Тепловолновое воздействие на истощенный нефтяной пласт

Предложен комбинированный способ интенсифицикации разработки.

В России более 75% запасов нефти относится к трудноизвлекаемым, а запасы природных битумов составляют треть. На нефтяных промыслах РФ испытано более 300 различных методов интенсификации добычи. Об этом говорится в тезисах доклада Рината ГАТАУЛЛИНА (Казанский научный центр Российской академии наук) на международной конференции «Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений», прошедшей в ходе Татарстанского нефтегазохимического форума. Информ-Девон приводит этот материал с сокращениями.

КОМБИНИРОВАНННЫЙ МЕТОД
Помимо традиционных методов увеличения нефтеотдачи отдельно рассматриваются методы, совмещающие несколько методов воздействия. Комбинированное (тепловолновое) воздействие на продуктивный пласт представляет собой современный подход к решению задач повышения энергетических и экономических показателей. Метод можно применять в условиях вертикальных и горизонтальных скважин (ГС).
Достоинство предлагаемого подхода состоит в том, что часть энергии нагнетаемого в пласт рабочего агента благодаря излучателю колебаний преобразуется в энергию упругих волн. Формирующееся волновое поле позволяет регулировать интенсивность воздействия на пласты с различными коллекторскими свойствами и легко совмещается с другими традиционными методами обработки, не нарушая технологические процессы. В качестве теплоносителей могут быть использованы газы и жидкости.

Разбуривание нефтяных месторождений горизонтальными скважинами является одним из эффективных методов формирования оптимальной системы разработки и восстановления продуктивности месторождений на поздней стадии эксплуатации.
Несмотря на то, что их строительство дороже на 10–20%, чем вертикальных, их применение дает немало преимуществ: уменьшение суммарного количества скважин на месторождениях; рост уровня извлечения нефти; привлечение в разработку новых залежей нефтяных пластов и высоковязкой нефти.
Нефтяные и битумные месторождения можно эффективно разрабатывать с применением горизонтальных скважин. При этом сокращается среднее расстояние, которое нефть должна пройти по породе до поступления в скважину.

ЧТОБЫ ОБВОДНЕННОСТЬ НЕ ДОСТИГЛА 90%
В арсенале технологий - бурение одно- и многоствольных (многозабойных) ГС, зарезка боковых стволов из существующих скважин, вскрытие продуктивного пласта на депрессии, радиальное вскрытие.

Как известно, значительное превышение пластового давления над первоначальным приводит к более высоким темпам обводнения скважин, к уменьшению охвата пласта процессом вытеснения из-за прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым прослоям продуктивного пласта. Горизонтальные скважины в большей степени, чем вертикальные, позволяют прорабатывать нефтяные месторождения при пластовых давлениях, близких начальному.

Современное состояние нефтедобычи характеризуется большой обводненностью добываемой продукции (в среднем у нефтяных компаний более 80%) и темпом ее повышения. При сохранении прежних темпов эксплуатации нефтяных скважин, а также техники и технологии добычи, в течение ближайших 10–15 лет обводненность добываемой продукции превысит 90%.

Бурение горизонтальных скважин позволяет за счет значительного увеличения площади контакта ствола с породой существенно снизить величину депрессии в пласте и получить экономически приемлемые дебиты в случае незначительной мощности пластов и при наличии подошвенной воды. При наличии горизонтального ствола работы по интенсификации притока могут дать больший эффект, чем в вертикальных скважинах, так как по длине горизонтального ствола можно провести несколько операций по гидроразрыву. Целесообразно бурение горизонтальных скважин и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и неустойчивых к разрушению пластов.

При внедрении горизонтальных скважин значительно повышается отбор; растет производительность при наличии вертикальных трещин; повышается компонентоотдача маломощных пластов. Также становится рентабельной разработка низкопродуктивных и практически истощенных пластов. При вскрытии продуктивных пластов горизонтальным стволом производительность скважин увеличивается в несколько раз. При этом стоимость бурения ГС сопоставима со стоимостью вертикальных.

ТЕПЛЫМИ ВОЛНАМИ – НА БИТУМ
Для добычи высоковязкой нефти и природного битума наиболее эффективно использование двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой. Верхняя служит для нагнетания теплоносителя, нижняя – для извлечения продукции. Этот процесс называется гравитационным дренированием с помощью пара. Аналогом такого способа добычи углеводородов является технология SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Этот вариант воздействия на пласт представляет особый интерес для условий нефтяных и битумных месторождений Татарстана.
При добыче высоковязких нефтей и природного битума с применением интегрированного тепловолнового воздействия на пласт целесообразно принять именно эту технологию, когда пар подается через излучатель колебаний давления в верхнюю горизонтальную скважину. При этом формируется волновое поле, воздействующее совместно с температурой на пласт, а из нижней горизонтальной скважины происходит отбор извлекаемой продукции.

Сущность нового подхода состоит в том, что при подобном воздействии часть энергии нагнетаемого в пласт агента преобразуется в энергию упругих волн. При этом интегрированные технологии позволяют регулировать интенсивность воздействия на коллекторы различного типа и легко совмещаются с химическими и гидродинамическими методами обработки пласта.
Из прогретой зоны нефть (битум) и конденсат стекают к нижней ГС. При применении неперфорированной верхней горизонтальной скважины пласт прогревается за счет теплопроводности и протекает в течение длительного времени. Поэтому верхняя труба перфорируется, благодаря этому возникает напорный режим добычи. Производится это также для эффективного прохождения волнового поля из скважины в пласт. При этом режим закачки пара регулируется путем изменения расхода нагнетания рабочего агента, во избежание большого паро-нефтяного соотношения.

Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной зоны. Паровая зона распространяется от нижней добывающей скважины до кровли пласта. Когда она увеличивается сбоку, нагретый битум и конденсат пара текут параллельно границе раздела в нижнюю, добывающую скважину. Под действием силы тяжести этот поток вытесняется. Полость, занятая паром, постоянно растет по мере вытеснения битума (нефти) паром.
На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных пространств постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью под действием силы тяжести стекает к добывающей скважине. Увеличение паровой зоны (камеры) вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта. Затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда контактирует с высокотемпературной паровой камерой, вследствие чего потери тепла минимальны. Процесс может быть реализован на залежах практически любой вязкости углеводородов.

ДЛЯ ОЧИСТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
В связи с увеличением теплопроводности насыщенных горных пород в упругом поле повышается эффективность совместного применения термического и волнового воздействия. В этом случае, меняя интенсивность и частоту акустического поля, можно увеличить или уменьшить радиус прогрева приствольного массива. Формирование технологических параметров при комбинированном воздействии на залежи природных битумов происходит в объеме температурного и волнового полей генератора колебаний.

Применение тепловолнового воздействия на продуктивный пласт рентабельно также с точки зрения очистки призабойной зоны пласта. При эксплуатации пласта в ствол добывающей скважины совместно с нефтью выносятся парафины, асфальто-смолистые вещества, механические примеси, вода и др. Пониженные значения температуры и давления приводят к интенсивным отложениям парафинов. Температура плавления многих парафинов - 40–80°С, поэтому тепловое поле должно обеспечить плавление парафина в призабойной зоне пласта и вынос его при последующей эксплуатации скважины на земную поверхность.

ВЫШЕ ДЕБИТ, НИЖЕ ЭНЕРГОЗАТРАТЫ
Для реализации волнового воздействия на пласт необходимы соответствующие технические средства – излучатели или генераторы упругих волн.
Разрабатываемые излучатели колебаний имеют ряд своих особенностей и преимуществ. Среди них - отсутствие в излучателе подвижных элементов конструкции; возможность регулирования в широких пределах режима воздействия частоты и амплитуды генерируемых колебаний. Все это позволяет исключить необходимость в дополнительном источнике энергии, повысить ресурс работы излучателя, упростить и снизить стоимость технических средств.

Предлагаемые системы были апробированы на Мордово-Кармальском и Первомайском месторождениях Татарстана «Татнефти». При нагнетании воды в пласт, а также при нагнетании воздуха в условиях внутрипластового горения кратно повысился дебит скважин, снизилась обводненность извлекаемой продукции, уменьшились удельные энергетические затраты. Теоретическая оценка предлагаемого метода тепловолнового воздействия на продуктивный пласт в промысловых условиях также показала прирост дебита горизонтальных скважин по сравнению с тепловым методом.

Применение горизонтальных скважин при интегрированном воздействии на пласт является весьма актуальным. Использование ГС может существенно повысить коэффициент нефтеотдачи за счет большей поверхности контакта с нефтенасыщенной толщей по сравнению с традиционными скважинами. При сбалансированном и эффективном сочетании параметров волнового и теплового воздействий на пласт при применении горизонтальных скважин возможно достижение сверхсуммарного эффекта воздействия и существенное снижение энергетических затрат.