В статье рассматриваются проблемы разработки месторождений с высоковязкой нефтью в Западном Казахстане. Авторами анализируются физико-химические свойства нефти, технологические параметры разработки и эффективность термических методов воздействия. Особое внимание уделяется применению технологии парозаводнения на месторождении Каражанбас, а также выявлению факторов, влияющих на снижение эффективности данного метода. В качестве альтернативных решений предлагается внедрение технологии внутрипластового горения и метода прогрева пласта в скважинах с дуальной системой стволов.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, парозаводнение, внутрипластовое горение, дуальная система, термобарическое воздействие, насосы, эффективность разработки.
В Западном Казахстане к сложным и высоковязким месторождениям относятся Узень, Жетыбай, Каражанбас, Каламкас, Северные Бузачи и отдельные зоны Тенгиза. Эти месторождения характеризуются высокой вязкостью нефти, низкой проницаемостью коллекторов, а также повышенным содержанием серы, парафинов и смол, что существенно осложняет их разработку. На месторождении Узень, наряду с высокой вязкостью нефти, наблюдается сложная структура пласта, что делает необходимым использование методов заводнения и химических реагентов. Особо можно отметить, что нефть месторождения Каражанбас обладает вязкостью, превышающей 1000 мПа·с при пластовой температуре, что требует применения тепловых методов интенсификации добычи, таких как циклическое паронагнетание и парогравитационный дренаж [1].
Месторождение Каражанбас представляет собой сложный нефтегазовый объект, характеризующийся высокой вязкостью нефти, наличием асфальтенов, смол и парафина, а также сложными условиями разработки. Потенциальные объекты строительства и эксплуатации скважин с дуальной системой стволов сосредоточены в пределах восточного участка, где нефть может проявлять свойства неньютоновской жидкости в пористой среде. Для расчёта производительности таких скважин в условиях неизотермической фильтрации правомерно использовать математическую модель, учитывающую возможность неньютоновского поведения углеводородов. Входные данные должны включать компонентный состав и физико-химические свойства нефти, а также результаты лабораторных исследований её реологических параметров [2]. Следует отметить, что подобный подход редко используется в стандартных процедурах гидродинамического моделирования.
Каражанбасское месторождение было открыто в 1974 году в результате бурения разведочной скважины К12, когда из нижнемеловых пластов поступил значительный приток нефти. Нефтегазоносность месторождения установлена в среднеюрских и нижнемеловых отложениях. В нижнемеловых отложениях выделяются пласты А1, А2, Б, В, Г, Д1 и Д2, а в среднеюрских продуктивные горизонты представлены Ю-I, Ю-II и Ю-III. В пределах горизонта Ю-I выделено два самостоятельных резервуара (средний и нижний), а в горизонте Ю-II — основной пласт и подстилающий линзовидный пласт. Продуктивный горизонт Ю-III был выявлен в 2019 году на основании данных эксплуатационных скважин, пробуренных на западном поднятии структуры.
Все продуктивные горизонты объединены в четыре объекта разработки: I объект включает залежи нефти пластов А1, А2, Б и В; II объект — залежи пластов Г и Д1; III объект охватывает пласт Д2, а также горизонты Ю-I (верхний, средний и нижний пласты) и Ю-II (основной и линзовидный); IV объект — продуктивный пласт Ю-III. Коллекторы горизонта Ю-III характеризуются трещиноватостью, тогда как остальные горизонты представлены пористыми коллекторами.
На месторождении Каражанбас активно применяется метод термозаводнения, включающий постоянную закачку пара в продуктивные пласты восточного участка I, II и III объектов. По состоянию на 01.01.2021 года на восточном участке функционируют 409 нагнетательных скважин, из которых 281 скважина (99,3 % фонда) активно эксплуатируется. В бездействующем фонде остаются две скважины (0,7 %). Из действующих нагнетательных скважин 98 (34,8 %) расположены на I объекте, 92 (32,7 %) на II объекте и 91 (32,3 %) на III объекте [3].
Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2021 г. представлена в таблице 1.
Таблица 1
Характеристика фонда скважин Восточного участка м.Каражанбас
|
Наименование |
Категория скважин |
Количество скважин по объектам |
|||
|
I |
II |
III |
Итого |
||
|
Паронагревательные |
действующие |
98 |
92 |
91 |
281 |
|
бездействующие |
1 |
1 |
0 |
0 |
|
|
Итого |
99 |
93 |
91 |
283 |
|
I объект разработки вскрыт 4215 скважинами, из которых 73 пробурены после пересчета запасов [3]. Восточный участок залежи блока Iе расположен в пределах зоны между областью отсутствия коллекторов и тектоническими разломами F21 и F6.
Эксплуатация Восточного участка I объекта ведется с июля 2000 года, а с мая 2010 года здесь применяется технология поддержания пластового давления (ППД) путем закачки пара. Этот метод реализуется в восточной части и прилегающих зонах северного сегмента участка, где скважины размещены по девятиточечной сетке с межскважинным расстоянием 150×150 м. В западной части с апреля 2013 года осуществляется поддержание пластового давления посредством закачки воды.
В настоящее время на данном участке задействованы 679 скважин, среди которых: 536 добывающих, 103 нагнетательные (в том числе 97 паронагнетательных и 5 водонагнетательных). В ходе анализа зафиксировано снижение пластового давления в 48 скважинах, что на 18 больше по сравнению с показателями 2019 года.
Рис. 1. График изменения вязкости пластовой нефти по годам в различных зонах воздействия. Восточный участок — закачка пара, зона сочленения — закачка пара и закачка воды
Рис. 2. Динамика основных технологических показателей разработки I объекта Восточного участка
По состоянию на 01.01.2021 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин I объекта Восточного участка насчитывает 517 единиц, а нагнетательных — 89 единиц. В период с 2016 по 2020 гг. среднесуточные дебиты нефти варьировались в диапазоне 4–2,7 т/сут, а жидкости — 17–18 т/сут. Уровень обводненности за данный временной интервал составил 78–85,2 %, при этом приемистость скважин колебалась в пределах 58,9–76,1 м³/сут, а коэффициент компенсации закачки изменялся в диапазоне 13–68 %. Паронефтяной фактор в этот период варьировался в пределах 2,6–4,1 (рис. 2).
Анализ динамики изменения показателей разработки свидетельствует о том, что дебит жидкости на протяжении рассматриваемого периода оставался относительно стабильным, тогда как обводненность возросла с 77,8 % до 83,8 %, а среднесуточные дебиты нефти снизились с 4,1 до 2,7 т/сут. Одновременно с этим наблюдается увеличение коэффициента компенсации закачки с 55 % до 57,8 %, что указывает на снижение эффективности технологии паронагнетания.
Снижение эффективности термического воздействия обусловлено рядом факторов: ухудшение качественных характеристик закачиваемого теплоносителя; неравномерность распределения теплового воздействия в пластах; постепенное истощение углеводородных запасов; возможное развитие процессов промывки порового пространства, приводящее к изменению фильтрационно-емкостных свойств пород.
Таким образом, выявленные тенденции свидетельствуют о необходимости оптимизации технологии закачки пара с учетом влияющих факторов для повышения эффективности разработки залежи.
При уменьшении объемов закачки пара в пласт с целью обеспечения равномерного извлечения запасов нефти рассматривается возможность внедрения технологии внутрипластового горения. В качестве альтернативного метода термического воздействия предлагается использование технологии прогрева пласта непосредственно в скважине с применением дуальной системы стволов [4].
Для обеспечения стабильного теплового баланса при разработке месторождений с высоковязкой нефтью предлагается использовать метод вскрытия продуктивного пласта посредством вертикальных скважин с последующим бурением дополнительного бокового ствола (БС). Оба ствола (вертикальный, так и боковой) раскрывают один и тот же нефтенасыщенный пласт, что способствует более эффективному извлечению углеводородов. Внутри скважины размещается компоновка глубинно-насосного оборудования, представленный на рисунке 3.
Рис. 3. Вскрытие пласта скважиной с дуальной системой стволов, насос располагается в боковом стволе: 1 — вертикальный ствол; 2 — боковой ствол
В предлагаемой технологии вертикальный ствол (ВС) обеспечивает доступ к пласту для периодического разогрева нефтесодержащих пород, тогда как основная добыча углеводородов осуществляется через боковой ствол. Разогрев продуктивного пласта рекомендуется проводить методом термобарического воздействия.
Опыт эксплуатации аналогичных залежей показывает, что в боковые стволы с эксплуатационной колонной диаметром 102 мм спускают штанговые вставные насосы (29 и 32 мм) и невставные (32 и 44 мм), а при диаметре 114 мм — все типы насосов [5]. Однако значительные изгибающие нагрузки, образование водонефтяных эмульсий и наклонные участки осложняют эксплуатацию, снижая эффективность оборудования.
Для эффективной эксплуатации продуктивных пластов при реализации термобарического воздействия в скважинах с дуальной системой стволов наиболее целесообразно использование компактных электроцентробежных и винтовых насосов, обладающих высокой производительностью и адаптированных к условиям высокотемпературной среды. Перспективным направлением является внедрение системы Colibri ESP — инновационной насосной установки, монтируемой на грузонесущем кабеле, что исключает необходимость подъема насосно-компрессорных труб (НКТ) при обслуживании оборудования. Это решение позволяет значительно сократить эксплуатационные затраты, минимизировать временные затраты на обслуживание и повысить эффективность разработки месторождения в условиях сложных геолого-технических условий.
Литература:
- Анализ разработки месторождения Каражанбас по состоянию на 01.01.2017 г. — ТОО «КазНИПИмунайгаз». — 2017 г. Том 1. — С. 283.
- Липаев, А. А. Разработка месторождений тяжёлых нефтей и природных битумов / А. А. Липаев — М.: Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2013. — 484 с.
- Чурикова, Л. А. Эффективность технологии внутрипластового горения на месторождении Каражанбас / Л. А. Чурикова, С. З. Ахметжан, Г. Е. Калешева, М. Б. Полозов // Нефть и газ: научно-технический журнал — 2023. — № 1 (133). — С. 66–80. ISSN 1562–2932 (Print), ISSN 2708–0080 (Online) http://neft-gas.kz/magazin/product/zhurnal-no-1–2023-god.
- Аглиуллин, М. М. Разработка и внедрение термобарохимического метода увеличения продуктивности нефтегазовых скважин / М. М. Аглиуллин, В. М. Абдуллин. М. М. Абдуллин, С. А. Курмаев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». — 2004. — С. 1–19.
- Астафьев, В. И. Прогрев пласта в скважине с дуальной системой стволов и интенсификация добычи высоковязкой нефти / Астафьев В. И., Ольховская В. А., Губанов С. И. // Нефт. хоз-во. — 2016. — № 2. — С. 66–69.
