Журналов:     Статей:        

Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016; : 64-69

Особенности разработки залежей сверхвязкой нефти западного склона Южно-Татарского свода

Нуреева Н. С., Аглиуллина Е. А., Петрова О. В., Шишкина Э. Э.

Аннотация

История разработки залежей сверхвязкой нефти (СВН) термическими методами в Татарстане связана с разработкой Мордово-Кармальского нефтяного месторождения и Ашальчинского поднятия Ашальчинского нефтяного месторождения. В статье проведен анализ опытно-промышленной разработки Ашальчинского поднятия, на котором реализуется технология парогравитационного и пароциклического воздействия в ПАО «Татнефть». Поскольку применение на залежи Ашальчинского месторождения технологий с закачкой пара, парогаза в вертикальные скважины в период 1989-2002 гг. не имело эффекта, с 2006 г. начато испытание технологии парогравитационного дренирования: эксплуатация парными горизонтальными скважинами (ГС), пробуренными параллельно одна под другой через 5 м, закачка пара ведется в верхнюю скважину, добыча нефти - из нижней скважины. Также на залежи применяется технология пароциклической добычи нефти на одиночных ГС по схеме «закачка пара -остановка на период термокапиллярной пропитки - добыча нефти». Опыт разработки Ашальчинского месторождения СВН и его результаты использованы при проектировании опытно-промышленной разработки четырех залежей СВН трех месторождений, расположенных поблизости от Ашальчинского в юго-восточном направлении. Использование технологии парогравитационного дренирования позволяет достичь высоких дебитов добывающих скважин. Технологическая эффективность пароциклических скважин намного ниже. Авторами рассчитан вариант разработки четырех залежей СВН по аналогии с Ашальчинским месторождением парными парогравитационными скважинами в зоне с нефтенасыщенной толщиной более 10 м и пароциклическими скважинами в зоне с меньшей нефтенасыщенной толщиной (но не менее 5 м). На Кармалинском месторождении основной фонд добывающих скважин составляют технологически более эффективные парогравитационные скважины. Максимальный среднегодовой дебит нефти по залежи выше, чем по другим месторождениям, удельный расход пара на 1 т добытой нефти ниже. Для повышения эффективности пароциклических скважин, используемых для вовлечения в разработку зон с нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, необходимо дальнейшее совершенствование технологии пароциклического воздействия в условиях месторождений СВН данного региона.
Список литературы

1. Хисамов Р.С., Султанов А.С., Абдулмазитов Р.Г., Зарипов А.Т. Геологические и технологические особенности разработки залежей высоковязких и сверхвязких нефтей. Казань: Фэн, 2010. С. 210-304.

2. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Н.Г. и др. Создание и промышленное внедрение комплекса технологий разработки месторождений сверхвязких нефтей. Казань: Фэн, 2011. 142 с.

3. Ибатуллин Р.Р., Амерханов М.И., Ибрагимов Н.Г. и др. Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласт на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2007. № 7. С. 40-42.

4. Хисамов Р.С., Абдулмазитов Р.Г., Зарипов А.Т., Ибатуллина С.И. Этапы освоения залежей битума в Республике Татарстан // Нефтяное хозяйство. 2007. № 7. С. 43-45.

Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2016; : 64-69

Aspects of development of extra-heavy oil fields on western slope of South-Tatarian arch

Nureeva N. S., Agliullina E. A., Petrova O. V., Shishkina E. E.

Abstract

Thermal methods of heavy oil reserves development in Tatarstan are associated with two fields-the Mordovo-Karmalskoye and the Ashalchinskoye fields. The paper presents analysis of pilot production using steam-assisted gravity drainage (SAGD) and cyclic steam stimulation (CSS) technologies. For the first time thermal flooding production methods including steam and steam-gas injection into vertical wells were attempted in 1989-2002 in the Ashalchinskoye field, however with little, if any, success. In 2006, pilot production using SAGD technology was launched. Pairs of parallel horizontal wells were drilled at a vertical distance of 5 m, with steam injected into the upper well and oil produced from the lower well. In single horizontal wells, cyclic steam stimulation method is used to produce oil-the wells are put through cycles of steam injection, soak, and oil production. The practices and the experience gained by the Company during pilot production of the Ashalchinskoye field was used to proceed to another pilot project, involving four heavy oil fields southeast of the Ashalchinskoye field. It is evident that the performance of SAGD-wells is much higher than the CSS-wells. The authors recommend a development scenario providing for SAGD-wells drilled in the areas with a net pay thickness more than 10 m and CSS-wells in thin productive zones (with a net pay thickness not less than 5 m). In the Karmalinskoye field, oil is mainly produced by SAGD-wells; the reservoir is characterized by better performance compared to neighboring fields, with higher average annual oil production and lower steam-oil ratio (SOR). To improve performance of CSS-wells in thin productive intervals, the steam stimulation technology must be matured to meet the reservoirs' conditions.
References

1. Khisamov R.S., Sultanov A.S., Abdulmazitov R.G., Zaripov A.T. Geologicheskie i tekhnologicheskie osobennosti razrabotki zalezhei vysokovyazkikh i sverkhvyazkikh neftei. Kazan': Fen, 2010. S. 210-304.

2. Takhautdinov Sh.F., Ibatullin R.R., Ibragimov N.G. i dr. Sozdanie i promyshlennoe vnedrenie kompleksa tekhnologii razrabotki mestorozhdenii sverkhvyazkikh neftei. Kazan': Fen, 2011. 142 s.

3. Ibatullin R.R., Amerkhanov M.I., Ibragimov N.G. i dr. Razvitie tekhnologii parogravitatsionnogo vozdeistviya na plast na primere zalezhi tyazheloi nefti Ashal'chinskogo mestorozhdeniya // Neftyanoe khozyaistvo. 2007. № 7. S. 40-42.

4. Khisamov R.S., Abdulmazitov R.G., Zaripov A.T., Ibatullina S.I. Etapy osvoeniya zalezhei bituma v Respublike Tatarstan // Neftyanoe khozyaistvo. 2007. № 7. S. 43-45.