Выбор системы разработки для месторождений вязкой нефти

Тюменский ИУ, г. Тюмень, Россия

ООО «РН-Юганскнефтегаз», г. Нефтеюганск, Россия

Исходя из целей и задач проектирования системы разработки для условий месторождений высоковязких нефтей, применяется наиболее распространенный подход с использованием опций теплового заводнения [1, 2, 4, 13]. 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 [3, 15, 16, 17].

Выбор базового варианта разработки пласта ПК1-3 Западно-Мессояхского месторождения на начальном этапе при нечетком представлении о геологическом строении и пластовых флюидов, процессах вытеснения, работе скважинного оборудования в пластовых условиях и в зоне многолетнемерзлых пород (ММП) осуществляют, исходя из следующих основных принципов [5, 6, 8, 11]. Предлагаемые технологические решения должны: максимально использовать накопленные промысловые и лабораторные данные, относящиеся к наиболее близким аналогам; обеспечить эволюционный принцип разработки на основе уточнения геологических данных, мониторинга разработки [9, 14, 18, 20].

Особенности поведения вязкой нефти усиливаются особенностями геологического строения и исходного фазового состояния флюидов пласта ПК1-3: наличием газовой шапки и подстилающей подошвенной водой; пониженной начальной нефтенасыщенностью и водонасыщенностью; низкой пластовой температурой [7, 12, 19, 21, 27].

Следует учитывать выбор агента вытеснения исходя из гидродинамических и физико-химических свойств коллекторов и флюидов. 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, 22, 25, 26].

Заводнение как стартовый способ разработки месторождений вязкой нефти может быть вполне эффективен на начальной стадии эксплуатации. 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. По международной классификации величина вязкости 100 сП соответствует границе между вязкими нефтями (нефтями средней вязкости) и высоковязкими нефтями [10, 23, 24].

Таким образом, на начальном этапе адекватный выбор системы разработки включает: плотную сетку скважин и их оптимальное размещение; достаточную приемистость нагнетательных скважин; полную компенсацию отбора жидкости; функциональную систему поддержания пластового давления; гибкость динамики заводнения.