Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Общая характеристика термогазового метода увеличения нефтеотдачи 9
1.1. Некоторые сведения об эффективности газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов 10
1.2. Механизм извлечения нефти с помощью внутрипластового горения. Низкотемпературное окисление нефти 19
1.3. Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи пластов 25
1.4. Опыт применения метода закачки и внутрипластовой трансформации воздуха на месторождениях легкой нефти 31
1.5. Постановка задачи исследования 41
Выводы 42
Глава 2. Методические основы численного исследования термогазового метода увеличения нефтеотдачи 44
2.1. Состояние изученности процесса внутрипластового окисления углеводородов 45
2.2. Модель для исследования основных закономерностей извлечения нефти термогазовым методом 56
2.2.1. Описание модели пласта 57
2.2.2. Компонентный состав фильтрующихся фаз 59
2.2.3. Реакции низкотемпературного окисления 61
2.3. Математическое описание физико-химических процессов, характеризующих термогазовый метод 63
2.3.1. Относительные фазовые проницаемости 68
Выводы 75
Глава 3. Численное исследование основных закономерностей извлечения нефти термогазовым методом 76
3.1. Исследование основных особенностей извлечения нефти термогазовым методом 76
3.1.1. Механизм вытеснения нефти при термогазовом методе 77
3.1.2. Влияние расхода нагнетаемого воздуха на механизм извлечения нефти термогазовым методом 82
3.1.3. Оценка объема оторочки эффективного газового агента 86
3.2. Исследование основных закономерностей извлечения нефти термогазовым методом из высокопроницаемых и низкопроницаемых пластов 87
3.2.1. Извлечение нефти из высокопроницаемых пластов 87
3.2.2. Определение влияния толщины пласта на механизм извлечения нефти термогазовым методом 94
3.2.3. Извлечение нефти из низкопроницаемых пластов 95
Выводы 107
Глава 4. Технологические показатели добычи нефти с применением термогазового метода на опытном участке пласта ЮС \ Восточно-Сургутского месторождения 109
4.1. Анализ разработки пласта ЮС \ Восточно-Сургутского месторождения 109
4.1.1. Краткая характеристика месторождения 109
4.1.2. Анализ текущего состояния и эффективность применения технологии разработки 114
4.2. Гидродинамическая модель пилотного участка пласта ЮС Восточно-Сургутского месторождения 120
4.2.1. Выбор типа фильтрационной модели 121
4.2.2. Выбор пилотного участка и обоснование размерности сетки гидродинамической модели 122
4.2.3. Относительные фазовые проницаемости 128
4.2.4. Модель пластового флюида 129
4.2.5. Начальное состояние. Модель насыщения 131
4.2.6. Описание условий работы скважин 131
4.3. Результаты прогнозных оценок технологических показателей добычи нефти на пилотном участке с применением термогазового метода 132
4.3.1. Сопоставление прогнозных технологических показателей добычи нефти при различных технологиях воздействия 133
Выводы 142
Основные выводы и результаты работы 143
- Некоторые сведения об эффективности газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов
- Состояние изученности процесса внутрипластового окисления углеводородов
- Механизм вытеснения нефти при термогазовом методе
- Анализ текущего состояния и эффективность применения технологии разработки
Введение к работе
Актуальность проблемы.
На всех этапах развития нефтедобывающей промышленности ее перспективы и стабильность определялись созданием надежной сырьевой базы за счет геологоразведочных работ, разработки и применения эффективных технологий для увеличения нефтеотдачи пластов. В течение последних трех десятилетий происходило непрерывное ухудшение качественного состояния сырьевой базы. Поздняя стадия разработки и структура остаточных запасов ряда крупных месторождений Западной Сибири, дает основание прогнозировать достижения по ним сравнительно низких величин КИН. Это обусловлено рядом факторов, одним из которых является сильная неоднородность кол-лекторских свойств и структурная сложность совместно залегающих низкопроницаемых продуктивных коллекторов. В этих условиях традиционные технологии разработки нефтяных месторождений на основе использования различных систем заводнения в целом не позволяют достичь первоначально запланированных коэффициентов охвата пластов вытеснением.
Применение эффективных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному росту извлекаемых запасов и добычи нефти без дополнительных затрат на геологоразведочные работы, а также экономии капитальных вложений на обустройство новых месторождений, развитие инфраструктуры.
Многолетние лабораторные и аналитические исследования, а также практический опыт реализации показали, что в условиях месторождений Западной Сибири весьма перспективным, с точки зрения интенсификации нефтедобычи и увеличения КИН, является метод водогазовой репрессии [53, 59]. Для его применения обычно используются природный или углекислый газы. Природный газ имеет довольно высокую коммерческую стоимость, вследст-
виє чего его объемы для закачки в пласт могут быть ограничены. Месторождения углекислого газа в нашей стране отсутствуют.
В то же время разработан и успешно апробирован на промыслах, принципиально отличный термогазовый метод интенсификации нефтедобычи и увеличения КИН на месторождениях с трудноизвлекаемыми остаточными запасами легкой нефти. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов.
Закачка воздуха в пласт для реализации внутрипластового горения на месторождениях высоковязких нефтей уже доказала свою эффективность в промысловых условиях. Однако, эффективность закачки воздуха на месторождениях легких нефтей с повышенными пластовыми температурами (выше 65 С) связывается с процессами отличными от реализуемых при внутри-пластовом горении. Основные особенности механизма вытеснения нефти с использованием этих процессов в достаточной степени изучены в лабораторных условиях и подтверждены в промысловых испытаниях.
Вместе с тем актуально изучение основных особенностей термогазового метода в различных геолого-фильтрационных условиях и создание для этих целей численной модели.
Основная цель диссертационной работы заключается в том, чтобы на основе численного моделирования исследовать основные особенности реализации термогазового метода увеличения нефтеотдачи применительно к конкретным геолого-физическим условиям.
Обоснование темы диссертации и задачи исследования.
К моменту постановки темы диссертационной работы имелись сформированные представления о механизме термогазового метода, полученные на основе лабораторных исследований и промысловых испытаний. Для исследования основных особенностей реализации термогазового метода в различных геолого-промысловых условиях залегания пластов необходимо соз-
дание численной модели адекватно описывающей процессы, происходящие в пласте.
В связи с этим в работе были поставлены и решались следующие задачи:
Создание численной модели для изучения основных особенностей термогазового метода увеличения нефтеотдачи в различных геолого-фильтрационных условиях;
Изучение влияния толщины коллектора на эффективность термогазового воздействия;
Исследование особенностей извлечения нефти термогазовым методом из высокопродуктивных пластов после заводнения;
Исследование особенностей извлечения нефти термогазовым методом из низкопроницаемых пластов;
Оценка технологической эффективности применения технологии термогазового воздействия на пилотном участке реального месторождения на основе детального численного моделирования.
Методы решения поставленных задач. Методами исследования являются:
Анализ и обобщение литературных данных по термическим и газовым методам воздействия;
Использование теоретических основ разработки нефтяных месторождений термическими (основанными на закачке воздуха в пласт) и газовыми методами;
Численные исследования основных особенностей термогазового воздействия с применением компьютерного моделирования.
Научная новизна.
Создана неизотермическая трехфазная многокомпонентная с химическими реакциями численная модель для исследования механизма термогазового метода увеличения нефтеотдачи;
Созданная численная модель отражает основные особенности лабораторного изучения механизма термогазового метода и может использоваться для определения оптимальных технологических решений в различных геолого-фильтрационных условиях;
Исследованы основные особенности извлечения нефти термогазовым методом при изменении проницаемости и толщины пласта;
Обоснованы принципы реализации термогазового метода для конкретных геолого-промысловых характеристик месторождения:
высокопродуктивные пласты, содержащие остаточную нефть после заводнения;
низкопроницаемые пласты.
Практическая ценность работы.
Полученные в результате исследований основные технологические характеристики реализации термогазового метода в низкопроницаемых пластах и высокопродуктивных пластах после заводнения, могут быть использованы при проектировании разработки месторождений.
Применение численной модели термогазового метода увеличения нефтеотдачи позволяет оптимизировать технологию реализации метода для конкретных геолого-физических характеристик месторождений.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы докладывались на: - 12-й научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ТюменНИИГИПРОГАЗ, Тюмень, 2002 г.;
Научном семинаре «Теория и практика разработки и эксплуатации нефтяных и нефтегазовых месторождений» ВНИИнефть, Москва, 2002 г.;
5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2003 г.;
12-м Европейском симпозиуме «Увеличение нефтеотдачи пластов», Казань, 2003 г.;
Секции научно-технического совета ОАО «Центральной Геофизической Экспедиции», Москва, 2004 г.
Конференции Сотрудничества России и Европейского Союза «Инновационная и устойчивая эксплуатация углеводородов», Москва, 2004 г.
5-й международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», Геленджик, 2005 г.
Публикации. По результатам выполненных научных исследований опубликовано 10 печатных работ, в том числе 7 в материалах научных конференций.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и заключения. Общий объем работы составляет 153 страницы печатного текста, в том числе 17 таблиц, 68 рисунков. Список литературы включает 114 источников.
Автор благодарит своего научного руководителя д.т.н. проф. Боксер-мана А.А. за ценные идеи, которые легли в основу данной работы, творческую помощь при постановке исследований и анализе их результатов. Автор выражает глубокую признательность сотрудникам ОАО «ЦГЭ» - Велички-ной Н.Ф. и к.т.н[Епишину В.Д]за всестороннюю помощь и ценные консуль-
тации, а также благодарит всех сотрудников 110-го Отделения ОАО «ЦГЭ» за участие и поддержку при подготовке диссертационной работы.
Некоторые сведения об эффективности газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов
Метод термогазового воздействия на месторождениях легких нефтей создан на стыке тепловых и газовых методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи. Не смотря на то, что метод базируется на физико-химических процессах, сходных с теми, что лежат в основе термических и газовых методов, в том числе и метода внутрипластового горения, по своей сути он существенно отличается от них. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов [10].
При этом используется важная энергетическая особенность многих ме-. сторождений, в том числе подавляющего большинства месторождений Западной Сибири, которые характеризуются не только высокими пластовыми давлениями, но и относительно высокими начальными температурами 65 С и выше. Такие температуры при закачке воздуха обеспечивают высокую эффективность самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов, в результате которых непосредственно в пласте вырабатывается эффективный газовый агент, содержащий в основном азот, диоксид углерода и легкие фракции нефти [12].
Традиционный метод закачки воздуха под высоким давлением известен с начала XX столетия. В течение длительного периода времени этот метод рассматривался как один из разновидностей термических методов добычи высоковязких нефтей путем создания движущегося фронта внутрипластового горения.
Принципиально отличный подход к технологии закачки воздуха путем использования энергетического потенциала пласта для внутрипластовой конверсии закачиваемого воздуха в эффективный вытесняющий агент впервые был предложен в 1971 г. в нашей стране [10]. Была показана возможность использования повышенных пластовых температур месторождений легких нефтей Западной Сибири для повышения эффективности их разработки на основе организации внутрипластовых окислительных процессов.
В данном разделе проведен анализ некоторых разновидностей газового воздействия на пласты и их реализации на конкретных месторождениях, проведен анализ термических методов увеличения нефтеотдачи, основанных на закачке воздуха в пласт. Также сформулированы основные принципы реализации технологии термогазового воздействия.
В настоящее время газовые методы нашли широкое распространение в практике нефтедобычи, в том числе и в коллекторах с ухудшенными фильтрационными характеристиками. Для месторождений России это обстоятельство имеет особое значение вследствие ухудшения структуры запасов, в частности увеличения доли запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах, где применение заводнения не столь эффективно и сопровождается сравнительно низкой степенью извлечения нефти. Кроме того, значительная доля запасов нефти сосредоточена в залежах с карбонатными коллекторами, со значительными толщинами пластов, с большими уклонами продуктивных пластов, т.е. в таких геологических условиях, которые позволяют организовать эффективное вертикальное вытеснение нефти газом.
В пластах большой мощности вытеснение газом эффективно за счет извлечения нефти из верхних частей пласта, которые нередко не вырабатываются при заводнении из-за гравитационных эффектов [30, 74].
Показано, что применение газовых методов в массивных залежах позволяет довести нефтеотдачу до величины порядка 90 % и выше благодаря высоким коэффициентам охвата и вытеснения [53, 55].
В плотных коллекторах приемистость скважин по газу в 3 и более раз выше, чем по воде. Проницаемость коллекторов, в которые закачивается газовый агент, изменяется в широком диапазоне - от нескольких миллидарси до нескольких дарси. Вместе с тем, при реализации горизонтального вытеснения нефти закачку газа предпочтительно вести в объектах с более низкой проницаемостью.
Неоднородность пласта обычно снижает эффективность вытеснения нефти газом. Для устранения этого недостатка рекомендуется реализовывать водогазовое воздействие. Основная эффективность этой технологии достигается за счет увеличения степени охвата пласта вытеснением при закачке в пласт газа и воды. Практикуется последовательная, попеременная, циклическая закачка газа и воды, а также закачка водогазовых смесей. Технология эффективна в пологих, неоднородных по проницаемости нефтяных пластах небольшой мощности, где применение закачки газа в чистом виде невозможно из-за быстрых прорывов газа в добывающие скважины [39, 66].
При разработке пологозалегающих пластовых залежей обычно прибегают к равномерной площадной закачке газов (5-ти или 9-ти точечные элементы). В массивных и моноклинально залегающих литологически ограниченных залежах с крутыми углами падения нагнетательные скважины располагаются в повышенных частях структуры, а добывающие - внизу по падению пласта.
По применению основного рабочего агента газовые методы подразделяются на методы закачки углеводородных газов, диоксида углерода, азота и дымовых газов. Следует отметить, что сравнительно дешевые газы такие как метан и азот недостаточно хорошо смешиваются с нефтью, поэтому их применение в чистом виде оправдано лишь в глубокозалегающих нефтяных пластах, где пластовое давление д остаточно высоко и условия смешиваемости газов с нефтью существенно лучше, чем при низких давлениях. Добавка углеводородов промежуточной молекулярной массы в сухой газ, состоящий преимущественно из метана, позволяет достичь полного смешивания полученного обогащенного газа со многими нефтями при сравнительно небольших пластовых давлениях (10-20 МПа). Однако применение обогащенного газа ограничено его сравнительно высокой стоимостью [66].
Использование для увеличения нефтеотдачи диоксида углерода наиболее оправдано с экономической точки зрения при наличии природных залежей углекислого газа вблизи нефтяных месторождений. Как вытесняющий агент, диоксид углерода существенно эффективнее, чем метан и азот и сравним по своему действию с обогащенным газом. Диоксид углерода имеет более широкую область применения по сравнению с другими газами, в частности он достаточно эффективно может использоваться для добычи остаточной нефти [4, 29, 31, 66].
Состояние изученности процесса внутрипластового окисления углеводородов
Дальнейшие исследования процесса окисления нефтей показали, что с увеличением молекулярного веса углеводорода скорость его окисления растет очень быстро. Как показано в работе [16], относительная скорость окисления n-октана (СУ/;я) в 200 раз, а n-декана (С10Н22) почти в 1400 раз больше, чем скорость окисления n-пентана (CV7/2). В работе [64] показано, что с ростом количества отогнанных легких фракций нефти (до 40 %), скорость реакции, рассчитанная на единицу массы оставшейся нефти, растет. Более низкая скорость реакции легких фракций зафиксирована в работе [109], где у двух исследованных нефтей легкие фракции взаимодействовали с кислородом воздуха со скоростью в 5-10 раз меньшей по сравнению с тяжелыми.
Для расчета скорости реакции нефти с кислородом воздуха в пористой среде используется кинетическое уравнение Аррениуса: Значения кинетических констант ЕА и Ао, из-за сложности состава нефти и многообразия химических реакций, происходящих в процессе окисления, представляют собой усредненные величины [76, 89], которые практически не зависят от температуры и характеризуют физико-химические свойства нефти и пористой среды. Энергия активации ЕА показывает, какой минимальной энергией должны обладать реагирующие частицы, чтобы они могли вступить в химическую реакцию, а предэкспоненциальный множитель Ао характеризует количество столкновений реагирующих частиц. Постоянные А0, ЕА, rtj и щ определяются из лабораторных исследований, причем, согласно [23, 65, 85, 93, 110] изменяются в довольно широких пределах: Такой большой разброс экспериментальных значений параметров кинетики окисления углеводородов обусловливается, прежде всего, различным углеводородным составом исследованных нефтей. Однако значения скоростей окисления от нефти к нефти изменяются мало, так как более высокому значению энергии активации, как правило, соответствует большее значение предэкспоненциального множителя. Более полное исследование процесса окисления [65, 109] выявило значительное влияние продолжительности окисления нефти на скорость реакции. Было замечено, что при длительном окислении характер окисления непрерывно меняется. В начальный период процесса окисления доля кислорода, пошедшего на образование моноокиси и диоксида углерода, составляет 10-20 %, что отмечалось и в работах [9, 25, 93, ПО], а затем непрерывно увеличивается с ростом степени окисленности и составляет 60 % при степени окисленности 0.6. В опытах по длительному окислению нефтей [93], авторами также отмечалось замедление скорости окисления со временем, причем темп снижения скорости реакции возрастал с ростом температуры.
В работе [23] при исследовании 13 нефтей различных месторождений бывшего СССР отмечается, что физико-химические свойства исследованных нефтей в диапазоне температур от 100 до 250 С, не оказывают заметного влияния на скорость реакции нефти с кислородом.
Экспериментально установлено [23, 65, 75, 85, 93, 109, НО], что с увеличением парциального давления кислорода скорость окисления нефти сначала растет, достигает некоторого предела и далее не изменяется. В работе [ПО], где исследовалось наибольшее количество нефтей при довольно высоких давлениях (3-Ю МПа), показатель степени п2 при парциальном давлении кислорода менялся от 0.31 до 0.79 для различных нефтей. Авторы работы [93] исследовали две нефти: Mid-Content с плотностью 935 кг/м3 при 15.6 С и вязкостью 77.9 мПа-с и SB-1 с плотностью 892 кг/м3 при 15.6 С и вязкостью 12.9 мПа-с при 38 С. Значения показателя п2 для этих нефтей составили 0.5 и 0.75 соответственно. Другие исследователи [65, 85, 109] получили значение показателя п2, близким или равным единице.
Авторы работы [89] показали, что изменение показателя п2 от 0.8 до 1.0 для реакций низкотемпературного окисления приводит к незначительным изменениям температуры. Считается, что чем меньше плотность нефти, тем значение коэффициента п2 ближе к единице.
Влияние давления сводится в основном к увеличению растворимости кислорода в жидкой фазе. Это приводит к увеличению его концентрации в нефти и возрастанию скорости окисления. Исследуя влияние давления на механизм процесса окисления, авторы работы [93] пришли к выводу, что порядок реакции по кислороду зависит от природы нефти и не зависит от свойств пористой среды. Было также замечено, что доля вступившего в реакцию кислорода растет с повышением температуры и давления.
Значение коэффициента W/, характеризующего порядок реакции по топливу, для низкотемпературного окисления считается равным единице.
Интенсивность реакции окисления зависит от характеристик системы нефть-коллектор [26]. Некоторые соединения, находящиеся в смеси реагирующих веществ (даже в небольших количествах), оказывают заметное влияние на скорость реакции: она возрастает в присутствии катализаторов и снижается при наличии ингибиторов. К слабым ингибиторам относятся амины, фенолы, серосодержащие соединения и некоторые поликонденсированные ароматические углеводороды - соединения, реагирующие с перекисными радикалами R02 с образованием стабильных веществ или неактивных радикалов. С другой стороны производные некоторых металлов, присутствующие в породе коллектора или в нефти, часто оказывают каталитическое действие на окисление в жидкой фазе.
Механизм вытеснения нефти при термогазовом методе
Так, при снижении межфазного натяжения (сг) на границе раздела жидкостей, ФП как для смачивающей, так и для несмачивающей фазы возрастают незначительно. Кривые ОФП на диаграмме поднимаются. Проницаемость для нефти существенно возрастает только при очень малых величинах сг(ме-нее 10" Н/м). При высоких значениях сг диапазон совместного течения более узкий.
Также существует зависимость ОФП от вязкости пластовых флюидов (или от соотношения их вязкостей jUo={i /№w)- Следует отметить, что с увеличением вязкости воды фазовая проницаемость для воды увеличивается. Кроме того, с увеличением /Ло сужается диапазон совместного течения.
Свойства системы «порода-пластовые флюиды». Важнейшим свойством такой системы является смачиваемость. В чистом состоянии большинство минералов, составляющих скелет породы, гидрофильны, а гидрофобность коллекторов, как принято считать, обусловлена адсорбцией на поверхности породы полярных компонентов нефти или битумоидов. Смачиваемость оказывает решающее влияние на микроскопическое разделение фаз и на механизм вытеснения.
Для случая совместного течения воды и нефти с увеличением гидро-фильности кривые ОФП смещаются вправо, в сторону повышенных значений водонасыщенности. Для гидрофильных коллекторов точка пересечения кривых находится, как правило, правее значения водонасыщенности, равного 50 %. Соответственно с ростом гидрофобности при одном и том же значении водонасыщенности проницаемость для воды увеличивается, а для нефти -уменьшается. Кроме того, величина отношения проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности к проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности (krwm/krowm в гидрофильных коллекторах, как правило, меньше 0.3, в то время как в гидрофобных это отношение близко к единице. Тесная зависимость ОФП от характера смачиваемости позволяет по виду кривых ОФП делать заключение о преимущественном смачивании породы водой или нефтью.
Качественную оценку характера смачиваемости коллекторов можно сделать при сравнении зависимостей проницаемости от насыщенности, полученных по результатам определения ОФП для систем «газ-нефть» и «вода-нефть» на одних и тех же образцах. Если графики kr kr0=f(so) и krjkr0=f(s0) имеют одинаковый наклон и расположены в одном и том же интервале насыщенности, то порода преимущественно гидрофобна. Температура. На вид зависимости ОФП также влияет температура. При изменении температуры могут меняться коллекторские свойства пород в результате изменения размеров и формы пор (поскольку зерна минералов имеют различные коэффициенты термического расширения), а также объема цемента и свойств глинистых минералов. При повышении температуры меняются свойства жидкостей; снижается поверхностное натяжение на границе с поверхностью пор. Межфазное натяжение между жидкостями может, как понижаться, так и повышаться в зависимости от состава жидкостей. Полярные компоненты, «осевшие» на поверхности пор, могут десорбироваться при высокой температуре. В большинстве случаев соотношение подвижностей М=кг„ / кг0-/ц„ уменьшается с увеличением температуры. Особенно это проявляется в системе «нефть-газ», что приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности. С изменением температуры изменяется смачиваемость породы. С увеличением температуры возрастает гидрофильность коллекторов, что в свою очередь влияет на ФП. Можно сделать следующие выводы о влиянии температуры на ОФП: с повышением температуры ОФП для нефти растет, в то время как для воды либо медленно возрастает, либо снижается; с повышением температуры кривые ОФП смещаются вправо, в сторону повышенных значений водонасыщенности (остаточная насыщенность воды swi растет, а нефти sorw уменьшается); ОФП для систем с низким межфазным натяжением более чувствительны к изменению температуры; ОФП для газа практически не изменяются. Необходимо отметить, что влияние температуры на ОФП значительно слабее сказывается в несцементированных пористых средах. Учет гистерезисных явлений. Влияние смачиваемости поверхности пород на ОФП также проявляется в направлении изменения насыщенности. Как известно, впитывание жидкости - это процесс вытеснения несма-чивающей фазы смачивающей. Процесс впитывания принципиально отличается от процесса дренирования (уменьшение насыщенности смачивающей фазы в процессе вытеснения) по характеристикам вытеснения. В зависимости от таких факторов, как размер пор, извилистость и топология порового пространства, скорость вытеснения для процессов впитывания или дренирования и распределения нефтей в поровом пространстве может быть различной. Для процесса впитывания отмечена зависимость остаточной нефтена-сыщенности sorw от величины начального нефтенасыщения. Кривые ОФП для одного и того же образца породы, полученные при пропитке и дренировании, несколько отличаются друг от друга. Это явление получило название гистерезиса кривых ОФП. Гистерезис кривых ОФП сильнее проявляется для не-смачивающей фазы и, особенно при высоких значениях межфазного натяжения а. Уменьшение и повышение температуры приводит к уменьшению гистерезиса кривых ОФП.
Анализ текущего состояния и эффективность применения технологии разработки
Результаты испытания объектов в разведочных скважинах и данные пробной эксплуатации, первоочередных скважин пласта ЮС 2 показали, что в 79.5 % случаев получены начальные притоки нефти с дебитом менее 10 м /сут при депрессиях на пласт от 6 до 14 МПа [63]. Еще в 9.8 % случаев дебиты нефти составили более 10 м3/сут; в 6.2 % случаев притоки жидкости вообще не получены; в 4.5 % случаев получены незначительные притоки пластовой воды или воды с пленкой нефти [60].
Гидродинамические исследования пласта ЮС2 проведены в 22 скважинах участка ОПР. Значения коэффициента продуктивности варьирует от 2.9 до 0.6 м /(сут-МПа), при среднем значении 1.27 м /(сут-МПа). Средний удельный коэффициент продуктивности равен 0.38 м3/(сут-МПа-м). Проницаемость пласта изменяется от 0.0015 до 0.0125 мкм2, при среднем значении 0.0082 мкм2.
В процессе опытно-промышленной эксплуатации скважин был выполнен значительный объем исследований по изучению и улучшению добывных возможностей пласта ЮС!, специалистами НГДУ «Сургутнефть» и Восточно-Сургутской НРЭ Главтюменьгеологии. Так, по мнению авторов [60], при существующих на сегодня способах замера и учета продуктивности, очень трудно зафиксировать разницу в работе скважин, т.к. дебиты колеблются в основном от 1 до 3 м3/сут. Соответственно нет возможности четко определить, какой способ первичного или вторичного вскрытия эффективней.
Для увеличения производительности скважин, в рамках ОПР были проведены работы по гидроразрыву пласта ЮС \. Дебиты скважин после обработки возросли в среднем в 2-3 раза. Однако продолжительность работы скважин на повышенных дебитах обычно не превышала 2-3 месяцев.
В 1992 году также с целью изучения возможности повышения продуктивности скважин были пробурены две добывающие скважины с горизонтальным забоем. Длина горизонтального участка в скважине 3033 составила 206 м, в скважине 3035 - 346 м. Коэффициент продуктивности этих скважин составил 1.46 м /(сут-МПа) и 1.78 м/(сут-МПа) соответственно. Результаты проведенных исследований показали, что в условиях сильно расчлененного пласта коэффициенты продуктивности по скважинам с горизонтальным забоем оказались не больше среднего значения коэффициента продуктивности по скважинам с вертикальным стволом.
Таким образом, апробированный на участке ОПР комплекс мероприятий по интенсификации добычи нефти из пласта ЮС \ не дал существенных положительных результатов.
Пласт ЮС 2 находится в опытно-промышленной эксплуатации с 1987 г. Проектный фонд скважин участка ОПР насчитывает 34 добывающих и 6 нагнетательных скважин (рис. 4.2). Система размещения скважин обращенная девятиточечная по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 500 м. Плотность сетки - 25 га/скв.
На участке ОПР разбурены шесть девятиточечных элементов с очаговыми нагнетательными скважинами. Элемент с нагнетательной скважиной 3703 уплотнен четырьмя добывающими скважинами. В пределах участка ОПР находится разведочная скважина 155R, которая также входит в фонд добывающих скважин.
В 6 скважинах опытно-промышленного участка пробурены боковые стволы и 1 скважина (3001В) - дублер. Кроме того, за пределами участка ОПР пласт ЮС 2 эксплуатировался отдельно стоящими добывающими и разведочными скважинами. Всего таких скважин 10 (3, 163р, 390, 579, 594, 637, 1012, 2018, 3033, 3035), 2 из них (637 и 1012) переведены на другой пласт.
Таким образом, общий фонд скважин пласта ЮС2 состоит из 43 добывающих и 6 нагнетательных. Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом с применением штанговых насосов (ШГН).
С начала разработки из пласта добыто 584.35 тыс.т нефти при обводненности 33.64 %. Динамика основных технологических показателей разработки в целом по пласту приведена в таблица 4.2.
В 2003 г. добыча нефти по пласту ЮС2 составила 93.81 тыс.т, жидкости - 119.56 тыс.т при среднегодовой обводненности 33.64 %. Фактические дебиты скважин составили: по нефти - 5.58 т/сут, по жидкости - 7.11 т/сут.
Накопленная добыча нефти на одну скважину не превышает 20.0 тыс.т, а ее средняя величина по участку составляет около 13.7 тыс.т.
Сравнение фактических показателей разработки с проектными приведено на период 1992-1997 гг. в таблице 4.3. Из таблицы видно, что годовая добыча нефти в 1.5-2.5 раза меньше проектной. Невыполнение проектных уровней добычи нефти связано с низкими добывными возможностями пласта. Фактические дебиты скважин по жидкости намного ниже проектных. У большинства скважин (72 %) текущие дебиты не превышали 3 т/сут.
В целях интенсификации выработки запасов нефти в девятиточечном элементе с нагнетательной скважиной 3703 было выполнено уплотнение сетки четырьмя добывающими скважинами (3011, 3013, 3018, 3019). Однако результаты эксплуатации скважин элемента с уплотненной сеткой не показали существенного прироста добычи нефти.
