3.3. Результаты опытно-промышленных работ по закачке пара в пласт

Технологическая схема разработки залежи предусматривает в качестве базовых технологий пароциклические обработки добывающих скважин и площадную закачку пара в пласт.

Пароциклические обработки (ПЦО) скважин на пермо-карбоновой залежи были начаты во второй половине 1992г. По состоянию на 01.01.04г. на пермо-карбоновой залежи проведено 177 ПЦО по 123 скважинам. За 11 лет на проведении ПЦО скважин было израсходовано 806,1 тыс. т. пара, что позволило дополнительно добыть 808,4 тыс. т. нефти.

В целом ПЦО скважин характеризуется высокой эффективностью и наилучшими технико-экономическими показателями по сравнению с другими применяемыми на пермо-карбоновой залежи геолого-техническими мероприятиями, а именно удельная дополнительная добыча нефти от проведения ПЦО составляет 4,6 тыс. т/скв., паронефтное отношение – 1,0 т/т.

Рост обводненности скважин пластовой водой в последние годы привел к снижению эффективности ПЦО. На основе анализа накопленных промысловых данных было установлено влияние основных геологических и технологических параметров таких, как неоднородность и продуктивность залежи, базовая обводненность, объем закачки пара и других на эффективность ПЦО. Это позволило разработать в 2003г. технологический регламент на ПЦО скважин, который определил критерии выбора скважин и рекомендовал комплекс геолого-технических мероприятий по приведению скважин в соответствии с необходимыми требованиями.

В результате реализации технологического регламента в 2004 г. эффективность ПЦО значительно повысилась. Так, в первом квартале 2004г. дополнительная добыча нефти на 1 ПЦО возросла с 17,3 до 29,8 т/сут.

Достижение проектной нефтеотдачи на пермо-карбоновой залежи может быть обеспечено при сочетании ПЦО добывающих скважин и площадной закачки пара в нагнетательные скважины.

Всего на 01.01.04 на пермо-карбоновой залежи через 43 нагнетательные скважины закачано 12642,9 тыс. т пара, суммарный объем дополнительной добычи нефти составил 3294,1 тыс. т, накопленное паронефтяное отношение – 3,8 т/т. В 2003г. общий объем площадной закачки пара по залежи составил 1,8 млн. т, в том числе на участке ПТВ-3 – 1,5 млн. т.

Опытный участок ПТВ-3 расположен в присводовой части пермо-карбоновой залежи. Площадь участка – 426 га, геологические запасы нефти – 56,5 млн. т. Всего на участке пробурено 193 скважины, в т.ч. 153 добывающих и 40 нагнетательных. С 1992 по 2003г. в площадную закачку пара было введено 26 элементов разработки, занимающих более 80% площади участка ПТВ-3.

Из рисунка видно, что до начала площадной закачки пара (1993г.) дебиты скважин по нефти в целом по участкам ПТВ-3 и естественного режима были близки, а по скважинам верхнего и нижнего объектов дебиты скважин участка естественного режима были существенно выше, чем по участку ПТВ-3. При этом обводнённость продукции по участку ПТВ-3 была значительного выше, чем по участку естественного режима, причём обводнённость скважин нижнего объекта по участку ПТВ-3 была больше на 10-15%. Это связано с тем, что участок ПТВ-3 находится в наиболее обводнённой зоне залежи. Здесь впервые на залежи ещё в 1985-1986г.г. было зафиксировано активное поступление подошвенной воды в районе скважин 3308, 3252, 425, 3248 расположенных в южной части ПТВ-3.

После начала площадной закачки пара на участке ПТВ-3 с 1994 по 2003гг., несмотря на низкие темпы закачки пара и отставание ввода в тепловое воздействие наиболее обводнённой южной части участка ПТВ-3, средние дебиты скважин участка ПТВ-3 по нефти были в 1,5-2 раза выше, чем по зоне естественного режима. Сопоставление дебитов скважин по объектам показывает, что наибольший рост дебитов нефти (до 25-27 т/сут) зафиксирован по скважинам верхнего объекта. Если до начала закачки пара на ПТВ-3 дебиты скважин верхнего объекта в зоне естественного режима были выше, чем по участку ПТВ-3, то, начиная с 1993г. по 2001г., дебиты скважин участка ПТВ-3 в 2-3 раза превышают дебиты скважин естественного режима. По нижнему объекту скважины участка ПТВ-3, по сравнению с естественным режимом, более эффективно работали лишь в течение 4-х лет (с 1995 по 1998гг.).

Основной причиной меньшей эффективности теплового воздействия по скважинам нижнего объекта по сравнению с верхним является высокая обводнённость добываемой продукции пластовой водой. Если по скважинам верхнего объекта средняя обводненность продукции в 2003 году была 73%, то по среднему объекту она достигла 86%, а по нижнему – 87%.

Одновременно с ростом дебитов скважин по нефти значительно снизился темп роста обводненности и в период с 1994 по 1998гг. обводненность продукции по ПТВ-3 была ниже, чем по участку естественного режима.

Некоторое увеличение дебитов скважин естественного режима с 1998г. с одновременным снижением обводненности и ее стабилизацией в последние годы разработки безусловно связано с распространением закачиваемого теплоносителя за пределы участка ПТВ-3.

Анализ, выполненный по отдельным реагирующим скважинам участка ПТВ-3, позволил ориентировочно выделить из общей добычи долю термической нефти, которая за весь период составила 1,9 млн. т. (82,6% от общей дополнительной добычи). Таким образом, благодаря применению тепловых методов нефтеотдача пласта на участке ПТВ-3 достигла 15,6%, что в 3 раза выше, чем по окружающим площадям, разрабатываемым без применения паротеплового воздействия. Прогнозный коэффициент нефтеотдачи пласта на участке ПТВ-3 за счет реализации созданной технологии оценивается в 28-30%.

Промысловые работы на участке ПТВ-3 показали, что длительная реализация традиционной технологии стационарной непрерывной закачки пара без проведения мероприятий по регулированию процесса в условиях крайне неоднородной залежи недостаточно эффективна, что связано с прорывами закачиваемого агента и обводнением реагирующих добывающих скважин пароконденсатом.

В связи с этим была разработана и испытана усовершенствованная технология площадной закачки пара, которая включает следующий комплекс технологических мероприятий:

• совместное использование циклической закачки пара и нестационарной работы добывающих скважин;

• периодическую закачку термогелей с целью выравнивания профилей приемистости и изоляции высокообводненных интервалов скважин;

• периодическую закачку азотсодержащих соединений с целью повышения эффективности вытеснения нефти.

Переход в мае 2003г. на усовершенствованную технологию паротеплового воздействия на пласт позволил к концу года увеличить дебиты скважин по нефти на опытном участке с 7,4 до 8,5 т/сут и дополнительно добыть 14,5 тыс. т. нефти.