Ключевые слова: тяжелая нефть, нефтеотдача, проницаемость, горизонтальная скважина, гидроразрыв пласта, дебит, коэффициент продуктивности, терригенный коллектор.
В нефтегазовой отрасли Российской Федерации все более актуальной становится проблема освоения и вовлечения в разработку месторождений высоко- и сверхвязких нефтей. Основная доля таких месторождений расположена в Волго-Уральской, Западно-Сибирской и Тимано-Печорской НГП [1]. Запасы вязкой нефти значительно превышают запасы легкой, однако их потенциал используется недостаточно. Причиной тому является сложное строение продуктивного резервуара, включающего в себя трещины, поры и каверны, аномально высокие величины вязкости флюидов, низкие величины стартовых дебитов и коэффициентов продуктивности скважин. Для поддержания добычи требуется применение современных методы увеличения нефтеотдачи (МУН), для контроля разработки столь уникальных по своему геологическому строению и свойствам месторождений [2]. В настоящее время наиболее применяемыми способами интенсификации добычи вязкой нефти являются термические методы. На схеме (рисунок 1) приведены основные способы термического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП).
Наиболее часто применяемыми являются паротепловое и пароциклическое воздействие и внутрипластовое горение. Подробно применение данных методик в качестве увеличения показателей разработки показано в работах[3–7], однако при применении на практике термические способы повышения нефтеотдачи имеют свои недостатки, к которым относится коррозия внутрискважинного и глубинно-насосного оборудования(ГНО), потеря тепла как в пласте, так и по стволу скважины, перегрев призабойной зоны, который ведет к уменьшению эффекта от проведенного мероприятия, а также наличие сложно построенного резервуара, что ограничивает применение методов, в частности паротеплового воздействия. Поскольку наличие трещин и каверн ведет к опережающему прорыву пара в добывающие скважины, что существенно снижает величину охвата пласта. Все вышеперечисленные факторы требуют применения современных и эффективных способов увеличения нефтеотдачи, в том числе в условиях ВВН и СВН. К таковым относится метод плазменно-импульсного воздействия.
Метод плазменно-импульсного воздействия как способ интенсификации добычи нефтегазовых месторождений
Плазменно-импульсное воздействие (ПИВ) – это способ, основанный на явлении резонанса и использующий в своем применении упругие и акустические характеристики пород-коллекторов продуктивного пласта [8]. При применении ПИВ увеличивается проницаемость призабойной зоны пласта и гидродинамическая связь системы пласт – скважина, пласт – забой [9]. Основным эффектом применения методики является создание фильтрационных каналов пласта и новых трещин в ПЗП. Плазма представляет собой частично или полностью ионизированный газ, образованный преимущественно из нейтральных атомов, заряженных частиц электронов или ионов. Важнейшим свойством плазмы является ее квазинейтральность. Явление квазинейтральности обусловлено наличием электрических сил, которые связывают положительные и отрицательные заряды в плазме, поскольку в плазме объемная плотность положительных и отрицательных зарядов одинакова [10]. Газ переходит в состояние плазмы, если некоторые из входящих в его строение атомов (молекул), по какой-либо причине лишились одного или нескольких электронов, тем самым превратившись в положительные ионы [11].
Метод был открыт в 1993 году в Санкт-Петербурге, в Санкт-Петербургском государственном горном институте, путем создания аппаратуры электрогидроимпульсного воздействия на нефтяные пласты. Были разработаны и рассчитаны алгоритмы импульсов, которые позволяют воздействовать на призабойную зону, возбуждая в исследуемой скважине параметрический резонанс. При ПИВ ударная волна распространяется через верхние дыры перфорации по каналам, создавая колебания в исследуемой залежи [12]. Плазменно-импульсное воздействие работает без применения химических добавок и реагентов. Расширение плазмы создает ударную волну и охлаждение, возникаемый при этом эффект сжатия способствует вызову притока из продуктивного пласта через интервалы перфорации [13]. Метод ПИВ находит свое применение для задач, связанных с увеличением производительности скважин, повышением проницаемости призабойных зон, увеличению приемистости нагнетательных скважин, выравниванию профиля приемистости и притока. ПИВ обладает своими преимуществами, к которым мы можем отнести: применение метода при любой степени обводненности продукции, безопасность в его проведении, кратном увеличении приемистости нагнетательных скважин и дебита добывающих, а также низкими затратами на проведение ГТМ (геолого-технических мероприятий).
Геолого-геофизическая характеристика Ашальчинского месторождения
Ашальчинское месторождение расположено в юго-восточной части Республики Татарстан, в 45 км западнее крупнейшего нефтяного центра федерального значения города Альтемьевска [14]. В геологическом строении принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские, неогеновые и четвертичные отложения. Девонская система представлена средним и верхним отделами. В целом литологический состав представлен переслаиванием алевролитов и песчаников, местами сильно глинистых, с прослоями аргиллитов темно-серых, оскольчатых, и местами алевролитов, со сферосидеритами крепкими, местами плотными, песчанистыми, до перехода в песчаники. Также в составе преобладают карбонатные породы светло-серые, плотные, мелкокристаллические известняки. Каменноугольная и пермская система представлена породами карбонатного состава, представлена серыми, органогенно-обломочными, доломитизированными, нефтенасыщенными известняками. Породы крепкие, плотные, глинистые, местами трещиноватые, участками они буровато-серые, мелкозернистые, слабо глинистые, равномерно пропитанные нефтью. На рисунке 2. приведен сводный геолого-геофизический разрез Ашальчинского месторождения. В тектоническом строении месторождение расположено на западном склоне Южного купола Татарского свода, в пределах Черемшанско-Ямашинского блока, ограниченного с запада Амировским поднятием, с востока – Кузайкинским прогибом.
Краткий анализ разработки месторождения
Месторождение находится в разработке с 2006 года. Размещение горизонтальных скважин параллельно, с расстоянием между скважинами 100 м. Вертикальные скважины размещены по обращенной семиточечной сетке. Общий фонд составляет 460 скважин, из них 211 эксплуатационных, 71 нагнетательная и 178 остальных категорий. Фонд для бурения составляет 373 скважины, из них 138 добывающих (107 парных горизонтальных, 31 одиночная горизонтальная), 135 нагнетательных (107 парных горизонтальных, 28 одиночных горизонтальных), 100 поисково-оценочных. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 1.
По данным на 2015 год, накопленная добыча нефти равна 562 тыс. тонн, что составляет 16,7 % от извлекаемых запасов. Темп отбора от НИЗ – 8 %, текущая величина КИН 0,06 доли ед. Средний дебит добывающих около 2,50 м3/сут, при средней величине обводненности продукции 80 %. На рисунке 3 приведена карта разработки Ашальчинского месторождения. Добываемые нефти характеризуются высоким содержанием сопутствующих компонентов. Месторождение разрабатывается в основном горизонтальными скважинами. Добыча ведется парогравитационной технологией для предотвращения выноса песка, снижения вязкости тяжелой нефти, повышения продуктивности скважин. Расстояние между скважинами составляет 5 м.
Расчет производительности добывающей скважины Ашальчинского месторождения с применением плазменно-импульсного воздействия
При проведении расчетов мы будем отталкиваться от того, что добыча и разработка месторождения ведется преимущественно горизонтальными скважинами. Расчет производительности скважин и параметров применения ПИВ связан с геолого-геофизическими условиями залегания нефти, взаимоотношением скважин, профилем фильтрации жидкости, а также наличием близости остаточных запасов к забою скважины. Перед подготовкой к проведению ПИВ в скважине проводятся записи ПГИ, отбивка забоя по материалам ГК и МЛМ, выделение рабочих интервалов по данным ГИС. После проведения ПИВ на призабойную зону вновь проводят записи ПГИ (термометрия, расходометрия, шумометрия, дебитометрия, манометрия) для оценки притока и контроля режима работы скважины [15].
Поскольку после ПИВ скважина выходит на режим с повышенным дебитом и со снижением общей обводненности продукции. Далее приводится методика расчета ПИВ горизонтальной добывающей скважины Ашальчинского месторождения, обозначим ее в представленной работе буквой Q. Данные для проведения расчетов приведены в таблице. 2. В ней указываются геолого-геофизические характеристики Ашальчинского месторождения и параметры, используемые для проектирования ПИВ.
В случае эксплуатации месторождения применением вертикальных скважин мы воспользуемся формулой Дюпюи для расчета дебита вертикальной скважины [16]:
(1)где: Q – дебит скважины, м3/сут k – проницаемость, мкм2; h – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; ΔP – депрессия на пласт, МПа, µ – вязкость флюида в пластовых условиях, мПа*с; Rk – радиус контура питания скважины, м; rc – радиус скважины, м.
Для расчета дебита горизонтальной скважины используется формула Р.М. Батлера [17]:
(2)
где: k – проницаемость, мкм2; L – длина горизонтальной скважины, м; ΔР – перепад между пластом и забоем скважины, МПа; µ – вязкость пластового флюида, мПа*с; b – объемный коэффициент нефти, д. ед.; h – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Rk – радиус контура питания скважины, м; rc – радиус скважины, м.
Дебит в случае проведения МГРП (многостадийный гидроразрыв пласта) в условиях карбонатного коллектора зависит от числа трещин и рассчитывается с применением следующего выражения [18]:
(3)
где: k – проницаемость, мкм2; h – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; µ – вязкость пластового флюида, мПа*с; L – длина скважины, м; l – постоянное давление на расстоянии от границы трещинного пространства, МПа; Р0 – давление на границе межтрещинного пространства, МПа; Рзаб – давление на забое скважины, МПа, Рпл – пластовое давление МПа.
Величина давления на границе межтрещинного пространства определяется с применением следующего выражения:
(4)
где: Рп – пластовое давление, МПа; Рз – забойное давление, МПа; Р0 – промежуточное давление на границе межтрещинного пространства, МПа; k – проницаемость пласта, мкм2; h – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; L – длина горизонтального участка скважины, м; В0 – объемный коэффициент нефти, д. ед.; µ – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с; R – радиус дренирования, м; Χf – полудлина трещины, м; α – угол между нормалью к скважине и направлением к трещине, град; N – число трещин, шт.
Коэффициент затухания колебаний жидкости определяется по следующей формуле [19]:
, (5)
где: 
ж – вязкость жидкости, мПа*с; ρж
– плотность жидкости, кг/м3; Сж – скорость звука в жидкости, м/с; ω – частота колебаний волнового поля Гц.
В случае с горной породой коэффициент затухания определяется следующим образом:
(6)
где: bп – эмпирическая постоянная, которая определяет количество энергии, теряемой за один цикл колебания и зависит от вида горной породы; Сп – скорость звука в породе, м/с; ω – частота колебаний волнового поля Гц.
Эффективный коэффициент затухания колебаний, возникающий при плазменно-импульсном воздействии, рассчитывается по следующей формуле:
(7)
где: m – пористость породы, д. ед
Интенсивность волнового поля определяется по следующему выражению:
(8)
где: k – проницаемость, мкм2; ρ – плотность, кг/м3; с – скорость звука в породе, м/с; Rk – радиус дренирования, м; rc – радиус скважины, м; α – эффективный коэффициент затухания колебаний; ω – частота колебаний волнового поля, Гц; ρп – плотность породы, кг/м3; Сп – скорость звука в породе, м/с.
Проницаемость пласта после применения ПИВ рассчитывается по следующему выражению:
(9)
где: k – проницаемость, мкм2; ρ – плотность, кг/м3; с – скорость звука в породе, м/с; Rk – радиус дренирования, м; rc – радиус скважины, м; α – эффективный коэффициент затухания колебаний; Рп – амплитуда давления в породе; ω – частота колебаний волнового поля, Гц; с – скорость звука в жидкости, м/с.
Амплитуда давления в породе определяется с помощью следующей формулы:
(10)
где: rc – радиус скважины, м.
Коэффициент продуктивности выражается из закона Дарси и рассчитывается следующим образом:
(11)
где: k – проницаемость, мкм2; h – эффективная нефтегазонасыщенная толщина; 
– вязкость нефти, мПа*с; B0 – объемный коэффициент нефти, д. ед.; re – радиус зоны дренирования, м; rw – радиус скважины; S – скин-фактор.
Дебит по формуле Батлера для горизонтальной скважины после воздействия на призабойную зону методом ПИВ:
Дебит горизонтальной скважины при проведении МГРП в условиях воздействия на призабойную зону методом ПИВ:
Коэффициент продуктивности скважины после воздействия на призабойную зону методом ПИВ:
Данные по расчетным дебиту и коэффициенту продуктивности приведены в таблице 3.
Анализируя полученные результаты, можно сказать, что применение метода плазменно-импульсного воздействия положительным образом сказывается на росте производительности скважин. В среднем при воздействии на призабойную зону горизонтальной скважины методом ПИВ наблюдается рост дебита и коэффициента продуктивности скважин в несколько раз. Это говорит о том, что применение современных способов увеличения нефтеотдачи, которые основаны на явлении физического поля, являются приоритетными при работе с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ). Технология позволила повысить дебит добывающей горизонтальной скважины, что в дальнейшем может применяться на месторождениях с наличием сложно построенного резервуара и низкопродуктивных скважин.
Заключение
Проведенный анализ автором показал, что метод плазменно-импульсного воздействия является успешным инструментом при прогнозе величин дебита горизонтальных скважин. Установлено, что данный способ является перспективной современной технологией для интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов. Он может применяться в условиях как терригенного, так и карбонатного коллектора, с высокой степенью выработки запасов, высокой обводненности продукции, а также на месторождениях с тяжелыми высоковязкими нефтями. Технология показала себя как эффективный инструмент ГТМ для прогноза продуктивности скважин.
Литература
1. Рузин Л.М. и др. 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. – 480 с.
2. Нургалиев, Р.Г. Анализ техники и технологии добычи высоковязкой нефти на объектах ООО «РИТЭК» / Р.Г. Нургалиев, В.Н. Ивановский // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса – 2024. – № 2. – С. 5–14.
3. Прохорова, А.А. Анализ эффективности технологии парогазового воздействия на месторождении высоковязкой нефти как метода повышения нефтеотдачи по сравнению с технологией пароциклической обработки / А.А. Прохорова, С.Н. Николаева // Нефтепромысловое дело. – 2024. – № 12. – С. 12–19.
4. И.Ш.С. Салих, А.К. Ишимбаев, И.И. Мухаматдинов, А.В. Вахин Исследование облагораживания сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения с применением растворителей при паротепловом воздействии // Экспозиция. Нефть. Газ. 2020. № 2. С. 21–24.
5. Зарипов А.Т., Ибатуллина С.И., Мотина Л.И., Хисамов Р.С. Технико-экономическая оценка методов добычи природных битумов для условий месторождений Республики Татарстан // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 3. – С. 64–66.
6. Хисамов Р.С., Амерханов М.И., Ханипова Ю.В. Изменение свойств и состава сверхвязких нефтей при реализации технологии парогравитационного воздействия в процессе разработки Ашальчинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 9. – С. 78–81.
7. Ибрагимов Н.Г., Васильев Э.П., Амерханов М.И., Шестернин В.В., Ахмадуллин Р.Р. Оптимизация работы добывающих скважин при парогравитационном воздействии на пласт на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2013. – №7. – С. 34–35.
8. Девликамов В.В. Хабибуллин З.А. Кабиров М.М. Аномальные нефти – М. «Недра», 1975, 168 с.
9. Ибрагимов Л.Х. Мищенко И.Т. Челоянц. Д.К. Интенсификация добычи нефти – М. Наука, 2000. – 414 с.
10. Барышников А.А. Исследование и разработка технологии увеличения нефтеотдачи за счет вытеснения с применением электромагнитного поля. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. ТюмГНГУ. Тюмень. 2014. С. 159.
11. Котельников И.А. Лекции по физике плазмы. Том. 1. Основы физики плазмы: учебное пособие для вузов / И.А. Котельников. – 3-е изд., испр. и доп. – Санкт-Петербург: Лань. 2021. – 400 с ил.
12. Хусаинов В.М. Волновые технологии избирательного воздействия / В.М. Хусаинов // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 62–65.
13. Костусенко Д.К. Плазменно-импульсное воздействие на продуктивный пласт для интенсификации процесса добычи на месторождениях с аномально вязкими нефтями // Форум молодых ученых, 5/2 (21), 2018, с. 241–245.
14. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / Под ред. проф. Р.Х. Муслимова. – В 2-х томах. – Т. 1. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ. 2007. – 316 с.
15. Сулейманов Б.А. Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2022. – 288 с.
16. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов – Москва – Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2002, с. 140.
17. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти газа и битумов. – М. Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ Регулярная и хаотичная динамика. 2010. – С. 536.
18. Гилаев Г.Г. Ольховская В.А. Гилаев Г.Г. Хафизов В.М. Гидроразрыв пласта в вертикальных и горизонтальных скважинах: учеб. пособие. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2020. – 304 с.
19. Кларк С. Справочник физических констант горных пород: справочник / С. Кларк. – Москва: Мир, 1969. – 300 с.
