Разработка подкозырьковых месторождений нефти высокотехнологичными горизонтальными скважинами

Осадочные бассейны мира

Осадочные бассейны, содержащие соленосные и нефтегазоносные бассейны мира представлены на рис. 1. В основном соленосные бассейны являются и нефтегазоносными.

К настоящему времени открыто свыше ста соленосных бассейнов, из почти половина осложнена солянокупольной тектоникой, в силу чего они получили название солянокупольные бассейны.

Солянокупольные бассейны содержат в себе мощные толщи солей от нескольких сотен до двух тысяч метров, из них четыре супергигантские – это Прикаспийский, Восточно-Сибирский, Мексиканского залива и Средиземноморский с объемом до 2,5 млн км3 солей, и содержащие свыше тысячи соляных структур, которые в основном привязаны к V2–Є2, P1-2 и N1 отложениям.

Различия в морфокинетических типах соляных отложений

Различают два основных морфокинетических типа соляных отложений: солянокупольный и пластовый. Основные виды соляных тел, в зависимости от направления миграции солей бывают субвертикальные (диапировые и морфологически подобные им тела) и сублатеральные (покровные, покровообразные и другие субпластовые тела), см. рис.2. Галит или каменная соль представляет собой достаточно пластичный материал.

Моделирование разработки подкозырьковых залежей

Моделирование разработки подкозырьковых залежей Каратобе Южное с использованием высокотехнологичных скважин

Под карнизом этого массива в терригенных отложениях казанского яруса верхней перми выявлено нефтяное месторождение Каратобе Южное: пластовое, литолого-стратиграфического плана, экранированная крутым склоном соли, см. рис. 4.

Месторождение Каратобе Южное расположено в Байганинском районе Актюбинской области. Ближайший населенный пункт п. Жаркамыс находится в 5 км от месторождения Южное Каратобе. Расстояние до областного центра г. Актобе –330 км. Площадь горного отвода составляет 5,8 кв2. Утвержденные извлекаемые запасы в целом по месторождению Каратобе Южное составили: 5056 тыс. т.

На месторождении Каратобе Южное выявлены нефтяные залежи верхнепермского возраста (продуктивные пласты – I, II, III, IV). В один эксплуатационный объект были объединены пласты I, II, III и IV.

Схема формирования залежей

Схема формирования подкозырьковых нефтяных залежей месторождения Каратобе Южное представлена на рисунке 5.

Данные месторождения

• Общая высота: до 400 м
• Эффективная нефтенасыщенная толщина: до 125 м
• Высота установки ВНК: -2739 м
• Коэффициент нефтенасыщенности: 0,67
• Покрышка залежей: аргиллиты толщиной 15-50 м
• Пластовое давление: 31 МПа
• Температура: 71°C
• Дебит нефти: 12-72 м3/сут
• Плотность нефти: 852 кг/м3
• Газонасыщенность нефти: 128 м3/м3
• Выход фракций до 300°C: 42,3%
• Минерализация пластовых вод: до 320 г/л
• Дебит вод: 2,4 м3/сут

Состояние скважин

На месторождении пробурено 23 скважины:

• Добывающий фонд: 14 скважин
  • Действующих: 13
  • Переведена в нагнетательный фонд: 1 (№103)
• Нагнетательный фонд: 4 скважины
  • Действующих: 2
  • Бездействующих: 2 (№55, 65)

Добыча

Объем добычи нефти в 2022 году составил 254,232 тыс.т.

Система сбора продукции

Используется однотрубная лучевая напорная герметизированная система сбора нефти и газа.

Изменение добычи

Годовая добыча увеличивается с увеличением количества горизонтальных участков высокотехнологичной скважины. Поддержание пластового давления обеспечивает дополнительную добычу нефти.

Влияние расстояния между скважинами

Расстояние между двумя горизонтальными скважинами не оказывает существенного влияния на прирост накопленной добычи нефти.

Таблицы и графики:

Результаты вычислительного эксперимента

Результаты вычислительного эксперимента подтвердили высокую эффективность использования высокотехнологичных горизонтальных скважин для разработки сложнопостроенных подкозырьковых месторождений, приуроченных к солевым диапирам.

Проведение численного моделирования помогает снизить риски ошибочных действий путем проверки работоспособности технологических решений по разработке сложнопостроенных месторождений на компьютерной 3D гидродинамической модели.

Для созданной модели был определен оптимальный дебит для работы добывающей скважины, протяженность горизонтального участка, огибающего массив соляных пород.

Проведено сравнение заводнения с режимом разработки без воздействия на залежь, определены интенсивность закачки, более подходящая для создания равномерного фронта вытеснения, и расположение скважин, способствующее наиболее эффективному вытеснению. Созданная модель позволяет оценить эффективность предложенного метода, влияние конкретных параметров на успех разработки и провести сравнение с другими решениями.

Литература

1. Беленицкая, Г. А. Соли и нафтиды: глобальные пространственные и кинетические взаимосвязи / Г. А. Беленицкая // Региональная геология и металлогения. – 2014. – № 59. – С. 97-112. – EDN SYCOUB.
2. Леворсен А. Геология нефти и газа. – М.: Мир, 1970. – 640 с.
3. Cramez C. (2006) Salt Tectonics. Short Course. Universidade Fernando Pessoa Porto, Portugal. Last modifica­tion: May. http://homepage.ufp.pt/biblioteca/SaltTectonicsNovo.htm.
4. Dribus D.R., Dzhekson M.P.A., Kapur D., Smit M.F. (2008) The prize beneath the salt. Neftegazovoe obozrenie, 20(3), 5-21. (In Russian).
5. Баймухаметов А.А., Мартынов Н.И., Танирбергенов А.Г. Математическое моделирование формирования соляных куполов в земной коре. Алматы, 2017. 242 с.
6. Обрядчиков О. С., Таскинбаев К. М. Особенности строения южной границы Прикаспийской впадины по геолого-геофизическим данным и перспективы поиска новых скоплений УВ // Bioscience Biotechnology Research Communications. 2019. Вып. 12 (сентябрь). № 5. С. 254–263
7. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра. – 1969. – 192 с.
8. Строительство скважин в солянокупольных структурах Актуальные проблемы / Н. А. Еремин, Е. А. Могучева, Н. Е. Лазуткина, М. А. Сребродольская // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2023. – № 2(134). – С. 92-95. – EDN AWLXUW.
9. Еремин, Н.А. Высокотехнологичные скважины с бионическим профилем для разработки месторождений с высоковязкой и битуминозной нефтью / Н.А. Еремин, П.В. Пятибратов, А.С. Скворцов // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2022. – № 2 (307). – С. 117–135.
10. Интеллектуальные системы предупреждения осложнений для безопасного строительства скважин / А. Н. Дмитриевский, Н. А. Еремин, А. Д. Черников, С. О. Бороздин // Безопасность труда в промышленности. – 2022. – № 6. – С. 7-13. – DOI 10.24000/0409-2961-2022-6-7-13. – EDN WSKHDO.

Статьи

15. Н.А. Еремин, П.В. Пятибратов, А.С. Скворцов. Высокотехнологичные скважины с бионическим профилем для разработки месторождений с высоковязкой и битуминозной нефтью // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2022. – № 2(307). – С. 117-135.

16. Еремин Н.А. Горизонтальные технологии // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2009. № 3. С. 52–56. EDN KYDBTR.

17. Еремин, Н. А. Цифровые технологии извлечения запасов нетрадиционной нефти / Н. А. Еремин // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. – 2022. – № 2. – С. 255-270. – DOI 10.46689/2218-5194-2022-2-1-255-270. – EDN VFUWYW.

Статья

Статья Разработка подкозырьковых месторождений нефти высокотехнологичными горизонтальными скважинами опубликована в журнале Neftegaz.RU (№6, Июнь 2023).

Блоковые системы заводнения

При блоковой (рядной) системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.

• Закачка воды в пласт производится через нагнетательные скважины, расположенные параллельными рядами, которые называются разрезающими рядами.
• Ряды добывающих скважин располагаются параллельно разрезающим рядам.
• Отбор нефти из добывающих скважин достигается расширением полосы воды, созданной вдоль нагнетательного ряда, и перемещением ее границ в направлении к добывающим рядам.

Типы блоковых систем заводнения

В зависимости от количества рядов добывающих скважин различают:

• Однорядную
• Трехрядную
• Пятирядную

Интенсивность

Интенсивность (w) – систем составляет:

• Однорядных 1:1
• Трехрядных – 1:3
• Пятирядных – 1:5

Виды неоднородности

• По напластованию (толщине)
• По площади

Основные недостатки законтурного и приконтурного заводнения

1. На крупных по площади месторождениях с числом рядов более 5 они оказывают слабое воздействие на центральную часть залежи.

2. Они не могут оказывать воздействие на отдельные участки пласта с пониженным давлением.

3. При применении этих заводнений значительная часть воды уходит за контур нефтеносности.

4. Не применимы для залежей неоднородных как по площади так и по пластованию.

Системы разработки нефтяных залежей с применением заводнения

6.1 Законтурное заводнение
6.2 Приконтурное заводнение
6.3 Внутриконтурное заводнение

Системы разработки нефтяных залежей • Система разработки месторождения – это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение углеводородов и попутных компонентов из залежей, и управление этим процессом. • Наиболее часто встречающиеся системы разработки – это системы с применением заводнения. • Основные виды систем разработки с применением заводнения: Законтурное Приконтурное Внутриконтурное

Блоковые (рядные) системы заводнения Область применения блокового заводнения: 1) применяются при любых размерах залежей; 2) с любой связью с законтурной зоной; 3) с различным спектром изменений проницаемости коллектора и вязкости нефти. Чем меньше подвижность (отношение проницаемости залежи к вязкости фильтрующейся жидкости), тем меньше ширина залежи, т.е. применяют более интенсивную систему заводнения. По залежам с более высокой гидропроводностью целесообразно осуществлять трехрядное заводнение, а затем дополнять очагами заводнения, при этом эффективность такого заводнения может приближаться к эффективности однорядной системы. Для залежей с наиболее благоприятными ФЕС, часто применяют пятирядную систему, но и здесь нужно предусматривать дополнительное разрезание залежи, применение очагов заводнения; 4) при разработке сильно неоднородных по толщине залежей; 5) с возможностью использования очаговых скважин для влияния на внутренние участки пласта. При выборе расположения нагнетательных скважин необходимо учитывать геологическое строение месторождения и литологическую характеристику пластов. Нагнетательные скважины не следует закладывать на участках пласта с малой проницаемостью и мощностью из-за малой приемистости скважины. Как правило расстояние между нагнетательными скважинами в ряду в два раза меньше, чем в добывающем ряду, так как закачиваемая вода должна влиять на два эксплуатационных поля. Основным недостатком блоковой системы заводнения является невозможность ее применения на сильно прерывистых, линзовидных пластах из-за вероятности попадания при разбуривании рядов в неэффективную зону пласта (отсутствие коллектора). А также слабое влияние закачки на центральные ряды добывающих скважин при многорядных ситстемах

Площадное заводнение Кроме блоковых систем заводнения широко используются внутриконтурные системы с площадным расположением скважин, которые являются более активными. Скважины располагают в соответствии с какой-либо определенной геометрической схемой. Различают 5-, 7-, 9-, 13-точечные системы Пятиточечная система Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Интенсивность W=1:1. Семиточечная система Элемент системы представляет собой правильный шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре, w = 0,5, т.е. на одну нагнетательную приходится две добывающие скважины. Девятиточечная система Элемент системы представляет собой квадрат с тремя добывающими скважинами на каждой стороне квадрата и нагнетательной скважиной в центре, w = 0,33. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3. Тринадцатиточечная система Элемент системы представляет собой шестиугольник с тремя добывающими скважинами на каждой стороне и нагнетательной скважиной в центре. Интенсивность w = 0,2, т.е. 1:5. Чем больше показатель w, тем выше интенсивность системы заводнения. Наиболее интенсивной является пятиточечная система площадного заводнения. Существуют обращенные площадные системы разработки.

Площадное заводнение Область применения площадного заводнения: в однородных залежах, а также в залежах, характеризующихся высокой неоднородностью по площади, т.е. прерывистых, линзовидных; в пластах с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью нефти, т.е. с коэффициентом подвижности ( )<0,05. Чем выше вязкость нефти, тем более плотная сетка скважин применяется. Воздействие залежей при площадном заводнении интенсивнее блоковой 5-рядной системы. При площадной системе заводнения можно обеспечить более высокий темп отбора при меньшем количестве скважин. Преимущество по сравнению с рядной – возможность более рассредоточенного воздействия на пласт.

Внутриконтурное заводненин • Из внутриконтурных систем заводнения нефтяных месторождений наиболее распространены: Блоковые (рядные) системы; Площадные; Очаговые; Барьерные; • При данных системах в отличии от предыдущих, закачка рабочего агента (воды) осуществляется в нефтяную часть залежи. • Интенсивность заводнения – отношение количества нагнетательных скважин к добывающим; показывает на какое количество добывающих скважин должна оказывать влияние одна нагнетательная скважина.

Барьерное заводнение При опережающей разработке нефтяной части пласта нефтегазовой залежи применяется особый вид заводнения – барьерное заводнение. Нагнетательные скважины барьерного заводнения отсекают газовую часть залежи от нефтяной. Препятствуют прорыву газа к забоям нефтяных скважин, смещению ГНК в нефтенасыщенную область. Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор в раза, по сравнению с разработкой без воздействия на пласт. Газодобывающие скважины используются для снижения давления в газовой шапке Скважины барьерного заводнения размещаются на внутреннем контуре газоносности.

Очаговое заводнение Очаговое заводнение применяют с начала разработки, небольших по размерам линзовидных или экранированных залежей имеющих сложное геологическое строение. Чаще всего в поздних стадиях разработки с целью добычи нефти в невыработанных участках залежи. При разработке залежей с внутриконтурным заводнением очаговое заводнение дополнительно применяют в тех случаях, когда на участках залежи происходит снижение пластового давления и отборов нефти в результате неоднородности залежей или изменений коллекторских свойств пласта.