На месторождении сверхвязкой нефти РТ оценена возможность применения технологии SAGD

В последнее десятилетие наблюдается устойчивая тенденция истощения запасов легких нефтей девонского комплекса на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Это обстоятельство в будущем требует ввода в разработку альтернативных источников углеводородного сырья – тяжелых и сверхвязких нефтей (СВН), приуроченных к различным возрастным интервалам осадочной толщи. Утвержденные и разведанные запасы СВН на территории РТ составляют по разным источникам от 1,5 до 2-3 млрд. тонн.

Однако технология выработки запасов на месторождениях СВН отличается от технологии добычи легких нефтей по следующим причинам:

  1. Высокой вязкости нефти (от 300 до 10000 сПз). Для сравнения вязкость легких нефтей - от 5 до10 сПз; пресной воды -1 сПз.
  2. Значительной неоднородности пород-коллекторов, содержащих запасы СВН.

      Из существующих ныне технологий выработки запасов СВН, наиболее эффективным является метод парогравитационного дренажа (SAGD), который успешно применяется и дает хорошие результаты на экспериментальном Ашальчинском месторождении уже более 15 лет. Суть метода заключается в следующем: на нефтяной пласт бурится пара горизонтальных скважин в 5 м друг от друга по высоте. Первая (сверху) для закачки перегретого пара в нефтяной пласт с целью создания паровой камеры (Steam Chamber) и разжижения СВН; вторая (снизу) - непосредственно для добычи разжиженной сверхвязкой нефти.

Рис. Схема положения подающей пар и добывающей скважины в битумном пласте

 

Однако для успешного заложения пары горизонтальных скважин нужно знать изменение толщины пласта и распределение коллекторских свойств на территории месторождения, так как основные факторы успешности применения данной технологии – высокая толщина пласта и его хорошая вертикальная проницаемость.

Коллективом лаборатории геологического и экологического моделирования совместно с сотрудниками кафедры геологии нефти и газа ИГиНГТ КФУ изучено распределение коллекторских свойств битумного пласта как по разрезу так и по площади распространения. Установлено, что наилучшие участки с высокой проницаемостью, пористостью и нефтенасыщенностью – это центральные области локальных поднятий; причем прослеживается тенденция увеличения проницаемости в направлении от периферии к центру. Отсюда следует, что наилучшее направление для заложения пары горизонтальных скважин будет выгодным от периферии к центру залежи. При этом учитывается, что толщина пласта коллектора также увеличивается от краевых зон к центру залежи.

В Татарстане открыто и числятся на Государственном балансе более 200 месторождений СВН; и каждое имеет свои характерные особенности (геологическое строение, неоднородность пласта-коллектора, изменение толщины коллектора в пространстве, вязкость нефти и т.д.). Для успешного применения SAGD нужно изучать каждое месторождение в отдельности, так как у этого метода есть свои ограничения.

         Подробнее с результатами исследования можно ознакомиться в статье: Хазиев Р.Р., Андреева Е.Е., Баранова А.Г., Анисимова Л.З., Вафин Р.Ф., Салахова М.Ф. Оценка возможности применения технологии SAGD на месторождении СВН Республики Татарстан // Экспозиция нефть газ. – 2018. – №2(62). – С.28-32 (ВАК)

Количество просмотров материалов
324386

Сейчас 19 гостей и ни одного зарегистрированного пользователя на сайте

Copyright 2011. Free joomla templates |photoshop brushes