних и тех же темпах отбора, что приводит к уменьшению добычи воды и газа; извлечением наибольшего объема нефти в короткие сроки в трещиноватых коллекторах при бурении перпендикулярно к ориентации системы трещин; увеличением нефтеотдачи в 23 раза в низкопроницаемых и в тонких нефтяных пластах с газовой шапкой; повышением отбора извлекаемых запасов в высокопроницаемых коллекторах.

Технологическая и экономическая эффективность разработки залежи горизонтальными скважинами зависит от активности проявления водо- и газонапорного режимов; вязкости нефти; соотношений подвижностей для воды и нефти; относительных проницаемостей нефти, воды и газа; трещиноватости (и направления трещин); расчлененности пласта (и наличия прослоев глин); абсолютной проницаемости по вертикали и по простиранию. Основное достоинство горизонтальных скважин  высокий дебит, позволяющий оправдать затраты. Горизонтальная скважина примерно в 2 раза дороже вертикальной. К недостаткам разработки нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин относятся высокая стоимость разработки и эксплуатации; трудо- и наукоемкость бурения и заканчивания скважин; сложности при проведении ГИС, перфорации и ОПЗС; снижение коэффициента охвата пласта по мощности при высокой расчлененности; трудности восстановления естественной проницаемости ПЗС при проявлении скин-эффекта. Существуют технологии для преодоления такого рода осложнений. Это бурение многоствольных горизонтальных скважин; гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах; увеличение длины хвостовика. Если длина хвостовика близка к половине расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами, то коэффициент охвата по площади стремится к 1. В трещиноватых коллекторах с высокой проводимостью трещин очевидных преимуществ горизонтальных скважин над вертикальными ожидать не приходится. Горизонтальные скважины обеспечивают высокую нефтеотдачу при реализации рядных СРС, а также в случае приконтурного заводнения. Следует отметить, что количество проектов РНМ заводнением с горизонтальными скважинами невелико.

Горизонтальная технология может быть использована совместно с МПН, особенно с термическими методами. В настоящее время пробурено несколько горизонтальных скважин в нефтяных залежах с высоковязкой нефтью, причем ряд из них оказался коммерчески успешным [j1], так как резко снизилось число скважин, требуемых для реакции. Как известно, проекты с применением пара характеризуются очень плотной сеткой скважин [e4].

Применение горизонтальных технологий снижает эксплуатационные и капитальные затраты, увеличивает темп отбора нефти и объемный охват воздействием. Использование горизонтальных скважин как добывающих приводит к росту темпа отбора и увеличению продуктивности скважин. Поэтому более широко используются горизонтальные скважины как добывающие. Первая горизонтальная скважина была пробурена в Башкирии (N66/45, 1953, скважина Григоряна). В скалистых пластах, с ухудшенной вертикальной проницаемостью горизонтальные скважины менее продуктивны, чем вертикальные. Одиночная без ответвлений горизонтальная скважина эксплуатирует вокруг себя ограниченную область пласта (поэтому эту технологию используют в пластах небольшой толщины).

Горизонтальные технологии, революционные по сути, существенным образом повлияли на системы РНМ. Горизонтальные технологии применимы для подавляющего числа типов продуктивных пластов: с низкой проницаемостью по простиранию, тонких, анизотропных, однородных, с низкой выдержанностью по простиранию. Удельные затраты на поиск, разведку и разработку с использованием горизонтальных технологий существенно ниже по сравнению с вертикальными. Применение горизонтальных технологий с удельными затратами 12,631,4 $/м³ нефти позволяет вовлекать в разработку малорентабельные, истощенные залежи. Горизонтальные технологии, по некоторым оценкам, позволяют увеличить извлекаемые запасы как минимум на 45% [w8]. Горизонтальная скважина характеризуется более высокой площадью контакта поверхности скважины с продуктивным пластом, что приводит к высокой ее продуктивности. Критерии применимости горизонтальных технологий следующие: пласты с высокой проницаемостью по вертикали; трещиноватые пласты.

Горизонтальные скважины (ГС) классифицируются по радиусу искривления ствола скважин при переходе от вертикальной составляющей к горизонтальной: с малым радиусом, со средним радиусом, с большим радиусом. ГС с большим радиусом чаще всего применяют при разработке морских месторождений, так как на них существует потребность в длинных горизонтальных участках (хвостовиках) и скважины обычно имеют большую протяженность. Для таких скважин возможно использование традиционных способов бурения и эксплуатации скважин. Потребность в бурение ГС с малым радиусом возникла при разработке зон залежи, расположенных непосредственно под морскими платформами. Такие ГС весьма сложны с точки зрения технологии бурения и отличаются от других ГС, в частности, меньшими размерами хвостовика, т.е. горизонтальной части скважины. Бурение ГС с большим радиусом искривления менее сложно. В табл. 5 приведены критерии применимости ГС с разными углами искривления, по данным фирм "Oryx" и "Eastman Christensen".

Таблица 5. Критерии применимости ГС с разными углами искривления

Критерий	Малый радиус	Средний радиус	Большой радиус
Диаметр долота, дюйм Радиус, м Интенсивность набора кривизны, /м Минимальный диаметр вертикальных обсадных труб, дюйм Максимальный диаметр обсадных труб хвостовика, дюйм Образование газовых конусов Образование водных конусов Трещинный коллектор Низкая пластовая энергия Низкая абсолютная проницаемость Высокая расчлененность Газообразование Применение МУН, заводнения Открытый ствол Гравийно-песчаный фильтр	4,56 613 410/1 5,57 2,8754,5 +  + + + +   + 	4,512,25 85120 2460/100 5,513,375 2,8759,625  + + + + + +  + +	69,875 300900 918/100 79,625 5,57,625  +   +  + + + +

Рассмотрим на примере месторождения Тролль использование горизонтальных скважин.

Troll West Oil Field разрабатывается более чем 110-ю горизонтальными скважинами, в том числе и 53 мульти-горизонтальными (MLT). Некоторые из скважин MLT были пробурены с несколькими открытыми боковыми стволами, чтобы увеличить приток флюида к каждой скважине. Последней разработкой является широкое использование многостороннего бурения и скважин, содержащих до 7 горизонтальных ответвлений.

Первые разведывательные скважины были пробурены в 1984 и 1986 годах, первый приток по нефти был получен в 1994 году. Коммерческие запасы нефти на месторождении увеличились с 0 в 1986 году до 1,400 миллиона баррелей сегодня.

Месторождение Тролль расположен у берегов Норвегии (рис.7) на норвежском континентальном шельфе (NCS) на глубине 300 м.

рис.7 Карта месторасположения месторождения Тролль

Месторождение West Тролль и East Тролль состоит в основном из мелководных морских верхнеюрских песчаников в формации Sognefjord. Часть резервуара принадлежит к среднеюрской формации Fensfjord. Месторождение состоит из трех относительно крупных блоков. Была доказана гидродинамическая связь между Восточной и Западной частями месторождения. На Тролль ОСТ производится оценочное бурение горизонтальных скважин в очень тонких горизонтах, а также планируется ввод опытно-промышленной эксплуатации.

Газ и нефть встречается главным образом в формации Sognefjord, который состоит из мелких морских песчаников верхнеюрского возраста. Часть месторождения находится также в формации Fensfjord. Нефть в провинции Вест Тролль находится оторочка нефти толщиной 22-26 метра под небольшой газовой шапкой. В газовой части месторождения Тролль Вест есть оторочка нефти толщиной 12-14 метров и газовая часть до 200 метров соответственно. Для того чтобы добыть нефть из тонкого слоя, необходимо было развивать передовые технологии бурения и добычи. Всего пробурено более 110 эксплуатационных горизонтальных скважин на месторождении.

В процессе бурения выделяют два этапа. Сначала бурят до резервуара, который находится на глубине 1600 метров ниже морского дна, а затем, до 3200 метров в горизонтальном направлении непосредственно через резервуар. 28 скважин имеют два или три горизонтальных ствола и называются мультизабойными. На рисунке 8 показана типичная конфигурация скважины на месторождении Тролль.

рис.8 Типичная конфигурация скважины на месторождении Тролль

Термические МВ

Одним из наиболее распространенных МВ является термическое воздействие на нефтяные пласты, при котором происходит значительное повышение подвижности нефти. Наряду с этим при повышенной температуре происходит разложение некоторых минералов, входящих в состав пород-коллекторов. Основной механизм увеличения нефтеотдачи пластов при нагнетании горячей воды связан со снижением вязкости нефти; изменением соотношения подвижностей нефти (н) и воды (в); изменением остаточной нефтенасыщенности и относительной проницаемости для нефти; уменьшением капиллярных сил, препятствующих извлечению нефти из низкопроницаемых пропластков; тепловым расширением флюидов. Критерии применимости термических МВ приведены в табл. 6.

Таблица 6. Критерии применимости термических МВ

Параметры	Единица измере-ния	Нагнетание горячей воды	Нагнетание пара	Внутри-пластовое горение
Тип породы Тип коллектора Проницаемость Пористость Нефтенасыщенность Связанная вода Средний угол смачивания	- - мкм2 д.ед. д.ед. д.ед. град.	т, к п, тр 0,13,0 0,10,3 0,71,0 0,00,3 нп	т, к п 0,013,0 0,040,3 0,41,0 0,00,3 нп	т п 0,15,0 0,180,4 0,40,1 0,00,3 0180
Толщина Толщина водонасыщенной зоны Толщина покрывающих пород Давление Температура Угол падения Глубина залегания	м м м МПа оС град. м	1025 нп >3 1,040 0,050 0,05 302000	625 0,03,0 3,0100,0 1,015 0,050 0,05 30-1000	320 0,03,0 3,0100 нп нп 0,03,0 1502000
Плотность Вязкость	кг/м3 мПа с	8501000 15,0100	8001100 508000	8251100 1,01500
Содержание парафина Содержание асфальтенов Содержание смол Содержание серы	д.ед. д.ед. д.ед. д.ед.	0,00,3 0,00,15 0,00,4 0,00,08	0,00,3 0,00,15 0,00,4 0,00,08	0,00,3 0,00,15 0,00,4 0,00,02
Содержание цемента Содержание глин Карбонатность	д.ед. д.ед. д.ед.	0,10,3 0,00,25 нп	0,10,3 0,00,05 0,00,05	0,10,3 0,00,1 нб

Закачка горячей воды приводит к значительному увеличению коэффициента охвата пласта воздействием как по толщине (K_h), так и по простиранию (K_L) в основном из-за резкого снижения вязкости пластовой нефти при повышении температуры. Этот эффект проявляется тем отчетливее, чем выше вязкость нефти при начальной пластовой температуре. При контакте с ненагретым пластом и насыщающей его нефтью горячая вода охлаждается. При установившемся движении в пласте можно выделить две зоны  вытеснения нефти горячей и холодной водой. Первая зона характеризуется непрерывным ростом температуры, что, в свою очередь, ведет к изменению (уменьшению) остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, увеличение температуры приводит к расширению породы-коллектора и насыщающей его жидкости, что сказывается на снижении массы нефти (при условии постоянной насыщенности), содержащейся в пласте. Во второй зоне происходит вытеснение нефти обычной холодной водой, температура которой равна температуре пласта. Изменение нефтенасыщенности происходит по тому же механизму, что и при обычном заводнении. Анализ многочисленных проектов с нагнетанием пара показал, что технология длительной прокачки паровой оторочки холодной водой приводит к значительному охлаждению пласта. Последнее сопровождается падением пластового давления и фильтрацией в эту зону разогретой нефти. Технология попеременной закачки пара и воды более эффективна в силу оптимального и равномерного прогрева пласта, а также из-за снижения интенсивности продвижения по высокопроницаемым частям пласта языков пара. Эффективность технологии нагнетания пара с ПАВ связана с получением равномерных фронтов вытеснения нефти паром. Нагнетание пара в залежи, содержащие легкую нефть, в целом характеризуется более низкой экономической эффективностью. С ужесточением стандартов на ПДК загрязнения воздуха и воды следует ожидать сокращения использования в качестве топлива для подогрева воды угля и нефти, а требование экологической чистоты проектов будет определяющим. При паротепловом воздействии на пласт образуются три характерные зоны. В первой зоне значение температуры практически не меняется, и только на границе со второй зоной происходит ее некоторое снижение. В этой зоне сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких УВ и газ. Нефтенасыщенность изменяется как за счет процессов вытеснения, так и за счет испарения легких фракций нефти. Вторую зону обычно называют зоной конденсации. При контакте с ненагретой частью пласта и нефтью пары воды и легкие УВ конденсируются. Это приводит к увеличению водонасыщенности пласта и изменению (уменьшению) вязкости нефти. В третьей зоне происходят такие же процессы, что и при вытеснении горячей водой, однако скорость вытеснения нефти водой в этом случае будет выше (при том же массовом расходе). Это связано с тем, что объем, занимаемой единицей массы пара, значительно больше, чем объем единицы массы воды, а объем первой зоны будет постоянно увеличиваться. Конечная нефтеотдача при паротепловом воздействии увеличивается за счет снижения вязкости пластовой нефти под воздействием тепла, изменения подвижностей нефти и воды, термического расширения нефти, перегонки остаточной нефти паром и экстрагирования нефти растворителем, который образуется впереди фронта пара. Нагнетание пара способствует усиленному выносу породы в добывающие скважины.

Внутрипластовое горение характеризуется сложными физико-химическими процессами, в связи с чем вытеснение нефти осуществляется в результате различных по своей природе механизмов и процессов  воздействия паром, горячей водой, газами горения, растворителями, поверхностно-активными веществами и др. При внутрипластовом горении формируются несколько характерных зон в нефтяном пласте. Непосредственно к нагнетательной скважине примыкает выжженная зона, через которую фильтруются рабочие агенты (вода и воздух). Затем следует фронт горения, где происходят высокотемпературные окислительные реакции. Для поддержания процесса горения в пласте должно образовываться достаточное количество кокса, которое зависит от содержания в нефти асфальтенов, смол и тяжелых УВ. В паровой зоне фильтруются нефть, испарившиеся газы, легкие УВ и пар. Впереди паровой зоны образуется зона конденсации. В этой зоне по мере снижения температуры происходит конденсация пара в горячую воду. Горячая вода, легкие УВ, газы горения вытесняют пластовую нефть. Вытесненная нефть аккумулируется в нефтяной вал и движется впереди зоны конденсации. Здесь поровое пространство занимают газы горения, вытесненная нефть и связанная вода, впереди этой зоны  зона первоначальной пластовой температуры. Увеличение нефтеотдачи пласта при внутрипластовом горении происходит в основном за счет снижения вязкости нефти, расширения ее объема, дистилляции и перегонки нефти, растворения легких УВ углекислым газом. Различают следующие технологии реализации ВГ: СВГ  сухое внутрипластовое горение; ВВГ  влажное внутрипластовое горение; СВВГ  сверхвлажное внутрипластовое горение. Процесс сухого горения (температура 700^оС и выше) применим лишь к терригенным коллекторам, поскольку карбонаты при этих температурах разрушаются.