Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ технологий, применяемых при разработке залежей высоковязких нефтей 6
1.1. Вытеснение нефти горячей водой 6
1.2. Технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) 9
1.3. Вытеснение нефти паром 16
1.4. Паротепловая обработка скважин 19
1.5. Разработка залежей высоковязких нефтей с использованием горизонтальных скважин 27
Глава 2. Обобщение опыта применения теплоносителей на месторождениях России и за рубежом 35
2.1. Результаты опытно-промышленных работ на месторождении Каражанбас 35
2.2. Опыт применения паротеплового воздействия на месторождении Кенкияк 42
2.3. Опыт теплового воздействия на месторождении Оха 50
2.4. Термическе воздействие на Ярегском месторождении 51
2.5. Опыт применение теплоносителей за рубежом 53
Глава 3. Обоснование исходных данных, необходимых для прогноза эффективности вытеснения нефти теплоносителями 67
3.1. Методики ВНИИ и РосНИПИтермнефть, которые используются для расчета показателей применения термических методов воздействия на пласт 67
3.2. Основные исходные данные, необходимые для прогнозирования технологических показателей 77
3.3. Данные об относительных фазовых проницаемостях и коэффициентах вытеснения нефти 86
3.4. Лабораторные исследования процесса извлечения высоковязких нефтей из пористой среды теплоносителями 91
Глава 4. Оценка эффективности вытеснения нефти теплоносителями для залежей нефти со слабосцементированньш коллектором 111
4.1. Создание методики определения коэффициента вытеснения нефти по литературным данным 111
4.2. Оценка эффективности вытеснения нефти теплоносителями для различных геолого-промысловых условий 124
4.2.1. Ван-Еганское месторождение 124
4.2.2. Месторождение Каражанбас и Кенкияк (Казахстан) 133
4.2.3.Русское месторождение 140
4.2.4. Месторождение Зуунбаян (Монголия) 145
4.3. Обоснование методики определения коэффициентов вытеснения нефти теплоносителями из залежей со слабосцементированньш коллектором и при высоких давлениях насыщения нефти газом 154
Выводы 166
Список литературы 168
- Вытеснение нефти горячей водой
- Результаты опытно-промышленных работ на месторождении Каражанбас
- Методики ВНИИ и РосНИПИтермнефть, которые используются для расчета показателей применения термических методов воздействия на пласт
- Создание методики определения коэффициента вытеснения нефти по литературным данным
Введение к работе
В настоящее время в мире нарастает дефицит энергоресурсов и, в первую очередь, нефти. Рост цен на нефть позволяет рентабельно разрабатывать залежи с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе, с высоковязкими нефтями. В большинстве случаев для вытеснения высоковязких нефтей используются теплоносители (водяной пар и горячая вода).
Во всех методиках расчета технологических показателей теплового воздействия на пласт главным параметром, характеризующим эффективность процесса, является коэффициент вытеснения. Единственным надежным способом определения коэффициента вытеснения являются лабораторные эксперименты. Если геолого-промысловой информации о залежи высоковязкой нефти много, а характеристики самого объекта разработки благоприятны для теплового воздействия (большие нефтенасыщенные толщины, близкие к единице коэффициенты песчанистости и расчлененности, высокая средняя проницаемость коллектора), то при подготовке проектного документа необходимо планировать лабораторные исследования коэффициентов вытеснения и фазовых проницаемостей.
Если информации об объекте разработки, содержащем высоковязкую нефть, мало и необходимо оперативная оценка эффективности теплового воздействия (при создании ТЭО КИН, при подготовке проектов опытно-промышленных работ) необходимы приближенные методики коэффициентов вытеснения. Поскольку современные методики расчета показателей теплового воздействия на пласт предполагают, что известны значения относительных фазовых проницаемостей при различных температурах вытеснения нефти, то необходимы приближенные методы оценки таких параметров. Поэтому сегодня является актуальным создание приближенных методик оценки эффективности теплового воздействия с учетом требований, предъявляемых современными пакетами компьютерных программ, предназначенных для расчета показателей разработки нефтяных месторождений.
Если проектирование разработки залежей высоковязкой нефти
осуществляется с использованием приближенных методик, то необходимы только осредненные значения коэффициентов вытеснения. Современные компьютерные технологии моделирования процесса вытеснения нефти теплоносителями предполагают детальное воспроизведение механизма повышения нефтеотдачи. Для получения достоверных расчетных показателей разработки с применением тепловых методов исходные данные должны быть детализированы по зонам с различной проницаемостью с целью повышения достоверности воспроизведения механизма воздействия на пласт. В связи с этим актуальным является совершенствование методик получения исходных данных для компьютерных пакетов программ.
Вытеснение нефти горячей водой
В технологической схеме разработки Гремихинского месторождения предусматривались два этапа опытно-промышленных работ: на первом этапе осуществить формирование первоочередного участка теплового воздействия, состоящего из семи площадных элементов, и на втором - развитие работ до 42 элементов теплового воздействия. В качестве теплогенерирующих средств использовались парогенераторы типа УПГ 9/120 и УПГ 60/160. Принципиальная схема теплового воздействия: элемент воздействия - 7-ми - точечная обращенная схема размещения скважин (нагнетательная в центре) с расстояниями между скважинами 173 м; темп нагнетания теплоносителя в каждый элемент (в центральную нагнетательную скважину) -160 т в сутки; суммарная закачка теплоносителя в каждый элемент должна составлять 1,3 порового объема элемента воздействия при температуре агента на устье нагнетательной скважины 260С; последующая закачка холодной воды для «проталкивания» созданной тепловой оторочки в пласте должна составлять до 1,7 порового объема элемента.
Строительство паронагнетательных скважин осуществлено по специальной технологии, предусматривающей использование термостойких металлов эксплуатационных колонн и термостойкого тампонажного цемента. Перед цементированием эксплуатационной колонны осуществляется предварительная ее растяжка (низ колонны заякоривается) с силой до 100 т.
Технологической схемой 1985 года обосновано формирование 244 элементов теплового воздействия с использованием шести установок УПГ 9/120 и двадцати семи — с более высокой производительностью — УПГ 60/160. Закачка теплоносителя начата в 1983 году.
На основе анализа отечественного и зарубежного опыта нагнетания теплоносителя в пласты, содержащие высоковязкие нефти, проведения лабораторных и опытно-промышленных работ в сложных (для тепловых методов) геологических условиях нами [1, 3, 4, 9, 54, 68] была создана принципиально новая высокоэффективная, ресурсосберегающая технология (ИДТВ) импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт. В основе этой технологии лежит решение наиболее проблемных задач разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти.
Главное отличие новой технологии ИДТВ от известных состоит в том, что в нагнетательную скважину циклично закачивается теплоноситель, а затем холодная вода.
Потери тепла в породы, окружающие нефтеносный пласт, а, следовательно, и тепловая эффективность процесса зависят в основном от разности температур между продуктивным пластом и окружающими породами. Поэтому при закачке теплоносителя высокого потенциала в больших объемах, т. е. при создании тепловой оторочки, размеры которой составляют 0,6—0,8 порового объема пласта на участке воздействия, создаются условия для больших непроизводительных потерь тепла.
Конечная цель проведенного испытания технологии ИДТВ сводилась к следующему: установление технологичности и конкурентоспособности ИДТВ с другими, промышленно освоенными способами разработки месторождений высоковязких нефтей; опытно-промышленное подтверждение технологической и экономической эффективности ИДТВ прежде всего как теплового метода разработки залежи, так и метода в сравнении с существующей технологией ВГВ; установление возможности применения технологии ИДТВ в условиях отсутствия надежного теплоизолированного оборудования (НКТ, пакеров и др.) паронагнетательных скважин; обоснование перспективности применения технологии ИДТВ на других месторождениях высоковязких нефтей. Для оценки технологической эффективности применения ИДТВ было разработано региональное методическое руководство. В основе руководства лежат два понятия об эффективности процесса: первое — ИДТВ — как тепловой метод, когда за базу отсчета эффективности принимается естественный пластовый режим (или режим разработки залежи на начало применения теплового метода), и второе — ИДТВ — как новый технологический способ теплового воздействия, когда за базу сравнения принимается известный тепловой способ (например, ВГВ).
Опытно-промышленное испытание технологии ИДТВ убедительно подтвердило более высокую эффективность процесса по сравнению с технологией ВГВ.
Анализ результатов промышленного испытания показывает, что технология ИДТВ обеспечивает значительное увеличение нефтеотдачи матриц по сравнению с общепринятой технологией нагнетания теплоносителя в пласт с последующим проталкиванием тепловой оторочки холодным агентом. ИДТВ как тепловой метод имеет более высокую тепловую эффективность, что подтверждается анализом динамики температурных полей.
При ИДТВ формируется сжатая высокотемпературная область с импульсным знакопеременным теплообменом между нагнетаемыми агентами и пластом.
На основной площади элемента формируются поля с температурами, близкими к «эффективной».
При ИДТВ имеет место ускоренное развитие теплового процесса в залежи за счет рационального использования теплогенерирующих средств. В периоды «холодных импульсов» высвобождающиеся теплогенерирующие установки используются на других скважинах или участках. Опытно-промышленное испытание технологии ИДТВ подтвердило более высокую эффективность процесса по сравнению с технологией ВГВ.
Результаты опытно-промышленных работ на месторождении Каражанбас
Высокая вязкость нефти, небольшие глубины залегания нефтяных залежей, хорошие коллекторские свойства пород продуктивных отложений являются благоприятными условиями для применения термических методов повышений нефтеотдачи при разработке месторождения Каражанбас. В связи с этим для выбора эффективных методов воздействия и обоснования технологических параметров системы разработки для промышленного применения на месторождении Каражанбас запланированы крупномасштабные работы по испытанию технологий теплового воздействия - паротеплового воздействия на пласт и влажного внутрипластового горения (ВВГ).
Общая характеристика опытно-промышленных участков На месторождении были запроектированы два опытно-промышленных участка: промысел ВВГ - для испытания технологии влажного внутрипластового горения (блок I) и промысел ПТВ - для испытания технологии паротеплового воздействия (блок III). Оба технологических процесса реализуются в сочетании с заводнением; т.е. путем ВВГ и ПТВ в пласте создаются тепловые оторочки заданных размеров, которые в последующем перемещаются ненагретой водой.
Объектом разработки на опытных промыслах являются пласты Г и Д, причем последний имеет ограниченное распространение по площади. В пласте Г выделяются от одного до девяти пропластков коллекторов с суммарной эффективной толщиной 5-16 м, а в пласте Д - от одного до трех прослоев коллекторов с суммарной эффективной толщиной 2-6 м.
В технологической схеме опытно-промышленных работ [13] признано целесообразным регулировать разработку закачкой рабочих агентов, в связи с чем нагнетательные скважины должны буриться на каждый пласт, а в добывающих скважинах осуществляется совместная эксплуатация пластов Г и Д.
С учетом этого технологии теплового воздействия рекомендуется испытывать при следующих параметрах системы разработки: рядная вкрест простирания пласта система расстановки скважин с равными расстояниями между рядами и скважинами, позволяющая формировать любую систему воздействия (площадную или линейную); три варианта, различающиеся плотностью сетки скважин: 100x100, 150x150,200x200 м; три варианта системы воздействия: линейная однорядная, линейная трехрядная, площадная семиточечная для каждой плотности сетки скважин; два варианта по размеру тепловых оторочек: 0,6 и 0,8 объема пор пласта; темпы закачки воздуха 3000 м /сут, теплоносителя и воды 10 т/сут на 1 м эффективной толщины пласта; соблюдение баланса между закачкой рабочих агентов и отборами жидкости.
Диапазон рекомендованных для испытания вариантов, различающихся параметрами системы разработки, обоснован опытом внедрения термических методов на месторождении Оха и площади Хорасаны и теоретическими исследованиями ВНИИ.
Всего по проекту на обоих опытных участках должно было быть пробурено 738 скважин разного назначения, в том числе 417 добывающих, 195 нагнетательных, 126 контрольных, поглощающих и резервных скважин (рис.2.2.).
Внедрение крупномасштабного проекта началось в 1980 г. За это время на месторождении пробурено 597 скважин разного назначения, введены в эксплуатацию, два парогенератора производительностью по 60 т/ч и давлением 6 МПа, девять установок для опреснения воды Каспийского моря.
Промысел ПТВ вступил в разработку в середине 1982 г. В течение 6 мес. 26 добывающих скважин эксплуатировались на естественном режиме. Закачка теплоносителя начата в декабре 1982 г. на участке с плотностью сетки скважин 100x100 м, когда дебиты первых 26 скважин (стабильный фонд) снизились в 2 раза и их фонтанная эксплуатация прекратилась.
Влияние закачки теплоносителя на работе скважин сказалось через 2-3 мес. после начала процесса ПТВ. Дебиты нефти возросли до уровня, превышающего начальную производительность скважин (рис.2.3.), и их фонтанирование возобновилось.
Методики ВНИИ и РосНИПИтермнефть, которые используются для расчета показателей применения термических методов воздействия на пласт
Комплекс программ расчета технологических показателей разработки месторождения с применением теплоносителей предназначен для выполнения расчетов по обоснованию технологической схемы разработки месторождения на этапе проектирования теплового воздействия. Комплекс программ состоит из трех взаимосвязанных программ. Первая программа предназначена для определения теплопотерь по стволу нагнетательной скважины и выдает информацию о степени сухости пара или температуре горячей воды. Вторая программа (центральная) — программа расчета технологических показателей так называемого базисного элемента нефтяной залежи.
Независимо от схемы разбуривания месторождения (по площадной или рядной системе) базисным элементом называется типовой участок залежи, обслуживаемой одной нагнетательной скважиной. Методическую основу алгоритма составляют расчет температурного поля пласта на основе модели Маркса-Лонгенхейма и нефтеотдачи по теории Баклея-Леверетта. Влияние неизотермичности процесса вытеснения учитывается через изменение вязкостей, относительных фазовых проницаемостей и плотностей фильтрующихся жидкостей в зависимости от температуры. В качестве исходной информации задаются геолого-физические параметры пласта и жидкостей, теплофизические свойства горных пород и флюидов, темп и температура нагнетания вытесняющего агента.
Программа позволяет выполнять расчеты для базисного элемента как площадной, так и рядной системы размещения скважин. Для этих случаев предусмотрен расчет технологических показателей разработки при вытеснении нефти: паром, горячей водой, путем обычного заводнения. Сравнивая показатели добычи нефти при термическом методе разработки с заводнени ем, определяется технологический эффект от применения термического метода повышения нефтеотдачи.
Третья программа — программа расчета технологических показателей разработки объекта (опытно-промышленного участка, залежи, месторождения) в целом. В качестве дополнительной информации для этой программы задается общее число базисных элементов на объекте и порядок ввода элементов в разработку. Используя показатели разработки отдельного базисного элемента, производится суммирование основных показателей с учетом количества элементов, находящихся в разработке.
Мето дика [31,32] предназначена для расчета прогнозных технологических показателей разработки базисных элементов многослойного пласта при площадных и линейных однорядных системах размещения скважин. При построении математической модели процесса вытеснения нефти в многослойном пласте основывались на следующих основных физических предпосылках и допущениях: —пласт слоисто-неоднородный с непроницаемыми перемычками между пропластками; —приемистость пропластков обратно пропорциональна их фильтрационному сопротивлению; —теплообмен между проницаемыми и не проницаемыми слоями происходит по схеме теплопередачи между блоками и трещинами трещино-порового пласта [33]; — в окружающих горных породах теплопередача осуществляется только в вертикальном направлении; —в проницаемых пропластках горизонтальный теплоперенос происходит за счет конвекции и теплопроводности, а температура по толщине принимается одинаковой; —термическое равновесие между скелетом пласта и насыщающими его жидкостями устанавливается мгновенно; —теплофизические свойства горных пород и жидкостей не зависят от температуры; —вытеснение в зоне пара — поршневое, температура, давление и степень сухости пара — постоянны; —плотность воды и нефти являются функциями температуры; —при переходе на нагнетание ненагретой воды стадия конденсации пара не учитывается.
Математическая модель включает систему уравнений сохранения энергии, массы, уравнения движения и состояния, а также необходимые для решения системы начальные и краевые условия. Модель реализуется численно.
При расчетах циклических режимов нагнетания теплоносителя в сочетании с заводнением соответственно меняют краевые условия задачи, а условием перехода от одного режима к другому являются заданные объемы нагнетания теплоносителя т (Т) и холодного агента т (X) в цикле.
В целом алгоритм можно использовать для расчета технологических показателей разработки слоисто-неоднородного пласта при непрерывном нагнетании горячей воды и ее оторочки, при нагнетании ненагретой воды (обычное заводнение, охлаждение пласта), при циклическом воздействии на пласт теплоносителем в сочетании с заводнением.
Результатами расчетов является таблица технологических показателей в динамике полей температуры, насыщенностей, массовых потоков флюидов и тд.
Алгоритм и программа могут быть использованы и в задачах адаптации, когда возникает необходимость уточнения параметров модели по данным истории разработки. Расчетная модель, учитывающая неравномерность продвижения фронтов вытеснения по пропласткам, дает информацию и к вопросам регулирования процессов разработки пластов сложного строения. И наконец, модель можно использовать в исследованиях влияния геологического строения пласта (например, коэффициентов песчанистости, расчлененности и др.) на показатели вытеснения.
Создание методики определения коэффициента вытеснения нефти по литературным данным
Для нагнетания пара выбрали пласт «Г» в отложениях барема. Пласт представлен чередованием алевролитов различной степени сцементированности (до рыхлых) с прослоями глин. Проницаемость по керну 0.125-0.830 мкм ; по промысловым данным 0.200 - 2,0 мкм; пористость (средняя) т=27.7%. Начальное пластовое давление 3.6 - 4.6 МПа; давление насыщения 2.06 - 3.25 МПа; начальная температура пласта 25 - 35С. Плотность пластовой нефти р„.пл=0.920 - 0.923 кг/м . Вязкость пластовой нефти 200 - 300 мПа-с. Коэффициент продуктивности скважин 0.002 - 17.2 м3/сут-ат. Дебиты нефти 4-115 м3/сут.
Для оценки эффективности вытеснения каражанбасской нефти различными рабочими агентами в институте ВНИПИтермнефть (г. Краснодар) на модели двухслойного пласта были проведены экспериментальные исследования [76].
Физическая модель пласта состояла из двух параллельно уложенных труб длиной 2 м, диаметром 0,028 м, заполненных кварцевым песком. Обе трубы имели общий вход и выход. Фракционный состав песка подбирали в зависимости от заданной проницаемости. Проницаемость первого (высокопроницаемого) слоя составила 1.72 мкм2, второго (низкопроницаемого) 0.25 мкм2; средняя пористость модели 0,34. Таким способом моделировали слоистую неоднородность пласта.
В опытах моделировали связанную воду, которую создавали путем насыщения пористой среды пластовой водой с последующим вытеснением ее исходной нефтью. Среднее значение остаточной водонасыщенности составляло 16-18%. В первой серии опытов при 33С нефть из модели пласта вытесняли пластовой водой, затем при 90С и 150С - дистиллированной водой. Опыт при 33С моделировал вытеснение нефти при начальной пластовой температуре.
При достижении обводненности 96 - 98%, когда объем вытесняющего объекта составлял 2 поровых объема, закачивали оторочку полимерного раствора, равную 0.23 объема пор пласта. Концентрация раствора полимера (по массе) - 0.5%; вязкость 54.6 мПа-с. При нагнетании раствора полимера резко начинало расти давление, а обводненость извлекаемой нефти снизилась до 40 -50 %. Результаты опытов сведены в таблицу (табл.3.13.).
Как следует из таблицы наибольший коэффициент вытеснения наблюдается при максимальной температуре 150С и составляет 0.710. При составлении технологической схемы опытных работ по нагнетанию горячей воды в пласт «Г» остаточная нефтенасыщенность принята 0.198, а при нагнетании пара - 0.165. Авторы работ [76] на основании проведенных экспериментов утверждают, что применение полимерного раствора эффективно на всех этапах термического воздействия.
Основные результаты исследований коэффициента вытеснения нефти из пласта рабочими агентами сведены в таблицу (табл.3.14).
Из таблицы видно, что при вытеснении нефти горячей водой из пористой среды, составленной из «чистого кварцевого песка», по данным Мустаева, Мавлютовой и Чеботарева [72,73,78] значения этого показателя для горячей воды при температуре 100-150С и многократной промывке лежит в интервале 0.71-0.86.
При вытеснении нефти из «экстрагированных кернов» паром высокой температуры (272С) может быть достигнут коэффициент вытеснения более 0.9 (данные экспериментов Уиллмана, Валлероя и др. [51]).
В экспериментальных исследованиях с пористыми средами, содержащими глину в количестве 10 % и 22 %, по данным экспериментов Аббасова, Касимова и Таирова [74,75] коэффициенты вытеснения получены значительно ниже - 0.858 и 0.783.
Расчетные значения коэффициента вытеснения нефти паром для месторождений Каражанбас и Кенкияк, где коллекторы нефти представлены высокопроницаемыми песками 1.5 и 4.1 мкм2, приняты 0.835 и 0.90; а для горячей воды соответственно 0.802 и 0.80.
Большой экспериментальный материал по коэффициенту вытеснения модели нефти представлен в работе Круса и Шварца [47]. Рассматривая влияние температуры при вытеснении нефти водой только на отношение вязкой нефти и воды в интервале от 1 до 500 можно ориентировочно оценить по приведенному в указанной работе графику (рис.4.1) коэффициент вытеснения нефти горячей водой.
Например, если при температуре 100С отношение вязкостей нефти и воды равно примерно М=(39 - 40), то коэффициент вытеснения при прокачке 10 поровых объемов горячей воды (100С) по кривым рис. 4.1. Круса и Шварца коэффициент вытеснения должен составить 0.71. Следовательно, остаточное нефтесодержание должно составить 0.29. По данным экспериментов Мустаева и др. [72] при вытеснении нефти горячей водой в аналогичных условиях (табл. 3.5 и 3.6) получен коэффициент вытеснения значительно выше - 0.86; следовательно, остаточная нефтенасыщенность должна быть не менее 0.14. Коэффициент вытеснения для горячей воды 100С, полученный в работе [72], представляется несколько завышенным. Причин для этого может быть несколько. В упомянутой работе [72] не указана точность эксперимента. Кроме того, опыты проводились с многократной промывкой до полного прекращения выхода нефти из модели, а полученный в работе [47] коэффициент вытеснения 0.71 соответствует прокачке только 10 поровых объемов воды. Поэтому при продолжении эксперимента коэффициент вытеснения мог быть получен значительно выше.
