К оглавлению

УДК 622.276.55

Интенсивность разработки Ярегского месторождения термошахтным методом

Ю.В. ЧЕРНЯКОВ, В.С. СУКРУШЕВ (Яреганефть), В.С. МЕЛИК-ПАШАЕВ, В.П. ТАБАКОВ (ВНИИ)

Ярегское нефтяное месторождение расположено в Коми АССР. Основной объект его разработки - III горизонт девонских отложений. Залежь расположена на глубинах 170-250 м, содержит окисленную тяжелую нефть плотностью 0,945 г/см³ и вязкостью 15 тыс. мПа-с.

Среди объектов шахтной добычи нефти месторождение отличается широтой проводимых здесь научно-исследовательских и экспериментальных работ, а также масштабами применения различных методов шахтной разработки. Первая шахтная нефть была получена в сентябре 1939 г. Термошахтная разработка Ярегского месторождения ведется более 10 лет тремя нефтяными шахтами.

В наиболее длительной разработке находятся блоки I и II. Блок I является первым объектом, на котором было испытано паротепловое воздействие в условиях нефтяных шахт с целью увеличения нефтеотдачи. Была принята двухгоризонтная система, при которой пар закачивается через плотную сетку нагнетательных скважин, пробуренных с надпластового горизонта, размещенного на 10-20 м выше кровли продуктивного пласта, а отбор нефти производится через пологовосходящие добывающие скважины, пробуренные из галереи, расположенной в нижней части пласта.

Закачка пара была начата в 1969 г. на участке площадью 10 тыс. м². По мере получения положительных результатов площадь опытного участка расширялась и была доведена до 85 тыс. м².

По состоянию на 1/1 1983 г. на площади блока I пара было закачано 1,17 порового объема пласта. При среднем удельном расходе пара 3 т на добычу 1 т нефти нефтеотдача возросла в 8 раз по сравнению с достигнутой ранее на этой площади при шахтной разработке на естественном режиме (табл. 1).

Блок II является вторым участком, на котором подтвердилась высокая эффективность термошахтной разработки. Площадь блока 176 тыс. м², из них 118 тыс. м² с 1970 г. прогреваются и эксплуатируются, а 58 тыс. м² были введены под закачку пара только в конце 1974 г.

На площади блока II по состоянию на 1/1 1983 г. в пласт закачано пара 0,7 порового объема пласта.

Нефтеотдача в среднем по площади блока увеличилась в 11 раз по сравнению с нефтеотдачей на естественном режиме шахтной разработки.

Блок III площадью 139 тыс. м² разрабатывается, как и вышеописанные блоки, по двухгоризонтной системе. С 1977 г. на площади блока закачано пара 0,57 порового объема пласта. Удельный расход пара 2,14 т/т. Нефтеотдача по сравнению с нефтеотдачей на естественном режиме увеличилась в 5,7 раза.

Продуктивный III горизонт Ярегского месторождения отличается различной степенью геологической неоднородности, которая проявляется в изменчивости коллекторских свойств пласта, толщины и расчлененности его как по площади, так и по разрезу [2]. Залежь подстилается подошвенной водой, а порода-коллектор характеризуется трещиноватым строением.

Влияние геологической неоднородности на показатели разработки изучалось многими исследователями [1,3, 4]. В данной статье рассматривается залежь тяжелой нефти.

Для определения влияния неоднородности пласта на нефтеотдачу построены графики. На рис. 1 видно, что с ростом коэффициентов расчлененности нефтеотдача за один и тот же период разработки уменьшается. С уменьшением доли непроницаемых линз и прослоев аргиллита в общем объеме нефтенасыщенной части залежи и увеличением коэффициента песчанистости нефтеотдача по блокам возрастает.

Анализ показывает, что при приблизительно равных коэффициентах неоднородности пласта по блокам I и II при закачке пара соответственно 0,894 и 0,565 порового объема нефтенасыщенного пласта нефтеотдача по блоку I выше, чем по блоку II. Это увеличение нефтеотдачи обусловлено геологическими и технологическими факторами. В более однородном пласте на площади блока III при прокачке того же количества пара, что и на площади блока II (0,565 порового объема), за первые 6 лет разработки нефтеотдача в 2,8 раза превышала нефтеотдачу, полученную на площади блока II. Таким образом, интенсивность термошахтной разработки существенно зависит от неоднородности пласта: при прочих равных условиях текущая нефтеотдача по блокам изменяется в 2-2,8 раза. Неоднородность геологического строения значительно влияет на конечный коэффициент нефтеотдачи (табл. 2).

Определение коэффициента извлечения нефти при разработке термошахтным способом производилось тремя методами:

1. путем лабораторного исследования керна по установлению степени вытеснения нефти при тепловом воздействии методами капиллярной пропитки и гидродинамического вытеснения;

2. по результатам определения остаточной нефтенасыщенности в керне оценочных скважин;

3. методом материального баланса на участках, охваченных промышленной термошахтной разработкой.

Эти определения убедительно доказали высокую эффективность термошахтной разработки залежи с высоковязкой нефтью. По данным осуществляемой в настоящее время термошахтной разработки трех опытных участков, имеющих несколько отличные геолого-физические характеристики пласта, извлечение нефти за счет прогрева пласта в 5,7-11 раз выше, чем на естественном режиме разработки. Разработка блока II в настоящее время прекращена, так как с ростом обводненности продукции прирост коэффициента нефтеотдачи был незначительный.

Блок III имеет более однородное строение и лучшие геолого-физические характеристики строения по сравнению с блоками I и II, в результате чего показатели его разработки уже в настоящее время выше, а конечный коэффициент нефтеотдачи, надо полагать, будет более высоким.

О возможности повышения коэффициента извлечения нефти свидетельствуют также новые данные, полученные по оценочной скважине, пробуренной на площади блока III.

Таким образом, практика длительной эксплуатации блоков I и II подтверждает, что при разогреве пласта можно значительно увеличить нефтеотдачу по сравнению с разработкой на естественном режиме. Достижение такого нефтеизвлечения в блоке III, обладающем относительно однородным строением, реально. Достижение высокого нефтеизвлечения по блокам, характеризующимся коэффициентами неоднородности, аналогичными коэффициентам в блоках I и II, возможно при условии равномерной выработки запасов. Как показывают данные оценочных скважин, пробуренных при термошахтной разработке залежей (рис. 2), остаточная нефтенасыщенность пласта увеличивается от кровли к подошве пласта. Это свидетельствует о преимущественном распространении теплоносителя по верхней части пласта, а также о неравномерной выработке запасов в связи с неоднородным строением пласта.

Проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы.

1. Опыт тремошахтной разработки Ярегского месторождения показывает, что применение паротеплового воздействия на залежи тяжелых, высоковязких нефтей дает возможность резко увеличить нефтеотдачу и эффективно разрабатывать подобные месторождения.

2. Полученные результаты наглядно свидетельствуют о влиянии неоднородности строения пластов на такие показатели разработки, как коэффициент нефтеотдачи и темпы отбора нефти.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Мелик-Пашаев В.С. Современная оценка геологической неоднородности пластов в практике разработки нефтяных месторождений. Обзор. Сер. Нефтегаз, геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1973.

2. О системах разработки Ярегского месторождения / Л.Д. Максимова, В.Н. Стародубцев, В.С. Сукрушев, В.П. Табаков.- Труды ВНИИ. М„ 1976, вып. XI, с. 203-214.

3. Стасенков В.В., Климушкин И.М., Бреев В.А. Методы изучения геологической неоднородности нефтяных пластов. М., Недра, 1972.

4. Шустер И.Н., Стадникова Н.Е. Влияние геологических и технологических факторов на показатели разработки нефтяных месторождений Пермской области. Обзор. Сер. Нефтегаз, геол. и геофиз. М„ ВНИИОЭНГ, 1978.

Таблица l Основные показатели разработки блоков

Участок залежи	Площадь, тыс. м^2	Закачка пара, доля объема	Длительность эксплуатации, год	Условная нефтеотдача, % (нефтеотдача по блоку III принята за 100 %)	Паронефтяное отношение
Блок I	85	1,17	14	141	3,0
Блок II	176	0,70	12	126	2,2
Блок III	139	0,57	6	100	2,14

Таблица 2 Показатели геологической неоднородности и разработки по блокам за первые 6 лет эксплуатации

Показатели	Блок I	Блок II	Блок III
Коэффициент:
расчлененности	5,9	6.3	2,4
относительной песчанистости	0,79	0,79	0,89
литологической изменчивости	0,77	0,77	0,98
Условная нефтеотдача, % (нефтеотдача по блоку II принята за 100%)	142	100	276
Закачано пара в пласт (доли порового объема)	0,894	0,565	0,574

Рис. 1. График зависимости нефтеотдачи от Кр (1) и Кп (2) по блокам I-III

Рис. 2. Диаграмма распределения остаточной нефтенасыщенности по оценочным скважинам.

1 - продуктивный песчаник; 2 - остаточная нефть; 3 - непродуктивный песчаник; 4 - разработанная часть залежи; 5 - аргиллиты