Оптимальная технология разработки месторождения Уйглекуты с высоковязкими нефтями

Обоснование вида, параметров и давления нагнетания теплоносителя в пласт

ОПТИМАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ УЙГЛЕКУТЫ

С ВЫСОКОВЯЗКИМИ НЕФТЯМИ

А.Р. Габдуллина, М.Ю. Беспалов, И.С. Антипин

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы высоковязких тяжелых нефтей (более 30 мПа*с), так как их запасы в 5–6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости. Однако высоковязкие нефти на рынке стоят дешевле, относятся к категории низкосортных, и не многие российские компании готовы вкладывать значительные средства в разработку таких месторождений.

Помимо выше приведённой для данного месторождения были рассмотрены и другие технологии разработки залежей.

Циклическое воздействие – паротепловые обработки призабойных зон добывающих скважин по схеме: закачка пара в течение 30 дней, остановка для перераспределения пара в течение 15 дней и отбор жидкости в течение 45 дней. Затем цикл повторяется. Параметры пара: 240 °C, 2,2 МПа, су- хость 0,7. Основное требование: достаточная пластовая энергия, т.к. метод обеспечивает только снижение вязкости флюида в прискважинной зоне. Таким образом, данный метод будет неэффективен, чтобы компенсировать падение давления и обеспечить приемлемые дебиты.

Метод SAGD – парогравитационное воздействие. Его суть заключается в размещении двух скважин, нагнетательной и добывающей, в одной вертикальной плоскости. Основное требование: мощность пласта не менее 15 м, низкие депрессии для исключения быстрого прорыва пара, удвоение фонда скважин. Таким образом, данный метод будет неэффективен, так как увеличивается срок разработки, и не возможен на данном месторождении из-за небольшой толщины пласта.

CHOPS - добыча вспененной нефти с выносом песка. Основное требование: активный режим вспенивания нефти, достаточное количество газа в растворенном состоянии. Таким образом, данный метод будет неэффективен, так как на м/р Уйглеку-ты низкое начальное газосодержание – 10 м3/т, а в настоящее время газа практически нет.

На основании вышеизложенного, к реализации рекомендована разработка залежей площадной закачкой пара со следующими параметрами пара: температура 240 ° С, сухость 0,8 и давление нагнетания 2,2 МПа. После создания паровой оторочки требуемого размера с целью улучшения экономических показателей варианта разработки рекомендован перевод нагнетательных скважин под закачку не нагретой воды, которая будет продвигать ее по пласту в сторону добывающих скважин.

Таким образом, данный метод обеспечивает как поддержание пластового давления, так и прогрев пласта для снижения вязкости нефти. Так же имеется значительный опыт успешного применения метода на м/р аналогах. Но для оценки эффективности ГТМ в условиях месторождения предусматривается в период 2016-2018 гг. проведение опытных работ на одном участке. И лишь в случае подтверждения эффективности выбранных системы и технологии разработки предполагается их полномасштабное внедрение, в противном случае система и технологии должны быть пересмотрены.