ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНАЖА ПРИ РАЗРАБОТКЕ АШАЛЬЧИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АННОТАЦИЯ

В статье рассматривается применение технологии парогравитационного дренажа на Ашальчинском месторождении. Проведены расчеты на синтетической гидродинамической модели, изучены варианты расположения скважин. Наибольшая эффективность достигнута при бурении пары горизонтальных скважин с интервалом 15 м относительно вертикальных скважин, что обеспечивает максимальный коэффициент нефтеизвлечения.

ABSTRACT

The article discusses the application of steam-gravity drainage technology at the Ashalchinskoye field. Calculations were made on a synthetic hydrodynamic model, and well location options were studied. The greatest efficiency was achieved when drilling a pair of horizontal wells at an interval of 15 m relative to vertical wells, which ensures the maximum oil recovery factor.

Ключевые слова: парогравитационный дренаж, гидродинамическое моделирование, горизонтальные скважины, сверхвязкая нефть.

Keywords: steam-assisted gravity drainage, hydrodynamic modeling, horizontal wells, super-viscous oil.

1. Введение

Целью данной работы был выбор системы разработки шамшинского горизонта с применением технологии парогравитационного дренажа.  Для этого были проведены расчеты на синтетической гидродинамической модели со свойствами рассматриваемого объекта.

2. Геолого-физическая характеристика объекта и свойства флюидов

Коллектор шемшинского горизонта представляет представлен достаточно однородным по разрезу пластом, среднее значение коэффициента песчанистости – 0,94, расчлененности – 1,49.

Коллектор сложен рыхлыми черными песчаниками. Мощность изменяется от одного до 32 метров, пористость от 0,24 до 0,33 долей ед., нефтенасыщенность от 12 до 80 %.

Залежь пластово сводовая, подпираемой контурными водами и вогнутая к кровле залежи в сводовой части. Высота залежи 45 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,3 до 31,8 м.

Залежь характеризуется различными как по площади, так и по разрезу составом и физико-химическими свойствами тяжелой нефти. Исследование состава и свойств тяжелой нефти проведено по пробам, отобранных из сводовых и просводовых скважин, опробованных на естественном режиме. По данным анализов проб, отобранных на естественном режиме, нефти по консистенции жидкие, содержат растворенный газ, подвижные. Плотность тяжелой нефти изменяется от 850 до 985 кг/м³, вязкость при пластовой температуре - от 1450 до 44027 мПа*с. На основании обобщения лабораторных определений вязкости нефти месторождения от температуры (данные Глумова И.Ф.) получена аналитическая зависимость следующего вида: µ(t)=10⁷*t^-2.6526.

Таким образом месторождение характеризуется содержанием сверхвысоковязкой нефти, что вынуждает прибегать к использованию тепловых МУН, одним из наиболее эффективных при небольших глубинах залегания является технология парогравитационного дренажа.

3. Результаты расчетов на синтетической модели

Для гидродинамических расчетов с целью прогнозирования основных технологических показателей разработки вертикальными скважинами совместно с горизонтальными скважинами был использован гидродинамический симулятор tNavigator (RFD).

Для исследования был построен ЗD-каркас с размерностью 70x280 метров по горизонтали и 25 метров по вертикали. Ячейка имеет размер 5x5x5 м. В результате общее количество ячеек составило 4275, с размерностью ЗЭ-сетки 15x57x5.

Выбор размерности объясняется следующим. Расстояние между рядами вертикальных скважин составляет 70 м. Длина горизонтального ствола задавалась равной 280 м для охвата 10 вертикальных скважин, расположенных в два ряда по 5 скважин.

Все варианты разработки, которые были просчитаны, могут быть классифицированы по следующим параметрам:

1) бурение параллельно рядам вертикальных скважин горизонтальной скважины на расстоянии 5, 15 и 35 м относительно ближайшего ряда;

2) бурение между рядами вертикальных скважин одной пары горизонтальных скважин (технология парогравитационного дренажа) на расстоянии 5, 15 и 35 м относительно ближайшего ряда.

В каждом варианте рассматривались 2 подварианта. В первом варианте:

а) горизонтальная скважина пускалась на отбор продукции, закачка велась в вертикальные скважины;

б) в горизонтальные скважины велась закачка, а из вертикальных скважин - отбор продукции.

Во втором варианте:

а) в вертикальные скважины велась закачка;

б) из вертикальных скважин велся отбор продукции.

Для сопоставления расчетов также был просчитан 3 вариант - бурение дополнительных вертикальных скважин в центре между двумя рядами, причем рассматривался подвариант а - закачки в центральный ряд скважин и отбор из крайних двух рядов и подвариант б - закачка в крайние ряды вертикальных скважин и отбор из центральной. Дополнительно рассмотрен вариант одной пары горизонтальных скважин в краевом слое без вертикальных скважин.

На большинстве проектов по экономическим соображениям пар прекращают закачивать, когда паронефтяное отношение или расход пара на один м³ нефти достигает примерно 5...7 [1]. Поэтому помимо обводненности выбытия 98%, вторым критерием выбытия было достижение паронефтяного отношения 5 м³/м³.

Таблица 1

Результаты расчетов вариантов

Наибольшую эффективность показала система с бурением пары горизонтальных скважин, расположенных одна над другой в 15 м относительно ближайшего ряда вертикальных добывающих скважин, при этом достигается наибольший коэффициент нефтеизвлечения при паронефтяном отношении 2,0 м³/м³.

Список литературы:

1. Полищук     Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ простран-ственных и временных изменений физико-химических свойств // Нефтегазовое дело, 2005.
2. Пшеницын М.И. Метод парогравитационного дренажа (SAGD). Арматуростроение, 2014, г. Выпуск 4. С. 72–75.
3. Малофеев В.В. Геологическое обоснование повышения эффективности освоения месторождений сверхвязких нефтей и природных битумов Татарстана. Москва, 2011 г. 24 с.