«Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»

Влияние капиллярных сил на эффективность технологии парогравитационного дренирования добывающих горизонтальных скважин Ярегского нефтяного месторождения

УДК: 622.276.031:532.6
DOI: 10.33285/2413-5011-2023-3(375)-33-40

Авторы:

¹ Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
² Филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

Ключевые слова: капилляриметрические исследования, распределение нефтенасыщенности и температуры, горизонтальные скважины

Аннотация:

На основе результатов капилляриметрических исследований эйфельско-старооскольских отложений (D₂st-ef) Ярегского месторождения установлено, что расположение стволов горизонтальных скважин (ГС) непосредственно в зоне ВНК является проблематичным, так как возможны случаи, когда основная часть горизонтального ствола окажется в чисто нефтяной зоне, в то время как остальные участки скважины будут соприкасаться или пересекать слабонефтенасыщенные и водонасыщенные области. Отдаление траектории ГС от отметки ВНК по вертикали ведет к снижению доли извлекаемых запасов, так как ниже горизонтального ствола останутся неизвлекаемые запасы нефти. Расположение ГС в слабонефтенасыщенной или водонасыщенной областях приведет к недостижению плановой добычи нефти, увеличению продолжительности прогрева прискважинной зоны и продолжительности выхода скважины на режим. Строительство скважин с горизонтальным профилем без пересечения слабонефтенасыщенных интервалов, но с одинаковой отметкой ВНК, установленной с учетом капиллярных сил, позволит получить дебит нефти в 1,5 раза выше.

Список литературы:

1. Некрасов А.С., Култышева С.Н., Чижов Д.Б. Геометризация эйфельско-старооскольской залежи Ярегского месторождения с использованием кривых капиллярного давления // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2023. – № 2(373). – С. 48–53. – DOI: 10.33285/2413-5011-2023-2(373)-48-53

2. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. – М.: Нефть и газ, 1996. – 284 с.

3. Проблемы развития проекта разработки залежей сверхвязкой нефти ОАО "Татнефть" / Н.У. Маганов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов [и др.] // Нефт. хоз-во. – 2014. – № 7. – С. 21–23.

4. Шандрыгин А.Н., Нухаев М.Т., Тертычный В.В. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа (SAGD) // Нефт. хоз-во. – 2006. – № 7. – С. 92–97.

5. Анализ эффективности применения термоциклической технологии воздействия на призабойную зону скважин месторождений с высоковязкими нефтями / С.Ю. Борхович, А.Я. Волков, К.А. Волков, В.А. Толстогузов // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2011. – № 11. – С. 23–27.

6. Термоциклическая технология воздействия на призабойную зону пласта забойными электронагревателями / К.А. Волков, Г.В. Миловзоров, А.Я. Волков [и др.] // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. – 2012. – № 6. – С. 204–212.

7. Modern SAGD Technology – From Modeling to Field Monitoring / Sh. Takhautdinov, N. Ibragimov, R. Khisamov, R. Ibatullin, M. Amerkhanov, A. Zaripov // World Heavy Oil Congress, 5-7 March 2014, New Orleans, Louisiana, USA. – New Orleans, 2014. – 257 р.

8. Большаков Ю.Я. Капиллярность как важный предмет изучения для решения задач современной нефтегазовой геологии и разработки месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2016. – № 9. – С. 56–59.

9. Хафизов Р.И., Зарубов А.Т., Шайхутдинов Д.К. Исследование влияния аномальных газонасыщенных интервалов на эффективность разработки залежей сверхвязкой нефти парогравитационным методом // Новые подходы и технологии поддержания добычи для месторождений на поздней стадии разработки: Тез. докл. III Пермского нефтегазового форума, 12-13 окт. 2016 г. – Пермь, 2016. – С. 32–35.

10. Шайхутдинов Д.К., Зарипов А.Т. Технологии парогравитационного дренажа в карбонатных отложениях Горского месторождения сверхвязкой нефти // Ученые записки Альметьевского гос. нефт. ин-та. – 2015. – Т. 13. – № 1. – С. 118–127.