Существенный недостаток технологии извлечения углеводородов при разработке залежей углеводородов вертикальными скважинами связан с ограниченными поверхностями дренирующих каналов. Перспективным направлением в использовании систем ГС является разработка залежей тяжелых (высоковязких) нефтей. Теплофизические основы термического воздействия на нефтеносные пласты следующие [49]:
рост температуры нефти в пласте приводит к снижению ее вязкости, а следовательно, к повышению подвижности; чем больше исходная вязкость нефти, тем результативнее ее нагрев; в двухфазной системе "нефть — вода" Qy/Qd ≈ μв/μн, поэтому с увеличением исходной вязкости нефти увеличивается эффект дебита Qн.
Следовательно, термические методы повышения нефтеотдачи теплофизически обоснованы, особенно для высоковязких (тяжёлых) её разновидностей. Следует отметить, что расчёты, приведённые в работе [106], показали, что термическое воздействие на нефтяные пласты энергетически целесообразно только для залежей с высокопроницаемыми коллекторами.
В настоящее время разрабатываются инженерные основы реализации как в целом этой новой технологии, так и отдельных ее этапов. Причем в качестве вытесняющего агента могут применяться продукты горения нефти [106, 270], пар [280], пар с растворителями [278] и др.
Отметим преимущества ГС, непосредственно связанные с задачей данного исследования. Это увеличение прямого контакта ствола скважины с продуктивной зоной пласта, в то время как перфорированный интервал вертикальной скважины ограничен величиной нефтенасыщенной толщины пласта. Другое преимущество — возможность с минимальными затратами максимально увеличить площадь дренирования и организовать линейный фронт вытеснения нефти рабочим агентом.
Большой интерес представляет исследование процессов заводнения залежей высоковязкой нефти при тепловом воздействии в системе ГС [110 и др.]. Нагнетание теплоносителей в пласты тяжелой нефти увеличивает нефтеотдачу, но застойные зоны, содержащие значительное количество не извлеченной нефти, обычно остаются. Для добычи этой нефти применяется уплотняющая сетка скважин. Использование системы ГС позволяет более эффективно решать эту проблему. Другой проблемой при термическом заводнении является образование паровой шапки. Низкая плотность пара по сравнению с другими фазами заставляет его подниматься в верхнюю часть пласта. В этой зоне нефть хорошо вытесняется паром, тогда как нижняя часть пласта может остаться неохваченной вытеснением, за исключением небольшого участка около нагнетательной скважины. ГС позволят успешно решать и эту проблему.
Для решения поставленной задачи проведены расчеты на разработанной и реализованной на ПЭВМ модели неизотермической фильтрации в системе горизонтальных и вертикальных скважин. Теория неизотермической фильтрации упругих жидкостей базируется на предположении, что тепловое взаимодействие между прилегающими элементарными макрообъемами подчиняется законам теплопроводного и конвективного теплопереноса [183]. В рассматриваемом процессе допускается существенное упрощение — принятие условия равенства значений температуры в локальном объеме в фильтрующихся фазах, а также в скелете коллектора. Данное положение достаточно обосновано вследствие развитой поверхности контакта между фазами и коллектором. Это приводит к активному теплообмену между фазами и коллекторами и к сравнительно быстрому выравниванию температуры в локальном макрообъеме.
Исследовались четыре варианта разработки: системой вертикальных скважин без теплового воздействия на пласт, вертикальными скважинами с нагнетанием горячей воды, горизонтальными и вертикальными скважинами, системой ГС. При моделировании пласта использованы параметры, близкие для пластов Арланского месторождения.
Относительные фазовые проницаемости и вязкости фаз температурно зависимы [120].
При разработке месторождений высоковязкой нефти вертикальными скважинами предпочтительна площадная система заводнения. В качестве базового варианта разработки выбрана 9-точечная сетка скважин. Расстояние между скважинами 300 м. Элемент такой системы приведен на рис. 2.26. Сначала изучается процесс изотермической фильтрации в моделируемом пласте. Температура нагнетаемой воды равна пластовой температуре: нефтеотдача в этом варианте разработки достигла 23,5 % при сроке разработки 69,8 года. Показатели разработки низкие, и для увеличения нефтеотдачи целесообразно применить термическое заводнение.
Во втором варианте разработки добыча производится вертикальными скважинами 9-точечной сетки, как и в базовом варианте. Температура нагнетаемой воды предполагается равной 150°С. Нефтеотдача пласта возросла до 33 %, срок разработки сократился до 52,7 года. Таким образом, нефтеотдача увеличилась на 9,5 % по сравнению с базовым вариантом.
В третьем варианте разработки добыча производится двумя вертикальными скважинами (по 9-точечной сетке) и двумя ГС. Температура нагнетаемой воды предполагается равной 150°С. Нефтеотдача пласта возросла до 35,7 %, срок разработки сократился до 22,3 года.
Четвертый вариант — разработка системой ГС. Горизонтальные скважины одинаковой длины (300 м) проведены между боковыми и угловыми скважинами 9-точечной сетки (см. рис. 2.25). Этот вариант отличается более высокими показателями разработки. Нефтеотдача пласта 38 % при сроке разработки 15,3 года.
Из сравнительной табл. 2.3 результатов расчетов видно, что нефтеотдача при разработке системой ГС увеличилась на 5 % по отношению ко второму варианту разработки, а срок разработки при этом уменьшился на 37,4 года.
Следует отметить, что разработка моделируемого пласта во всех вариантах ведется при высоком водонефтяном факторе. Динамика обводненности для всех вариантов приведена на рис. 2.27. Динамика обводненности продукции ГС ниже, чем вертикальных скважин. Разработка моделируемого пласта во всех вариантах ведется при высоком водонефтяном факторе.
Таким образом, проведенный эксперимент показал, что технология разработки залежей высоковязких нефтей системой ГС с применением термического заводнения позволит значительно повысить технологические показатели разработки.