Создание и исследование комплекса технологий для эффективной разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти с применением термического воздействия на продуктивный пласт

• Автор: Зарипов, Азат Тимерьянович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2015
• Место защиты: Бугульма
• Количество страниц: 203 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ
ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
1.1 Ресурсная база тяжелой высоковязкой нефти и природных битумов
1.2 Состояние изученности нефтеносности пермских отложений
1.3 Геологические особенности строения скоплений пермских
углеводородов
1.4 Геолого-промысловая характеристика и геологические особенности строения уфимского нефтеносного комплекса
1.5 Физико-химические свойства тяжелой нефти и пластовых вод
Выводы по главе
2 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ
МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН ТЕРМИЧЕСКИМИ
МЕТОДАМИ
2.1 Результаты опытно-промышленных работ по термическим методам
разработки залежи тяжелой нефти Мордово-Кармальского месторождения
2.1.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия
2.1.2 Эффективность технологии паровоздушного воздействия
2.1.3 Эффективность технологии парогазового воздействия
2.1.4 Эффективность технологии комплексного воздействия
2.1.5 Эффективность применения внутрипластового горения
2.2 Результаты опытно-промышленных работ по тепловым методам
разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения
2.2.1 Эффективность технологии паротеплового воздействия

2.2.2 Эффективность технологии парогазового воздействия
2.3 Первый опыт применения горизонтальных скважин на
мелкозалегающей залежи тяжелой нефти
Выводы по главе
3 СОЗДАНИЕ ОСНОВ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
3.1 Проблемы разработки мелкозалегающих месторождений тяжелой
нефти Республики Татарстан и пути их решения
3.2 Опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского
месторождения с применением горизонтальных скважин
3.3 Выявление особенностей эксплуатации пар горизонтальных
скважин, вскрывших водонасыщенный интервал
3.4 Оптимизация параметров процесса вытеснения тяжелой нефти
теплоносителями на примере шешминского горизонта Ашальчинского месторождения
3.4.1 Размещение парных горизонтальных скважин
3.4.2 Влияние основных геолого-физических параметров пласта на
технологические показатели
3.4.3 Влияние давления нагнетания на динамику добычи тяжелой нефти
3.5 Определение оптимальной толщины продуктивного пласта при
размещении парных горизонтальных скважин
3.6 Обоснование комбинированной системы разработки
3.7 Изучение режима эксплуатации пароциклической горизонтальной
скважины в условии залежи с низкой собственной энергией
3.8 Анализ влияния направления разбуривания горизонтальными
скважинами на эффективность выработки запасов
Выводы по главе
4 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОДГОТОВКИ И РАЗБУРИВАНИЯ
МЕ ЛКОЗ А ЛЕГ АЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ

4.1 Последовательность работ для обеспечения эффективных условий
добычи
4.2 Основные принципы размещения горизонтальных скважин при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах
тяжелой нефти
Выводы по главе
5 ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ ПУТЕМ УПЛОТНЯЮЩЕГО
БУРЕНИЯ НА ОСНОВЕ ВЫЯВЛЕННЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
5.1 Предпосылки образования застойных зон
5.2 Влияние градиента температуры на эффективность разработки
месторождений тяжелой нефти горизонтальными скважинами на примере залежи Ашальчинского месторождения
5.3 Анализ эффективности оптимизации разработки путем
уплотняющего бурения
Выводы по главе
6 СНИЖЕНИЕ ЭНЕРГОЕМКОСТИ ТЕХНОЛОГИИ
ПАРОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ
6.1 Потенциальные возможности совершенствования горизонтальных
технологий при реализации тепловых методов добычи тяжелой нефти
6.2 Использование углеводородных растворителей
6.3 Использование высокотемпературных теплоносителей
Выводы по главе
7 ОЦЕНКА КОНЕЧНОГО КОЭФФИЦИЕНТА
НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ АШАЛЬЧИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
Выводы по главе

- в центральную скв. 23 производилась закачка пара с воздухом;
- из всех добывающих скв. 21, 25, 111, 114 велся отбор продукции;
- через 7 суток скв. 23 останавливалась на термокапиллярную пропитку;
- для создания термогидродинамической связи и увеличения охвата по площади добывающие скв. 21, 25, 111 и 115 переводились под закачку пара с воздухом, одновременно нагнетательная скв. 23 переключалась на отбор продукции.

, 102г^
'io 6102в

15.2^ О

'О '-'10.
Рисунок 2.3 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин с расположением опытных участков Северного участка
Накопленная закачка на участке составила 31,9 тыс. т пара и 1,8 млн. м3 воздуха. Всего отобрано 1,6 тыс. т жидкости и 0,8 тыс. т нефти (плотность 953 кг/м3, вязкость 1191 мПа-с). Обводненность продукции - 53,3 %. Наибольший объем (60,5 %) от суммарной добычи участка обеспечен скв. 21, остальная часть -преимущественно скв. 23, 111,114. Велся контроль состава газа. Содержание С02 изменялось от 1,8 до 17,4 % объёмных, 02 - от 0,2 до 18,6 % объёмных. Наибольшая температура плюс 209 °С отмечена в скв. 23. Паронефтяное отношение составило 41,9 т, удельный расход воздуха - 2,3 тыс. м3.
Ввиду низкого качества вырабатываемого пара и нерегулярной её закачки обработка пласта проводилась практически горячей водой, что сказалось на ре-