Статья в журналеБесплатный доступ
Повышение нефтеизвлечения и темпов разработки залежей неньютоновских нефтей на основе инновационной технологии
- Tashkent State Technical University, Tashkent, Uzbekistan
Ключевые данные
- Опытные работы на Хаудаге, 1978–1980 годы: перепуск геотермальной воды с температурой на устье 71–73 °C в продуктивные пласты под естественным напором.
- Узень (Казахстан), 1975 год: горизонт XXIV, 90–100 °C на глубине 1 980–2 300 м; 70–75 °C после газлифта.
- Пластовые температуры: Ляльмикар 41–43 °C, Кокайды 57–58 °C, Хаудаг 31–32 °C, Амударья 52 °C, Коштар 57 °C.
- Глубина продуктивных пластов: Хаудаг 260–320 м, Ляльмикар 895–950 м, Кокайды 1 204–1 280 м, Амударья 1 200–1 250 м, Коштар 1 275 м.
- Геотермальные воды с температурой 120–180 °C на глубинах до 3 000–5 000 м; возможен местный градиент 0,04–0,06 °C/м и более.
- Потери тепла: 30–35% (восходящий поток) и 35–40% (нисходящий поток) при закачке с поверхности против 10–15% при внутрискважинном перепуске.
Ключевые слова
- геотермальные воды
- геотермальное заводнение
- повышение нефтеотдачи
- высоковязкая нефть
- Хаудаг
- Сурхандарья
- пластовая температура
Краткое изложение
Месторождения вязких неньютоновских нефтей Узбекистана, в том числе Ляльмикар, Кокайды, Хаудаг, Амударья и Коштар в Сурхандарьинском и Юго-Западно-Гиссарском регионах, разрабатываются 40–65 лет и более и имеют низкие коэффициенты нефтеизвлечения — 0,1–0,3. Пластовые температуры на них от 31–32 до 57 °C, вязкость нефти в пластовых условиях 76–1 280 мПа·с, а пластовой воды — 0,49–0,95 мПа·с, поэтому вода прорывается к добывающим скважинам и обводненность продукции достигает 85–90% и более.
Геотермальное заводнение впервые применили в промышленном объеме в 1975 году на месторождении Узень в Казахстане: источником служил горизонт XXIV с температурой пластовой жидкости 90–100 °C на глубине 1 980–2 300 м, при газлифтном подъеме вода имела 70–75 °C. В 1978–1980 годах на месторождении Хаудаг проводились опытно-промышленные работы по перепуску под естественным напором геотермальной воды с температурой на устье 71–73 °C в продуктивные пласты; дебит скважин, пластовые температуры и давление выросли. Автор предлагает перепускать геотермальную воду из нижних пластов в нефтенасыщенный пласт внутри скважины, без подъема на поверхность. Это снижает потери тепла с 30–40% при обычной закачке, а при закачке более горячей воды — с 60–70%, до 10–15%. Сточные воды предлагается закачивать в горизонты с геотермальными водами.
Измерения вязкости нефтей при 30–98 °C показывают ее резкое снижение до 60–70 °C; при 80–98 °C нефти ведут себя как ньютоновские жидкости. На Амударье вязкость падает с 4 200 сСт при 30 °C до 22 сСт при 98 °C. Геотермальные воды с температурой 120–180 °C залегают в регионе на глубинах до 3 000–5 000 м поэтажно с месторождениями. По мнению автора, при местных геотермических градиентах 0,04–0,06 °C/м и более эти воды могут залегать на меньших глубинах; он предлагает провести гидрогеологические изыскания для оценки их ресурсов. Автор ставит цель повысить нефтеизвлечение в этих залежах до 0,85–0,90.
Как цитировать
O. M. Chariev (2008). Increasing oil recovery and development rates of non-Newtonian oil deposits on the basis of an innovative technology. O‘zbekiston neft va gaz jurnali (Uzbek Journal of Oil and Gas), No. 1, 2008, pp. 15–18. https://drive.google.com/file/d/1xMt34kOd4Ysh5HDfJxVcT5OXd8iRCq59/view