Обоснование размещения паротепловой горизонтальной скважины в битумном пласте на основе комплексного обобщения геолого-геофизических, промысловых и лабораторных данных на примере мордово- кармальского месторождения

УДК 622.276

Д.А.ДАУТОВ

Альметьевский государственный нефтяной институт

ОБОСНОВАНИЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПАРОТЕПЛОВОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ В БИТУМНОМ ПЛАСТЕ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОГО ОБОБЩЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ПРОМЫСЛОВЫХ

И ЛАБОРАТОРНЫХ ДАННЫХ НА ПРИМЕРЕ МОРДОВО-КАРМАЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Предложен анализ результатов лабораторных исследований оптических свойств битумов Мордово-Кармальского месторождения, данных по теплопроводности коллекторов, результатов статистической обработки лабораторных и промысловых данных. Изучено влияние условий теплового воздействия и теплопроводности коллекторов на оптические свойства добываемых битумов. Выявлены корреляционные зависимости оптических свойств битумов от температурных условий их разработки, тепловых и емкостно-фильтрационных свойств коллекторов и типизация битумов по оптическим свойствам. Даны рекомендации по совершенствованию теплового воздействия.

The laboratory researches' results of Mordovo-Karmalskoye oil-field's bitumens' optical properties, collectors' heat conductivity's data, statistical processing results of laboratory and factory are analyzed. The influence of conditions of thermal affects and heat conductivity of collectors on the optical properties of extracted bitumens are investigated. Correlation interrelations of bitumens' optical properties with temperature conditions of their development, thermal and capacitance-fluid properties of collectors and typification of bitumens on optical properties are revealed. Recommendations on thermal affect's perfection are given.

Мордово-Кармальское месторождение является в течение длительного времени опытным полигоном, на котором опробовались различные виды теплового воздействия на природные битумы (ПБ). Необходимость вовлечения в разработку природных битумов, являющихся комплексным многоцелевым углеводородным сырьем, связана с истощением запасов традиционной нефти в девонских и каменноугольных отложениях Татарстана.

Мордово-Кармальское месторождение ПБ приурочено к поднятию седиментаци-онного типа, выявленного по кровле уфимского яруса на западном склоне ЮжноТатарского свода. Структура осложнена двумя небольшими куполами в ее северозападной и юго-восточной частях. Битумо-насыщенными на месторождении являются песчаники шешминского горизонта, залегающие на глубинах 65-110 м. Внутренняя

структура резервуара отличается неоднородностью, наличием водоносных прослоев, сильной изменчивостью песчаных пород по уплотненности, глинистости и известкови-стости. Неоднородность литологического состава отражается в неоднородности пород по теплопроводности. Выделено восемь классов пород, которые учитывались при построении геотеплового разреза залежи (рис.1). Битумонасыщенная часть пласта отличается пониженной теплопроводностью. Выше залегают «лингуловые» глины с пониженными значениями теплопроводности, играющие роль геотеплового экрана. В районе водобитумного контакта нередко выявляются уплотненные участки, в которых возможны наибольшие потери тепла.

Методика исследований включала отбор и подготовку проб ПБ, измерения коэффициентов светопоглощения Ксп и све-

- 65

Санкт-Петербург. 2008

Класс пород 1 2 3 4 5 6 7 8

Расчетная теплопроводность, Вт/(м-К) >0,4-0,5 0,5-0,6 0,6-0,7 0,7-1,25 1,25-1,45 1,45-1,65 1,65-2 <2-2,1

Обозначение Г 1

Песчаники

Лингуловые глины

ш

Условные о бозначения

Нижнеказанские i—г-

Среднеспириферовый известняк

Кровля шешмин-ского горизонта

Рис.1. Геотепловой разрез по линии скважин 275 - 415

топропускания т, оптической плотности D с помощью фотометра КФК-3 и спектрофотометра UNICO 1200 (в интервале длины волны 323-1017 нм)*, а показателей преломления nD и дисперсии nF - nC с помощью рефрактометра ИРФ-454. Статистическая обработка результатов исследований заключалась в расчетах среднеквад-ратических отклонений а и средних значений аср, коэффициентов вариации Va, коэффициентов Ксп и nD. В работе обобщены лабораторные и геолого-промысловые данные, а также расчетные данные по тепловым свойствам горных пород, которые использованы для контроля разработки месторождения.

* Девликамов В.В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений / В.В.Девликамов, И.Л.Мархасин, Г.А.Бабалян. М.: Недра, 1970. 160 с. 66

Природные битумы характеризуются сильной неоднородностью по оптическим свойствам. Выявлено три характерных их типа. На типизацию ПБ по оптическим свойствам влияет температурный режим их разработки при внутрипластовом горении (ВГ) и термоциклическом воздействии (ТЦВ). А температурный режим разработки ПБ зависит от емкостно-фильтрационных свойств коллекторов, работающей толщины пласта, а также анизотропии коллекторов по теплопроводности. Установлено, что в процессе разработки добываемый битум становится более однородным по оптическим свойствам (рис.2). На неоднородность ПБ по оптическим свойствам влияет перфорированная толщина пласта йперф (рис.3, а). Обычно с увеличением перфорированной толщины пласта повышаются значения Уа

ISSN 0135-3500. Записки Горного института. Т.174

Ксп, см

10000

8000

6000

4000

2000

370 380 390 400

500

600 700 800

Длина волны X, нм

15.08.2006

-Д- 01.01.2004 15.02.2005 -

Рис.2. Спектральные кривые Ксп проб битума

900 940 980 1020 -- 15.01.2007

б

0 3

6 9

^перф, м

12

ь

200 160 120 80 40

♦

ж

♦

о ♦ о

и  о

0,2 0,4 0,6 0,8

(Кп Кб)/Х

Рис.3. Факторы, влияющие на неоднородность ПБ по оптическим свойствам

коэффициента Ксп добываемого битума, характеризующие его неоднородность по оптическим свойствам. С увеличением пористости и битумонасыщенности коллекторов и при уменьшении их теплопроводности (рис.3, б) значения о (Ксп) битумов увеличиваются. Установлено, что спектральные кривые Ксп и кривые Пе> битумов, отбираемых из зон горения, отличаются большей дифференцированно-стью, чем битумов, разрабатываемых при ТЦВ. Подобные отличия вызваны ха-

рактерными особенностями процессов ВГ и ТЦВ.*

Одно из направлений совершенствования разработки битумов - применение систем горизонтальных скважин, обеспечивающих массированное тепловое воздействие на битумный пласт, а также совершенствование методов контроля теплового воздействия, в том числе и оптиче-

* Антониади Д.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г.Антониади, А.Р.Гарушев, В.Г.Ишханов. Краснодар: Советская Кубань, 2000. 464 с.

67

Санкт-Петербург. 2008

0

0

ских. Предложена горизонтально-этажная система размещения скважин, состоящая из двух этажей нагнетания пара и трех этажей добычи битума. Предлагаемую систему отличают высокая активность (благодаря оптимальному соотношению количества добывающих и нагнетательных скважин), возможность изменения направлений фильтрационных потоков. При этом преодолевается основной, на наш взгляд, недостаток существующих опытных систем воздействия по принципу

одна нагнетательная - одна добывающая скважины. Горизонтально-этажная система адаптирована под любую технологию паротеплового воздействия и повышения битумоотдачи, обладает большими возможностями для регулирования обводненности продукции скважин. Для нее характерны относительно небольшие потери тепла благодаря единой системе скважин и возможность применения для контроля теплового воздействия оптического метода.

Научный руководитель доц. Р.Н.Бурханов

68 -

ISSN 0135-3500. Записки Горного института. Т.174