1 Технико-технологическая часть
Условия разработки месторождений с тяжелыми и высоковязкими нефтями
Для разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов используются различные методы, применимость которых зависит от геологического строения и условий залегания пластов, физико–химических свойств пластового флюида, состояния и запасов углеводородного сырья, климато-географических условий, наличия инфраструктуры и других факторов.
К настоящему моменту проведено большое количество исследований по разработке месторождений с высоковязкими нефтями и битумами, испытаны и используются на промыслах технологии бурения с применением системы горизонтально-наклонных скважин. Однако недостаточно проведены научно-исследовательские работы, связанные с разработкой месторождений высоковязких нефтей на Северо-Востоке страны, где преобладают многолетнемерзлые породы. Многолетнемерзлые породы имеют существенные отличия от пород, расположенных в районах с умеренным климатом: сложный рельеф местности, относительно небольшая глубина и высокая изменчивость залегания полезных ископаемых, малая мощность продуктивного пласта, низкий уровень геологической изученности района. Климатические условия региона, в котором мощность распространения многолетней мерзлоты составляет порядка 120-600 м, также являются весьма жесткими.
В большинстве случаев коллекторы месторождений высоковязких нефтей и природных битумов на территории Якутии представлены карбонатными кавернозно-порово-трещинными породами, характеризующимися достаточно высокими емкостными свойствами. Значения открытой пористости в среднем составляют 5-20%. Вязкость в пластовых условиях для месторождений тяжелой нефти составляет от 20 мПас до величин вязкости природного битума (9000 мПас).
При разработке месторождений ВВН и ПБ в условиях криолитозоны бурение горизонтальных скважин с применением углеводородных растворителей является единственной альтернативой закачке пара. Также этот способ добычи может быть эффективен для залежей, залегающих на небольших глубинах от поверхности. Однако актуальной задачей остается подбор наиболее оптимального растворителя для применения при разработке месторождений ВВН и ПБ в условиях криолитозоны.
В настоящее время на практике применяются различные нефтяные растворители, смеси метановых и ароматических углеводородов, а также их композиции с другими растворителями.
Использование растворителей при разработке месторождений высоковязкой нефти имеет следующие преимущества: высокий коэффициент нефтеизвлечения, экологичность по сравнению тепловыми методами с использованием пара, снижение вязкости высоковязкой нефти, снижение напряжения сдвига, изменение ее тиксотропных свойств. Также растворители обладают достаточно высокой растворяющей способностью, облегчают транспортировку высоковязкой нефти и не требуют сложных устройств по их отделению от нефти, эффективны для борьбы с выпадением асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) в используемом оборудовании.
К минусам применения некоторых растворителей можно отнести их негативное влияние на асфальтены, которые содержатся в высоковязкой нефти и природном битуме в большом количестве, что способствует активному выпадению АСПВ в пласте или призабойной зоне пласта.
Современные методы повышения нефтеотдачи значительно более сложные и дорогостоящие, чем традиционные. При применении этих методов в пластах происходят очень сложные процессы: фазовые переходы, химические реакции и превращения веществ, капиллярные и гравитационные процессы и др. Эти процессы пока недостаточно изучены и требуют специальных фундаментальных исследований. Успешное применение этих методов возможно только на основании научно обоснованных проектов, для выполнения которых необходимы детальные знания особенностей геолого-физической характеристики объекта, знание механизма процессов, происходящих в пласте и роли этих процессов в нефтеизвлечении.
Внедрение новых методов должно проходить ряд следующих этапов.
1. Детальное изучение особенностей геологического строения залежи (особенно трещиноватости), коллекторских, фильтрационных и физико-химических свойств пластовой системы, распределение нефте-водонасыщенностей для создания максимально точной геологической модели.
2. Анализ истории разработки месторождения и текущей промысловой характеристики разрабатываемых площадей (пластового давления, обводнённости, характера и степени выработки пластов и их фильтрационных параметров).
3. Лабораторные исследования физической сущности происходящих в пласте процессов при различных видах воздействия на пласт, а также влияния температуры и давления на эффективность их проявления.
4. Подготовка геолого-фильтрационных моделей и численное моделирование различных вариантов разработки залежи.
5. Выбор технологий, основанных на максимальном учёте геолого-промысловой характеристики залежи и использовании наиболее эффективных факторов, повышающих нефтеотдачу пласта.
6. Проведение промысловых пилотных испытаний возможных технологий разработки залежи на представительных участках залежи минимального масштаба для доказательства качественного эффекта и выбора наилучших технологий.
7. Уточнение геолого-фильтрационных моделей путём их адаптации к фактическим данным разработки опытных участков.
8. Составление технологической схемы опытно-промышленных работ по испытанию и оценки технико-экономической эффективности выбранных технологий. 9. Анализ результатов опытно-промышленных работ.
10. Составление технологической схемы разработки всей залежи.
При разработке небольших залежей возможно составление технологической схемы разработки всей залежи сразу после пилотных испытаний. Принцип поэтапного испытания и внедрения методов повышения нефтеотдачи на крупных месторождениях, особенно со сложной геологической характеристикой, позволяет максимально точно учесть особенности геологофизической характеристики объекта.