Ярегское месторождение – месторождение высоковязкой нефти, открытое в 1932 году в центральной части Республики Коми на Тиманском кряже в 25 километрах к юго-западу от современного города Ухты, относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Ярегское месторождение включает три площади: Ярегскую, Лыаёльскую и Вежавожскую (рис. 1). В промышленной разработке термошахтным методом находится только Ярегская площадь, на Лыаёльской площади проводятся опытно-промышленные работы по испытанию различных технологий теплового воздействия на пласт с поверхности [2].
РИС. 1. Обзорная карта Ярегского месторождения
На Ярегском месторождении применяются следующие системы разработки: двухгоризонтная, одногоризонтная система с оконтуривающими выработками, одногоризонтная система и подземно-поверхностная. Все применяемые на месторождении варианты разработки отличаются лишь расположением нагнетательных скважин и способом подачи пара в пласт, отбор нефти во всех вариантах осуществляется через систему пологовосходящих cкважин [1].
С использованием гидродинамического симулятора CMG были смоделированы следующие термошахтные технологии разработки месторождений: одногоризонтная, двухгоризонтная, одногоризонтная с оконтуривающим штреком и подземно-поверхностная система. Расположение скважин данных технологий представлены на рис. 2.
РИС 2. Схема подачи пара в пласт при различных термошахтных технологиях
В разработанной модели расположение скважин выглядит следующим образом (рис. 3-6).
РИС. 3. Расположение скважин при одногоризонтной системе
РИС 4. Расположение скважин при подземно-поверхностной системе
РИС. 5. Расположение скважин при двухгоризонтной системе
Рис. 6. Расположение скважин при одногоризонтной системе с оконтуривающим штреком
Фильтрационно-емкостные свойства и параметры сетки модели представлены в таблицах 1-2.
ТАБЛИЦА 1. Фильтрационно-емкостные свойства модели
* естественная и искусственная трещиноватость пласта не учитывалась в модели
|
Параметры |
Значение |
|
Коэффициент проницаемости, Д |
2,5 |
|
Коэффициент пористости, д. е. |
0,23 |
|
Начальная пластовая температура, |
10 |
|
Начальное пластовое давление, кПа |
200 |
|
Начальная нефтенасыщенность пласта, д.е. |
0,86 |
ТАБЛИЦА 2. Параметры сетки модели
|
Размер модели по X, м |
650 |
|
Размер модели по Y, м |
35 |
|
Размер модели по Z, м |
15 |
|
Размер ячейки по X, м |
5 |
|
Размер ячейки по Y, м |
5 |
|
Размер ячейки по Z, м |
0,5 |
|
Количество ячеек |
|
Давление закачки пара:
• Одногоризонтная система. Давление закачки подземной пологовосходящей скважины
• Подземно-поверхностная система. Давление закачки поверхностной скважины
• Двухгоризонтная система. Давление закачки скважин с надпластового туффитового горизонта
• Одногоризонтная система с оконтуривающими штреками. Давление закачки подземной пологовосходящей скважины . Давление закачки скважин с надпластового туффитового горизонта
Параметры на добывающих скважинах во всех вариантах идентичные:
Время расчета составляет 10 лет.
Распределение температуры для представленных термошахтных технологий на конец моделируемого времени представлены на рисунках 7-10.
РИС. 7. Распределение температуры при одногоризонтной системе
РИС. 8. Распределение температуры при подземно-поверхностной системе
РИС. 9.Распределение температуры при двухгоризонтной системе
РИС. 10. Распределение температуры при одногоризонтной системе с оконтуривающим штреком
На рисунках 11-12 представлено сопоставление технологических показателей (КИН, ПНО) рассматриваемых технологий разработки.
РИС. 11. Сопоставление КИН
РИС. 12. Сопоставление ПНО
В настоящее время наибольшее распространение по площади месторождения имеет одногоризонтная и подземно-поверхностная система.
Ниже дано описание преимуществ и недостатков применяемых систем разработки.
а) Двухгоризонтная система.
Преимущества:
• высокий охват пласта разработкой по площади участка;
• возможность обеспечить оптимальные темпы закачки пара при небольших давлениях нагнетания (не более 0,3 МПа).
Недостатки:
• очень большие затраты на горноподготовительные и буровые работы;
• низкий охват нижней части разреза прогревом из-за тенденции пара распространяться вверх и образования песчаных пробок на забое нагнетательных скважин.
б) Одногоризонтная система с оконтуривающими штреками.
Преимущества:
• максимальный охват залежи прогревом и нефтеизвлечением по площади и разрезу;
• возможность обеспечить требуемые темпы закачки пара при небольших давлениях нагнетания пара (не более 0,2–0,3 МПа).
Недостатки:
• объем горноподготовительных и буровых работ значительно меньше, чем при двухгоризонтной системе.
в) Одногоризонтная система.
Преимущества:
• исключаются капитальные затраты на бурение и обустройство поверхностных нагнетательных скважин, а также эксплуатационные затраты на ремонт поверхностных скважин;
• возможность обеспечить оптимальные темпы закачки пара при допустимых давлениях нагнетания (не более 0,5 МПа), исключающих прорывы пара за пределы разрабатываемых участков и в горные выработки;
• высокий охват и нефтеотдача пласта за счет возможности закачки пара в нижний ярус подземных скважин и более полного вовлечения в процесс разработки нижней части продуктивного разреза;
•самое низкое паронефтяное отношение благодаря высокой тепловой эффективности процесса разработки;
• гибкая система регулирования распределения тепла благодаря возможности подачи пара в любую зону пласта в любое время;
• возможность осуществить перевод площадей двухгоризонтной системы на одногоризонтную и тем самым уменьшить затраты на поддержание и проветривание выработок туффитового горизонта.
Недостатки:
• необходимость дополнительных затрат на оборудование подземных нагнетательных скважин для снижения тепловыделений в рудничную атмосферу до допустимого уровня;
• наличие в рабочей зоне системы парораспределения.
г) Подземно-поверхностная система.
Преимущества:
• улучшение температурного режима в буровых галереях за счет удаления зоны нагнетания пара от галереи.
Недостатки:
• необходимость бурения и обустройства большого количества нагнетательных скважин с поверхности, что приводит к увеличению в 2 раза затрат на подготовку площадей по сравнению с одногоризонтной системой;
• ограниченность применения системы на значительных территориях из-за болот, водоемов, жилых и производственных сооружений, охранных зон;
• применение больших давлений нагнетания (до 0,8–1 МПа) неизбежно приводит к прорывам пара через ранее пробуренные скважины в горные выработки надпластового горизонта и их разрушению;
• сложно вовлечь в активную разработку нижнюю половину пласта;
• дополнительные эксплуатационные расходы на освоение и ремонт поверхностных скважин, а также на восстановление разрушенных горных выработок;
• фиксированная система парораспределения не позволяет регулировать процесс разработки и воздействовать на непрогретые зоны пласта;
• недостаточная точность проводки скважин требует бурения дополнительных скважин для установления гидродинамической связи с зонами нагнетания пара [1].
По результатам моделирования необходимо сделать следующие выводы:
Во-первых, рассмотрены основные термошахтные технологии, описаны преимущества и недостатки.
Во-вторых, с помощью программного комплекса CMG (модуль Stars) были смоделированы основные термошахтные технологии.
В-третьих, по результатам моделирования установлено, что наибольшей нефтеотдачей на конец моделируемого времени обладает вариант с двухгоризонтной системой термошахтной разработки. При этом наименьшее паронефтяное отношение оказалось у варианта с одногоризонтной системой с оконтуривающими штреками.
Литература
1. Рузин, Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. – Изд. 2-е, пер. и доп. / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров, О. А. Морозюк, С. М. Дуркин. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 476 с.
2. Рузин, Л. М. Разработка залежей высоковязких нефтей и битумов с применением тепловых методов [Текст]: учеб. пособие / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. – 2-е изд., перераб. и доп. – Ухта: УГТУ, 2015. – 166 с.
3. Мануал по CMG.
