Введение. 
Разработка технологических показателей Мелекесского горизонта

Более четверти в России и странах СНГ при разработке нефтяных месторождений в целях увеличения текущей и конечной нефтеотдачи в основном использовали метод поддержания пластового давления путем закачки воды в пласты (в законтурную, приконтурную или внутриконтурную часть пласта).

Под закачку воды в пласт переведены и многие месторождения, введенные в разработку ранее. В настоящее время этими методами разрабатывается более 200 нефтяных месторождений.

О высокой народнохозяйственной эффективности метода заводнения можно судить по тому, что около 80% всего объема добычи нефти получают из пластов охваченных заводнением. За четверть века получено при использовании этого метода более 40% добытой в России и странах СНГ нефти. нефть скважина добыча нагнетание Важнейший показатель эффективности применения на практике научных основ разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласты — значительное повышение коэффициента нефтеотдачи в целом по стране. В результате вместе с приростом запасов на счет вновь открытых месторождений был обеспечен интенсивный рост добычи нефти в целом по стране.

Однако, несмотря на высокие технико-экономические показатели, полученные при разработке месторождений с применением метода заводнения, закачка воды в пласты малоэффективна либо вовсе не применима для месторождений со сложными геологическими условиями или при содержании в пластах высоковязкой нефти.

Так теория и практика показывает, что наибольший коэффициент нефтеотдачи при заводнении (до 50% и несколько более) достигается в пластах, содержащих нефть вязкостью 0,5 — 1,5 Мпа с. При больших значениях вязкости нефти эффективность заводнения снижается, а при вязкости свыше 20 — 30 МПа с этот метод воздействия на пласт практически неэффективен и трудно осуществим (конечная нефтеотдача не превышает 15 — 20%).

Следовательно, при совместной технологии разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт обеспечивается неполное извлечение геологических запасов нефти, в результате чего в недрах остается в целом свыше 50%, а по пластам с высоковязкой нефти до 80 — 85% от ее геологических запасов. Это значит, что большое количество нефти остается в недрах земли.

Если учесть, что в последние годы все больше открывается месторождений с высоковязкой нефтью, то средний коэффициент нефтеотдачи по отрасли будет непрерывно снижаться, а доля безвозвратных потерь нефти в недрах будет интенсивно возрастать.

В числе мероприятий, направленных на дальнейшее повышение нефтеотдачи, особое место занимают способы теплового воздействия на пласты, содержащие как высоковязкую, так и нормальную по вязкости нефть. Эти способы можно применять и в сочетании с методами заводнения на новых месторождениях или на поздней стадии их разработки.

Основная технологическая идея термических методов воздействия на пласт заключается в уменьшении вязкости нефти при нагреве, что приводит к увеличению ее подвижности в пластовых условиях(= µ0). Повышению производительности скважин в результате их термообработки способствует и очистка стволов скважин и призабойных зон от выпавших парафинистых и асфальтосмолистых веществ.

На нефтедобывающих предприятиях СНГ применяют термическое воздействие (на нефтяные пласты) трех основных разновидностей:

прогрев призабойных зон скважин паром, различными нагревателями (электрическими и огневыми) и теплом, выделяющимся в ходе искусственно создаваемых химических реакций;

циклическое или постоянное нагнетание в пласт различных объемов теплоносителей (горячей воды, пара или горячих газов);

создание внутрипластового горения (ВГ), а также влажного горения — с вводом в пласт воды с целью создания водяного пара на фронте горения.

Каждую из указанных разновидностей методов можно применять в комплексе с другими способами воздействия на пласт.

За последние несколько лет доля термических методов добычи нефти в странах СНГ составляла 50% общей добычи нефти за счет всех новых методов (физико-химических, газовых и др.), хотя по числу действующих объектов, охвату запасов, объему закачки агентов, числу нагнетательных и реагирующих скважин и др., тепловые методы сильно уступают им.

К сожалению масштабы опытно-промышленных работ по термическому воздействию в последние годы не только не расширяются, но даже имеют тенденцию к сокращению. Причина того — необходимость бурения новых скважин, закупка теплоэнергетической техники, реконструкция систем сбора и подготовки нефти, дообустройство площадей и др., требующих дополнительных капитальных вложений.

Сегодня перед нефтяниками Российской Федерации стоит не легкая задача — разработка сложно построенных нефтегазовых месторождений высоковязкой нефти. Россия обладает значительными запасами тяжелых нефтей (9,0 млрд. т), что позволяет рассматривать их как важный резерв увеличения сырьевой базы. Это, в первую очередь, месторождения Западной Сибири, Удмуртии, КОМИ Республики, Поволжья и других регионов. И достичь здесь высоких показателей нефтеотдачи возможно лишь за счет применения термических методов воздействия.

Промышленное внедрение термических методов добычи нефти требует более высоких капитальных вложений и эксплуатационных затрат по сравнению с методами разработки маловязких нефтей. Поэтому реализация задачи увеличения добычи нефти термическими методами при существующем экономическом механизме неизбежно приводит к снижению прибыли предприятий и соответственно вступает в противоречие с экономическими интересами трудовых коллективов.

Предварительные расчеты показали, что при благоприятных условиях возможная добыча высоковязких нефтей в России может составить: в 2000 г. — 10−12 млн. т/год. в 2010 г. — 22−25 млн. т/год.

На Бахметьевском месторождении в течение нескольких лет осуществляется испытание теплового метода повышения нефтеотдачи. На одном участке с января 1982 года закачивается в пласт (мелекесский горизонт) горячая вода.

Одна из причин, вызывающий повышенный интерес к данному объекту, является наличие сравнительно больших остаточных запасов нефти в мелекесском горизонте и трудностью их извлечения без воздействия на пласт (конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на режиме растворенного газа ожидается не выше 0.2).

Особенностью испытываемого объекта (испытания проводились в IV пласте мелекесского горизонта) является низкая проницаемость коллектора (менее 0.1 мкмІ), наличие глинистых прослоев и нефтенасыщенных линз, изменчивая по площади нефтенасыщенная толщина пласта; нефть характеризуется повышенной вязкостью и высоким содержанием смол (до 27−29%), дебиты скважин низкие 0,5−2 т/сутки.

В связи с тем, что диапазон изменения основных геолого-физических параметров мелекесского горизонта находится либо за пределами, либо на границе пределов применимости известных методов повышения нефтеотдачи, при составлении технологической схемы было затруднительно отдать предпочтение какому-либо из методов. Испытанные методы неоднозначны по технико-экономическим соображениям: при закачке в пласт горячей воды не требуется дорогостоящего оборудования, при этом расчетный коэффициент нефтеотдачи 0.33.