З Технология разработки опытно-промышленного участка

Разработку опытно-промышленного участка намечено осуществить в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки залежи и коррективом технологической схемы, составленной в 1992 г. В этих документах обоснована безальтернативность метода паротеплового воздействия на пласт для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, как единственного метода, позволяющего существенно повысить нефтеотдачу пласта. Эти документы предусматривают разработку залежи по девяти­точечной площадной системе тремя сетками (250х250 м и 300х300 м) скважин на нижний, средний и верхний объекты. Запроектированная технология вклю­чает три стадии ПТВ: пароциклические обработки призабойных зон угловых добывающих скважин, площадная закачка пара в нагнетательные скважины в количестве 0,6~0,8 парового объема пласта и переход на закачку в пласт не на­гретой воды с целью проталкивания тепловой оторочки к добывающим скважинам. Как отмечалось ранее, с учетом особенностей геологического строения залежи на площади участка, выявленных при его разбуривании (отсутствие кондиционных нефтенасыщенных толщин в верхнем объекте) в восточной час­ти предусматривается только две сетки скважин: на нижний и средний объекты. При этом исключается 11 проектных скважин (в т.ч. 2 нагнетательных) верхнего объекта. После бурения 21 дополнительной скважины (в т.ч. 7 нагнетательных) будет создано 9 девятиточечных элементов, в т.ч. 4 - на нижний, 4 - на средний и 1 - на верхний объект.

Для проведения оценочных расчетов основных технологических показателей была построена усредненная геологическая расчетная модель залежи с учетом результатов исследования скважин на участках ПТВ. В основу расчетной модели положены следующие допущения:

1) геологический разрез пласта представлен слоями трех типов:

• высокопроницаемые продуктивные слои, проницаемость которых по результатам гидродинамических исследований скважин достигает 3-4 Дарси, а их доля в разрезе залежи в среднем составляет 20-25%. По этим слоям происходит преимущественная фильтрация теплоносителя;

• низкопроницаемые продуктивные слои, проницаемость которых по результатам анализа керна составляет 3-4 мДарси. Доля этих слоев в разрезе - 30-40%;

• непродуктивные глинистые прослои, доля которых в разрезе залежи - 40-45%.

2) вертикальная гидродинамическая связь между слоями осуществляется через систему вертикальных трещин и литологических окон, равномерно располо­женных по площади. Наличие этой связи подтверждается многочисленными промысловыми исследованиями скважин;

3) влияние генерируемого в пласте газа при температуре больше 250°С учтено через более высокие значения коэффициентов термического расширения нефти.

Для проведения расчетов использована самая последняя версия программы Французского института нефти SARIP.

Поскольку экономика процесса ПТВ при заданной сетке скважин определяется в первую очередь паронефтяным отношением (ПНО) ниже приведена расчетная динамика ПНО по годам за 15 лет.

Таблица 3.1

Годы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
ПНО, т/	3,6	2,4	2,3	2,1	2,1	2,1	2,2	2,2	2,3	2,3	2,3	2,4	2,4	2.5	2.5

Полученные расчетные значения ПНО превышают промысловые дан­ные по первоочередным элементам. Это обусловлено тем, что в расчетах не учитывается влияние некоторых дополнительных факторов, повышающих нефтеотдачу пласта.

При расчете показателей не учитывались также влияние ряда факторов, которые могут отрицательно повлиять на эффективность разработки участка

1) по мере расширения площадей теплового воздействия технологические пока­затели вновь вводимых элементов, прилегающих к элементам, находящимся в ПТВ, могут быть хуже расчетных из-за того что часть нефти с вновь вводимых площадей отбирается соседними скважинами, находящимися в тепловом воз­действии;

2) на площади опытно-промышленного участка только малая доля запасов неф­ти приходится на верхний объект, эффективность разработки которого выше, чем нижележащих объектов, из-за меньшей вязкости нефти и лучшей выдер­жанности продуктивных слоев.

В таблицах 4.1, 4.2 приведены показатели разработки опытно-промышленного участка за 15 лет (1998-2012 гг.). Рассматривается 2 варианта, отличающиеся темпом закачки пара в скважины: 1 вариант - 250 т/сут., 2 вариант-320 т/сут. (при коэффициенте использования скважин 0,75).

При расчете добычи нефти на естественном режиме начальные дебиты вновь вводимых скважин по нефти приняты 7,7 т/сут, что соответствует фактическим дебитам скважин в 2005 г.

Согласно выполненным расчетам по 1 варианту накопленная добыча нефти за 15 лет разработки (1998-2012 гг.) составит на естественном режиме 430,3 тыс. т, а с учетом нефти, добытой до 1998 г. составит 1936 тыс. т или 8,4% от начальных запасов. Накопленная добыча нефти за счет ПТВ за 15 лет соста­вит 2395,2 тыс. т или 10,4% от начальных запасов. Суммарная нефтеотдача пласта достигнет 18,8% (64% от НИЗ). Накопленная закачка пара - 8236,0 тыс. т (0,26 перового объема пласта). Накопленное паронефтяное отношение - 3,4 т/т.

По 2 варианту дополнительная добыча нефти за счет ПТВ составит 2994,3 тыс. т или 13,0% от начальных запасов. Суммарная нефтеотдача пласта достигнет 21,4%. Накопленная закачка пара - 10302 тыс. т (0,33 перового объе­ма пласта). Накопленное паронефтяное отношение ~ 3,4 т/т.