Мун на месторождении Русском

На сегодняшний день не выработано понимания оптимального воздействия на пласт на Русском месторождении. По результатам гидродинамического моделирования при извлечении нефти в режиме истощения пласта коэффициент извлечения нефти (КИН) не превышает первых процентов.

Чтобы положительно ответить на вопрос применимости того или иного метода увеличения нефтеотдачи на Русском месторождении, следует учесть как геологические и физико-химические особенности его продуктивных пластов, так и влияние выбранной технологии на зону многолетнемерзлых пород.

Особенности строения

Высокая вязкость нефти (200-350 сПз) обуславливает многократное преимущество подвижности водной фазы относительно нефтяной;

1. Массивная газовая шапка (до 100 м) и обширные водонефтяные зоны резко понижают эффективность традиционных тепловых методов воздействия для месторождений высоковязких нефтей в связи с неопределенностью теплопотерь (паровой и газовый вертикальные дренажи, закачка пара и др.).

2. Сложное строение залежи. вызванное блоковой тектоникой, ставит под вопрос эффективность охвата системы разработки, а также повышает вероятность возможных прорывов газа и прочих агентов на гранил ах блоков.

3. Высокая мощность (до 105 м) и расчлененность продуктивных пластов определяет необходимость корректного размещения в плане и разрезе скважин воздействия и добычи для достижения поддержки пластового давления.

4. Слабая сцементированность песчаных коллекторов строго определяет критическое забойное давление, после которого начинается пластическая деформация призабойной части пласта и безвозвратная потеря продуктивности.

5. Наличие слоя многолетнемерзлых пород (до 500 м). Небезызвестный факт, что на месторождениях высоковязких нефтей частой практикой являются тепловые методы увеличения нефтеотдачи, что сопровождается рядом ограничений:

1. оборудование скважины должно быть сконструировано с учетом контроля теплопотерь и вероятного растепления многолетнемерзлых пород (ММП) в процессе эксплуатации;

2. согласно статистике, наиболее интенсивное растепление пород наблюдается для нагнетательных скважин в первый год эксплуатации. В случае наличия в интервале ММП песчаных коллекторов, как в данном случае, происходят гораздо большие теплопотерии и растепление вблизи поверхности и устья скважины (на 1-2 года раньше) в сравнении со случаем, когда область ММП однородна и заглинизирована:

3. в прискважинной области ММП могут присутствовать гидраты, которые в результате растепления могут привести к осложнению процесса бурения и эксплуатации, например, возникновению газопроявлений;

4. наибольшую неопределенность и решающее значение в процессе растепления представляют состав, насышенность и теплопроводность горных пород, расположенных в интервале ММП.

Наличие нескольких зон с различными свойствами потенциально предполагает применение различных технологий добычи нефти для каждой из таких зон. При этом следует учитывать, что применение одних методов может исключать или сильно изменять в последующем эффективность применения других.

Видение оптимальной схемы разработки месторождения сильно менялось в процессе получения о месторождении новых данных. К 1985 году было получено представление об эффективности закачки ненагретой воды и внутрипластовом горении на единичном элементе разработки. При реализованных отборах влияние термических методов на растепление многолетнемерзлых пород (ММП) считалось не значительным.

Спустя 25 лет потенциально эффективными методами были признаны ненагретая и горячая вода, полимеры, термощелочь, водогазовое воздействие, в то время как воздействие паром из-за наличия мощной газовой шапки, отсутствия выдержанных глинистых перемычек между нефтенасыщенной и газонасыщенной частями пласта, а также технологическими сложностями реализации метода было отклонено.

Детальное изучение геологии месторождения выявило, что заводнение возможно не во всех областях. Мощной нефтенасыщеной части разреза в некоторых зонах настолько мала по сравнению с газо- и водонасыщненными, что вероятность миграции воды в нецелевые области имеет слишком высока.

На рис. 40 обозначены основные рекомендации по оптимальной разработке Русского месторождения. полученные разными проектными институтами.

рис. 26 Варианты разработки месторождения Русское

Анализ выбора метода заводнения за рубежом.