Ключевые слова: пароциклическая обработка (ПЦО), многозабойная скважина, паровая камера, сверхвязкая нефть.
Разработка ранее не рентабельных запасов тяжелых высоковязких и сверхвязких нефтей на сегодняшний день переходит в разряд стратегических задач отечественного топливно-энергетического комплекса (ТЭК) [7, 17, 26]. Высокое содержание асфальто-смолистых компонентов в таких нефтях оказывает серьезное влияние на вязкостные характеристики нефти и дальнейшую скважинную эксплуатацию [24, 30]. При этом наиболее эффективное воздействие на реологические свойства нефти может быть достигнуто в результате ее взаимодействия с высокотемпературным агентом [27], закачиваемым с поверхности или с помощью забойных парогенераторов [23]. Однако в усложняющихся геологических условиях максимально вовлечь в разработку продуктивную залежь возможно только за счет комбинирования паротеплового воздействия и высокотехнологичных методов строительства скважин [22, 25]. Применение многозабойных скважин при реализации тепловых методов воздействия на пласт или его призабойную зону обладает рядом преимуществ [3, 11, 19]: увеличение индекса производительности скважины, увеличение паровой камеры, обеспечение доступа в изолированные продуктивные интервалы, возможность работы в тонких пропластках, снижение затрат на парогенерацию, сокращение выбросов парниковых газов. Так, например, в работе [11] физическое 3D-моделирование метода парогравитационного дренажа с многозабойными скважинами продемонстрировало увеличение коэффициента извлечения нефти более чем на 15 % относительно обычных горизонтальных скважин. Применение многозабойной нагнетательной скважины при проведении парогравитационного дренажа [21] в рамках численной модели также позволило добиться более высоких дебитов, а модель ученых [28] показала, что диагональное расположение стволов нагнетательных скважин над добывающими, угол ответвления 60° и длина ответвлений 40 м являются наиболее эффективными условиями для разработки одного из сланцевых месторождений тепловыми методами. При этом в работах [16, 35] факторы по степени влияния на эксплуатацию многозабойной скважины располагаются в следующем порядке: длина ответвлений и их количество > глубина > расстояние между скважинами > угол наклона ответвления по отношению к основному стволу. Горизонтальная скважина с двумя боковыми ответвлениями (рассматривались до четырех) показала эффективность в рамках численной модели парогравитационного дренажа с проведением дополнительных работ по ограничению водопритока полимерным раствором [36]. В результате наблюдалось снижение паронефтяного соотношения и суммарной привнесенной энергии на 63 %. Эффективность применения многозабойных скважин экспериментально подтверждается для разработки месторождений газовых гидратов [10, 15], в том числе отмечается интенсификация эффекта от дополнительной закачки CO2 [12].
На основе вышеизложенных результатов можно сделать вывод, что применение многозабойных скважин при проведении пароциклической обработки (ПЦО) может способствовать высокой эффективности скважинной эксплуатации. При этом важно обосновать размещение дополнительных стволов в скважине, что возможно благодаря построению численных моделей. Применение программных продуктов для геолого-гидродинамического моделирования является в текущих реалиях важным инструментом для подбора эффективных условий разработки нефтяных месторождений [13], в особенности в случае обоснования тепловых методов воздействия [4, 29], ввиду того что применение новых технологий сопряжено с необходимостью привлечения инвестиций [8].
Помимо подбора наиболее эффективного расположения скважинных ответвлений, важно обосновать температуру, обеспечивающую максимально возможный дебит скважины [2]. ПЦО скважин предусматривают процесс внутрипластового облагораживания нефти, в основе которого лежат реакции акватермолиза, протекающие при температурах 200–320 °С [32, 34]. Так, наибольшее снижение вязкости нефти месторождения Шенли в Китае было достигнуто при температуре теплоносителя 200 °С вне зависимости от применения катализатора [33]. Максимально эффективного снижения вязкости и перераспределения группового состава тяжелой нефти удалось достичь при температуре 300 °С [6, 18]. При этом в работе [9] отмечается наилучший коэффициент извлечения нефти при температуре 220 °С, однако за счет использования наночастиц никеля в качестве катализатора. Эффективным температурным диапазоном для снижения вязкости сверхвязкой нефти одного из месторождений Китая более чем на 90 % в присутствии различных катализаторов стал диапазон 200–240 °С [5, 14, 31]. В некоторых случаях [1, 20, 37] снижение вязкости нефти в диапазоне 62–91 % обеспечивалось при температурах теплоносителя 150–180 °С, что не входит в принятый диапазон реакций акватермолиза.
В этой связи можно сделать вывод, что температура вводимого в скважину теплоносителя будет сильно зависеть от параметров эксплуатационного объекта. Тем не менее при проведении физических и численных экспериментов температурный диапазон реакций акватермолиза может быть принят за базовый.
Методы и материалы
В настоящей статье в программном продукте для геолого-гидродинамического моделирования была проведена серия численных экспериментов по определению эффективной геометрии многозабойной скважины для проведения ПЦО. В рамках реализованных экспериментов размерность моделей составляла 40х40х20. Ввиду исследования циклической закачки пара координаты нагнетательных и добывающих скважин совпадали. Для анализа в работе представлены результаты первого цикла ПЦО. Параметры моделируемого эксплуатационного объекта и ПЦО представлены в таблицах 1, 2.
Относительные фазовые проницаемости (ОФП) породы коллектора, закладываемые в модель, представлены на рисунке 1
Исследуемые варианты профилей скважин представлены на рисунке 2.
Для случаев «а, б, в, д, е» вертикальная скважина (основной ствол) располагается в центре модели по всей толщине моделируемого объекта. Окончания горизонтальных ответвлений для этих сценариев располагаются в крайних ячейках объекта. При этом для случая «е» ответвления расположены во взаимно перпендикулярных плоскостях.
Для случаев «г, ж» горизонтальная скважина (основной ствол) располагается в середине моделируемого объекта по всей его ширине. Для случая «ж» сдвоенные ответвления расположены под углом 45° через каждые 10 ячеек объекта.
Результаты
Накопленная добыча нефти для каждого из семи моделируемых сценариев представлена на рисунке 3. Вариант заканчивания скважины «Fishbone» позволяет достичь самого высокого увеличения накопленной добычи нефти относительно случая с обычной вертикальной скважиной (таблица 3)
Обоснование данного эффекта лежит в создаваемых скважинных температурах после одного цикла ПЦО. Каждый из моделируемых вариантов геометрий скважин продемонстрировал различные размеры паровых камер в диапазоне температур 200–320 °С (рис. 4). Очевидно, что скважинные ответвления позволяют формировать зоны реакций акватермолиза в удаленных участках объекта, что стимулирует большую выработку запасов. При этом наибольший размер паровых камер для пяти сценариев многозабойного заканчивания скважины идентифицируется для случая «Fishbone», что обуславливает полученный технологический эффект. Стоит отметить, что эффективность применения горизонтальной скважины превышает эффективность всех сценариев многозабойного заканчивания, где ответвления располагаются в одной плоскости (за исключением «Fishbone»). Это в очередной раз подтверждает актуальность горизонтальных скважин для разработки месторождений высоковязких и сверхвязких нефтей, в том числе методом парогравитационного дренажа. Такая скважина может оказаться экономически оправданной для некоторых эксплуатационных объектов ввиду отсутствия необходимости бурения дополнительных ответвлений в разных сегментах продуктивного интервала (2О13). Тем не менее диагональные ответвления от основного горизонтального ствола («Fishbone») способствуют повышению эффективности применения горизонтальной скважины на 8,4 %. Сценарий с расположением скважинных ответвлений в верхней и нижней трети объекта в перпендикулярных плоскостях (1О13) обеспечивает эффект по накопленной добыче близкий к «Fishbone». При этом окончательный выбор геометрии скважины будет зависеть от экономической целесообразности увеличения этапов ее строительства по отношению к получаемому технологическому эффекту.
Дополнительно в рамках настоящего исследования были рассмотрены модификации показавшего лучший технологический эффект сценария «Fishbone». Так, ориентация ответвлений от основного горизонтального участка под углом 45° имеет незначительное преимущество в технологическом эффекте (0,4 %) относительно ориентации 90°. Увеличение длины ответвлений в два раза способствовало росту технологического эффекта на 4,4 %. Такое незначительное изменение требует формирования финансово-экономической модели при обосновании внедрения на промысле.
Выводы
Из семи построенных численных моделей ПЦО скважин вариант горизонтального заканчивания с шестью дополнительными ответвлениями продемонстрировал наилучший технологический эффект по накопленной добыче нефти – 33,6 % (относительно вертикальной скважины). Такая модель рекомендуется к применению при обосновании использования тепловых методов на месторождениях со схожими параметрами.
Стоит отметить, что построенные модели не учитывают возможных осложнений при скважинной эксплуатации, связанных со сложными геологическими структурами, повреждениями призабойной зоны пласта высокотемпературным агентом, а также вероятности кольматации призабойной зоны пласта высокомолекулярными компонентами нефти. Несмотря на это, геометрия сценария «Fishbone» может рассматриваться как подход с высоким потенциалом для максимизации выработки коллекторов высоковязких и сверхвязких нефтей.
Литература
1. Абдрахимова З.Т. Каталитический акватермолиз высоковязкой нефти с использованием таллатов никеля и кобальта применительно к нефти Туйметкинского месторождения РТ // 76-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ-2022». – 2022. – С. 4–5.
2. Дуркин С.М. Обоснование оптимальных режимов закачки теплоносителя для повышения нефтеотдачи Ярегского месторождения на основе физического и математического моделирования / С.М. Дуркин, О.А. Морозюк, С.А. Калинин, Л.М. Рузин, И.Н. Меньшикова // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 1. – С. 58–61.
3. Овчинников В.А. Перспективы строительства высокотехнологичных скважин бионического профиля на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами // Инновации в науке и практике. – 2023. – С. 155–167.
4. Савчик М.Б. Повышение эффективности пароциклических обработок скважин верхнепермской залежи Усинского месторождения на основе гидродинамической модели / М.Б. Савчик, Д.В. Ганеева, А.В. Распопов // Недропользование. – 2020. – Т. 20. – № 2 – С. 137-149. doi: 10.15593/2224-9923/2020.2.4.
5. Aliev F.A. In-Situ Heavy Oil Aquathermolysis in the Presence of Nanodispersed Catalysts Based on Transition Metals / F.A. Aliev, I.I. Mukhamatdinov, S.A. Sitnov, M.R. Ziganshina, Y.V. Onishchenko, A.V. Sharifullin, A.V. Vakhin // Processes. – 2021. – № 9 – p. 127. doi: https://doi.org/10.3390/pr9010127.
6. Al-Mishaal O.F. Octahedral Cluster Complex of Molybdenum as Oil-Soluble Catalyst for Improving In Situ Upgrading of Heavy Crude Oil: Synthesis and Application / O.F. Al-Mishaal, M.A. Suwaid, A.A. Al-Muntaser, M.A. Khelkhal, M.A. Varfolomeev, R. Djimasbe, R.R. Zairov, S.A. Saeed, N.A. Vorotnikova, M.A. Shestopalov et al. // Catalysts. – 2022. – № 12 – p. 1125. doi: https://doi.org/10.3390/catal12101125.
7. Belsky A.A. Enhanced Energy Efficiency of Oil Production Using Photovoltaic Installation / A.A. Belsky, V.V. Starshaia, J.E. Shklyarsky //International Journal of Engineering, Transactions A: Basics. – 2025. – № 38, 01. – p. 194–204. doi: 10.5829/ije.2025.38.01a.18.
8. Bosikov I.I. Comprehensive assessment of hydraulic fracturing technology efficiency for well construction during hydrocarbon production / I.I. Bosikov, R.V. Klyuev, A.V. Мayer // Journal of Mining Institute. – 2022. – № 258. – p. 1018–1025. doi: 10.31897/PMI.2022.98.
9. Carlos A. Franco. First field application of functionalized nanoparticles-based nanofluids in thermal enhanced oil recovery: From laboratory experiments to cyclic steam stimulation process / Carlos A. Franco, Camilo A. Franco, Lina M. Salinas, Luis G. Alzate, Daniela Molina, Gabriel J. Rendón, Cristian C. Obregón, Sergio H. Lopera, Oscar E. Medina, Farid B. Cortés // Fuel. – 2025. – № 382, Part B, p. 133736. doi: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2024.133736.
10. Chen X. Developing offshore natural gas hydrate from existing oil & gas platform based on a novel multilateral wells system: Depressurization combined with thermal flooding by utilizing geothermal heat from existing oil & gas wellbore / X. Chen, X. Du, J. Yang, D. Gao, Y. Zou, Q. He // Energy. – 2022. – № 258. – p. 124870. doi: https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.124870.
11. Chunwei Zhou. Heat extraction performance analysis of a multilateral wells exploitation system with super-long gravity heat pipe / Chunwei Zhou, Gang Liu, Shengming Liao // Applied Thermal Engineering. – 2024. – № 241. – p. 122337. doi: https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2024.122337.
12. Du H. Study of CO2 injection to enhance gas hydrate production in multilateral wells / H. Du, Yiqun Zhang, Bo Zhang, Shouceng Tian, Gensheng Li, Panpan Zhang // Energy. – 2023. – № 283. – p. 129078. doi: https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.129078.
13. Dvoynikov M.V. Modern trends in hydrocarbon resources development / M.V. Dvoynikov, E.L. Leusheva // Journal of Mining Institute. – 2022. – № 258. – p. 879-880.
14. Félix G. Chemical and structural changes of resins during the catalytic and non-catalytic aquathermolysis of heavy crude oils / G .Félix, Alexis Tirado, Mikhail A. Varfolomeev, Ameen Al-muntaser, Muneer Suwaid, Chengdong Yuan, Jorge Ancheyta // Geoenergy Science and Engineering. – 2023. – № 230. – p. 212242. doi: https://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.212242.
15. Fulong Ning. Enhanced gas production of silty clay hydrate reservoirs using multilateral wells and reservoir reformation techniques: Numerical simulations / Fulong Ning, Qiang Chen, Jiaxin Sun, Xiang Wu, Guodong Cui, Peixiao Mao, Yanlong Li, Tianle Liu, Guosheng Jiang, Nengyou Wu // Energy. – 2022. – № 254, Part A. – p. 124220. doi: https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.124220.
16. Jin G. Enhancement of gas production from hydrate reservoir using a novel deployment of multilateral horizontal well / G. Jin, Z. Su, H. Zhai, C. Feng, J. Liu, Y. Peng, L. Liu // Energy. – 2023. – № 270. – p. 126867. doi: https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.126867.
17. Korobov G.Y. Influence of Inhibitors Based on Surfactants on Processes of Hydrates and Asphalt-Resin-Paraffin Deposits Formation: Experimental Studies / G.Y. Korobov, A.A. Vorontsov, G.V. Buslaev // International Journal of Engineering, Transactions A: Basics. – 2025. – № 2. – p. 3. doi: 10.5829/ije.2025.38.10a.02.
18. Kwofie M. The effect of reaction time and temperature on the aquathermolysis process of heavy crude oil / M. Kwofie, A.A. Al-Muntaser, M.A. Varfolomeev, M.A. Suwaid, C. Yuan, R. Djimasbe, S.A. Saeed // Petroleum Science and Technology. – 2024. – № 42, 4. – p. 514–528. doi: https://doi.org/10.1080/10916466.2022.2123511.
19. Li R. Study of novel steam assisted gravity drainage multilateral wells with dynamic gridding / R. Li, Jilin Fu, Ricardo Munoz, Rod McLennan, Zhaowen Li, Zhangxin Chen // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – № 216. – p. 110789. doi: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110789.
20. Li Y. Oil-soluble exogenous catalysts and reservoir minerals synergistically catalyze the aquathermolysis of heavy oil / Y. Li, S. Zhang, Y. Wang, G. Qi, T. Yu, X. Xin, B. Zhao, G. Chen //Molecules. – 2023. – № 28, 19. – p. 6766. doi: https://doi.org/10.3390/molecules28196766.
21. Liu P. Numerical study of herringbone injector-horizontal producer steam assisted gravity drainage (HI-SAGD) for extra-heavy oil recovery / P. Liu, You Zhou, Pengcheng Liu, Lanxiang Shi, Xiuluan Li, Lei Li // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – № 181. – p. 106227. doi: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106227.
22. Lyagov I. А. Selection of the required number of circulating subs in a special assembly and investigation of their performance during drilling of radial branching channels by sectional positive displacement motors / I.A. Lyagov, A.V. Lyagov, D.R. Isangulov, A.A. Lyagova // Journal of Mining Institute. – 2024. – № 265. – p. 78–86. EDN: ZBPWKU.
23. Malarev V. et al. Improvement of efficiency of steam-thermal treatment of high-viscous oil formations using downhole electric steam generators / V. Malarev, A. Kopteva, V. Koptev, Y. Gotsul // Journal of Ecological Engineering. – 2021. – № 22, 2. – p. 17–24. doi: 10.12911/22998993/130630.
24. Nurgalieva K. S. Improving the efficiency of oil and gas wells complicated by the formation of Asphalt–Resin–Paraffin deposits / K.S. Nurgalieva, L.A. Saychenko, M. Riazi // Energies. – 2021. – №14, 20. – p. 6673. doi: 10.3390/en14206673.
25. Ouadi H. Numerical Investigation of Fishbone Well Design Impact on Geothermal System Enhancement in North Dakota / H. Ouadi, A. Laalam, O. Tomomewo, M. Alamooti, A. Dehdouh, A. Kareb, E. Gyimah // Geothermal Rising Conference. – 2024. – № 47. doi: 10.3390/en14206673.
26. Podoprigora D. G. Justification of developed system measures to increase productivity of wells in eastern part of pechora sea oil field / D.G. Podoprigora, V.S. Sabukevich, G.Y. Korobov, V.T. Nguen // International Journal of Engineering. – 2024. – № 37, 11. – p. 2303–2313. doi: 10.5829/ije.2024.37.11b.15.
27. Raupov I. Overview of Modern Methods and Technologies for the Well Production of High-and Extra-High-Viscous Oil / I. Raupov, M. Rogachev, J. Sytnik // Energies. – 2025. – № 18, 6. – p. 1498. doi: https://doi.org/10.3390/en18061498.
28. Song X. Production performance of oil shale in-situ conversion with multilateral wells / X. Song, C. Zhang, Y. Shi, G. Li // Energy. – 2019. – № 189. – p. 116145. doi: https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.116145.
29. Swadesi B. Optimization study of integrated scenarios on cyclic steam stimulation (CSS) using CMG STARS simulator / B. Swadesi, S. Suranto, I. Widiyaningsih, M. Jani // Journal of Petroleum and Geothermal Technology. – 2020. – № 1, 1. – p. 8–14.
30. Tananykhin D. S. Investigation of the influences of asphaltene deposition on oilfield development using reservoir simulation / D.S. Tananykhin, I.A. Struchkov, A. Khormali, P.V. Roschin // Petroleum Exploration and Development. – 2022. – № 49, 5. – p. 1138–1149. doi: 10.1016/S1876-3804(22)60338-0.
31. Thangaraj B. Recent progress in catalytic aquathermolysis of heavy oils / B. Thangaraj, Y.K. Lee // Fuel. – 2024. – № 372. – p. 132089. doi: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2024.132089.
32. Varfolomeev M.A. Catalytic In-situ Upgrading of Heavy and Extra-heavy Crude Oils / M.A. Varfolomeev, C. Yuan, J. Ancheyta // John Wiley & Sons. – 2023. – № 5.
33. Wang Y. ZrO2-MoO3/modified lotus stem biochar catalysts for catalytic aquathermolysis of heavy oil at low-temperature / Y. Wang, R. Lin, L. Zhang, X. Han, J. Li, C. Huang, Q. Dong, P. Chen, H. Li, X. Wang // Fuel. – 2024. – № 357. – p. 129597. doi: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.129597.
34. Yang S. An innovative in situ solvent generation enhanced SAGD technique: Mechanism analysis based on numerical simulation / S. Yang, Siyuan Huang, Qi Jiang, Guanchen Jiang, Xiang Zhou, Chunsheng Yu // Fuel. – 2024. – № 364. – p. 131020. doi: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2024.131020.
35. Zhai H. Parametric study of the geothermal exploitation performance from a HDR reservoir through multilateral horizontal wells: The Qiabuqia geothermal area, Gonghe Basin / H. Zhai, Guangrong Jin, Lihua Liu, Zheng Su, Yuchao Zeng, Jie Liu, Guangyu Li, Chuangji Feng, Nengyou Wu // Energy. – 2023. – № 275. – p. 127370. doi: https://doi.org/10.1016/j.energy.2023.127370.
36. Zhou X. Improving Steam-Assisted Gravity Drainage performance in oil sands with a top water zone using polymer injection and the fishbone well pattern / X. Zhou, F. Zeng, L. Zhang // Fuel. – 2016. – № 184. – p. 449–465. doi: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.07.040.
37. Zhou Z. Influence of reservoir minerals and ethanol on catalytic aquathermolysis of heavy oil / Z. Zhou, M. Slaný, E. Kuzielová, W. Zhang, L. Ma, S. Dong, J. Zhang, G. Chen // Fuel. – 2022. – № 307. – p. 121871. doi: https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.121871.
