Обоснование эффективности системы разработки месторождений высоковязкой нефти

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

Обоснование эффективности системы разработки для месторождении высоковязкой нефти необходимо проводить с учетом следующих условий: фильтрационно-емкостных свойств пластов, физико-химических характеристик пластовых жидкостей, режимов работы пластов и скважин, результатов анализа разработки, степени выработанности и структуры остаточных запасов нефти, наличия агентов воздействия для реализации проектируемой системы, максимально возможного охвата воздействием пластов и т.д. [1, 2, 3]. Рациональным при размещении скважин на начальном этапе разработки является принцип, по которому геометрия первоначальной сетки выбирается равномерной для всей площади залежи. Равномерное по площади распределение добывающих и нагнетательных скважин обеспечивает «рассредоточенную» по площади систему воздействия на пласт [4, 5, 6].

Исходя из целей и задач проектирования и моделирования высоковязких нефтей с применением опций теплового заводнения применен общераспространенный подход в практике построения детальных секторных моделей, детальный анализ характерных участков.

Выбор базового варианта разработки Западно - Мессо-яхского месторождения на начальном этапе, соответствующем нечеткому представлению о геологическом строении пласта ПК 1.3 , физико - гидродинамических характеристиках продуктивных коллекторов и пластовых флюидов, процессах вытеснения, работе скважинного оборудования в пластовых условиях и в зоне многолетнемерзлых пород (ММП) следует осуществлять, исходя из следующих основных принципов. При анализе данных и выборе системы разработки необходимо учитывать особенности течения, фазового поведения и взаимодействия с породой вязких нефтей, приводящие в целом ряде случаев к противоречиям с логикой разработки месторождений легких нефтей [7, 8, 9].

Используемая для выбора способов разработки пласта ПК1-3 информация о физико - гидродинамических характеристиках продуктивных коллекторов и пластовых флюидов, процессах вытеснения, полученная в результате лабораторных исследований на керновом материале, должна сопоставляться с информацией, полученной в результате промысловых исследований и испытаний. Следует учитывать гидрогеологические, геокриологические, климатические, инфраструктурные, экономические и другие ограничения для реализации выбираемого сценария разработки. Выбор агента вытеснения, согласно общепринятому подходу, следует проводить, исходя из физико - гидродинамических и физико-химических свойств коллекторов и флюидов (как исходно насыщающих породу, так и закачиваемых в пласт). В идеальном случае для выбора эффективного агента вытеснения необходимо как минимум иметь: прямые лабораторные данные по вытеснению водой и рассматриваемым агентом нефти при пластовых термобарических условиях из протяженных естественных кернов месторождения, желательно на параллельных колонках с образцами, воспроизводящими в среднем неоднородность структуры пласта; промысловые данные по вытеснению нефти водой, позволяющие скорректировать фильтрационноемкостные свойства (ФЕС) коллектора, утраченные при отборе кернов, а также выявить крупномасштабные особенности коллектора (трещиноватость, неоднородности, анизотропию, структуру ВНК и т.п.), которые сложно или невозможно изучить на керновом материале.

Следовательно, как совокупность принципов выбора сценария разработки месторождения вязкой нефти на начальном этапе, так и методология выбора наиболее эффективных агентов вытеснения вязкой нефти приводят к выбору заводнения как стартового метода разработки пласта ПК1-3 ЗММ. При этом, продолжительность заводнения и его технологические параметры (температура и химический состав закачиваемой в пласт воды, размещение и тип скважин, динамика заводнения и т.п.) определяются как исходными геолого-физическими данными и гидродинамическими расчетами на их основе, так и получаемыми в процессе эксплуатации новыми геолого-физическими данными, а также текущими показателями разработки месторождения [10, 11, 12].

Заводнение как способ разработки месторождений вязкой нефти может быть вполне эффективен на начальной стадии эксплуатации. Его особенностью является длительное извлечение нефти до конечного КИН 15-50 % (в зависимости от вязкости нефти) при высокой обводненности продукции после прорыва воды в скважины. При вязкости нефти порядка 100 сП, характерной для Мессояхских месторождений, достижимый конечный КИН может составлять 30-40%. Однако длительная эксплуатация месторождения при высоких уровнях обводненности в условиях падающей добычи нефти экономически не всегда целесообразна. При плотности нагнетательных скважин 1/10 га, их приемистости порядка 100 м3/сут, эффективной нефтенасыщенной толщине пласта 10 м и пористости 30 % соответствующий период разработки с учетом динамики разбуривания месторождения составляет 10-15 лет. Вероятность успешности заводнения определяется величиной вязкости нефти и параметрами системы заводнения [13, 14].

Проблема горячего заводнения состоит в существенном отставании теплового фронта от фронта вытеснения нефти водой, так что к моменту разогрева пластовых флюидов период эффективности заводнения уже завершен даже для нового, более низкого значения вязкости нефти. Для пласта ПК1-3 ЗММ проблема отставания теплового фронта усугубляется в силу: малых нефтенасыщенных толщин; мощного подстилающего водоносного горизонта; повышенной начальной водонасыщенности коллектора; низкой пластовой температуры. С учетом относительно небольшого снижения вязкости нефти ЗММ при температуре горячей воды (100 – 200 °C) эффективность горячего заводнения пласта ПК1-3 должна определяться для каждого конкретного участка месторождения с использованием гидродинамического моделирования.

Суммируя вышеизложенное, заключаем, что выбор в качестве агента вытеснения на начальном этапе разработки воды с температурой на забое нагнетательных скважин не ниже пластовой с применением методов гидродинамического и физико-химического регулирования течения флюидов, а на более позднем этапе разработки – растворов полимеров, щелочей или иных композиций является обоснованным. В качестве расчетных вариантов для проекта пробной эксплуатации следует выбрать заводнение пласта пилотного участка: водой с пластовой температурой; горячей водой с температурой 150 °C; полимерное заводнение с вязкостью раствора полимера 10 сП или более. Расчеты вариантов полимерного заводнения следует в полном объеме провести повторно на этапе ОПР после уточнения геологического строения пласта ПК1-3, физико - гидродинамических характеристик коллекторов и пластовых флюидов на пилотном участке.