По результатам анализа закачки горячей воды на данном участке и площадной закачки пара на соседнем участке ПТВ-3 сделан вывод о невысокой эффективности площадного вытеснения через систему вертикальных скважин.
Для повышения нефтеизвлечения рассмотрены варианты воздействия на пласт:
- через одиночную горизонтальную скважину (ГС) в случае применения ее в качестве паронагнетательной для постоянного и циклического режимов площадной закачки пара и применения ГС для пароциклических обработок (ПЦО);
- парой параллельно расположенных друг другу ГС, одна из которых нагнетательная, другая - добывающая.
Предусматривалось, что для первого случая ГС с длиной горизонтального ствола 200 м проводится на средний эксплуатационный объект в районе существующих очагов закачки и взамен их. Расчеты показали, что в рассмотренных гидродинамических условиях применение ГС под площадную закачку пара в постоянном режиме бессмысленно, поскольку, практически, весь пар уходит в ранее прогретые обводненные интервалы. Однако циклическая закачка пара в ГС позволяет при уменьшении на 4-10 % суммарной за период добычи нефти снизить объемы закачиваемого пара на 25-50 %.
Для исследования возможности использования ГС под ПЦО проведена серия расчетов, предусматривающих, что на опытном участке через существующие вертикальные скважины проводится закачка пара в постоянном режиме (300 т/сут), а из добывающих скважин ведется отбор жидкости (50 м3/сут). ГС проведена на средний объект с начальной вступительной температурой 25 0С, дебитами по жидкости 100 м3/сут, по нефти - 2 м3/сут. Цикл обработки скважины паром - 20 суток, темп закачки пара - 600 т/сут; цикл отбора с дебитом жидкости 100 м3/сут - до конца условного года.
В результате расчетов получено, что вступительный дебит ГС после ПЦО составил по нефти 20 м3/сут при обводненности 78 %, впоследствии наблюдается монотонное его снижение до 4 м3/сут.
Далее, в альтернативу традиционному варианту латерального вытеснения нефти паром вертикальными скважинами рассмотрены варианты инициализации парой ("дуплетом") горизонтальных скважин вертикального вытеснения нефти паром.
Горизонтальная паронагнетательная скважина проведена на средний эксплуатационный объект, добывающая горизонтальная - на верхний. Приемистость паронагнетательной скважины - 600 т/сут, дебит жидкости добывающей ГС - 200 м3/сут.
Расчеты показали, что такая технология позволяет за период 17 лет на 25 % увеличить накопленную добычу нефти (или, примерно, на 590 тыс.т).
По результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы:
1. Бурение ГС для площадного паротеплового воздействия в текущих условиях пермо-карбоновой залежи, особенно в зоне влияния теплового воздействия, связано с большим экономическим риском, который, однако, может быть уменьшен технологией циклической закачки пара.
2. ПЦО ГС в условиях зон высокой обводненности и практического отсутствия в продукции скважины нефти до обработки паром ее призабойной зоны позволит увеличить дебит ГС в несколько раз. Кроме того, в отличие от ВС, где количество обработок одного интервала не рекомендовано больше 3-4, в ГС мы наблюдаем, что и после 5 обработок эффект будет продолжаться. После прекращения эффекта от ПЦО скважина может быть переведена под площадную циклическую закачку пара с отключением существующих вертикальных очагов.
3. Не рекомендуется бурить ГС в зоне повышенных температур ни под закачку пара, ни под отбор нефти после ПЦО.
4. Проведенные исследования показали необходимость тщательного подхода к выбору участков заложения ГС. Кроме геофизических и гидродинамических исследований пробуренных скважин выбранного для ГС участка рекомендуется детальное геолого-гидродинамическое моделирование происходящих на нем процессов и подбор оптимальных параметров технологии для каждого конкретного участка, в силу различия текущих геолого-гидродинамических условий и техногенных факторов (наличия закачки, отборов, вскрытия объектов, состояния эксплуатационной колонны, цементного камня и др.).
Библиографическая ссылка
Буракова С.В., Тарасов Г.А. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ЧЕРЕЗ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ НА УЧАСТКЕ ОПЫТНЫХ РАБОТ ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Современные наукоемкие технологии. – 2005. – № 3. – С. 55-56;URL: https://top-technologies.ru/ru/article/view?id=22428 (дата обращения: 21.11.2024).