Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 . Основные геологические черты залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти 14
1.1. Залежи повышенной и высоковязкой нефти (на примере Гремихинского месторождения) 15
1.2. Глубокопогруженные залежи нефти со сложной структурой коллекторов (на примере Старогрозненского месторождения) 32
Глава 2 . Технологические процессы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти 42
2.1. Залежи повышенной и высоковязкой нефти 42
2.1.1. Теплогидродинамический механизм вытеснения нефти повышенной вязкости теплоносителями 42
2.1.2. Эволюции совершенствования технологий теплового воздействия на пласт 45
2.1.3 . Физическая сущность нетрадиционных ресурсо- и энергосберегающих тепловых технологий 46
2.2. Глубокопогруженные залежи нефти со сложной структурой коллекторов 56
2.2.1. Некоторые особенности геологического изучения залежей и оценки фильтрационной характеристики коллекторов 56
2.2.2. Основные принципы разработки глубокопогруженных залежей нефти 63
2.3. Контроль за разработкой залежей нефти и состоянием выработки запасов нефти 64
2.3.1. Общие принципы контроля 64
2.3.2. Контроль на базе использования «Карты разработки» нового типа 68
2.3.3. К вопросу контроля за обводнением добывающих скважин 78
Глава 3 . Промышленная реализация технологических методов выработки трудноизвлекаемымых запасов нефти 81
3.1. Гремихинское месторождение 81
3.1.1 . Схема разбуривания залежи и состояние вскрытия продуктивных пластов 81
3.1.2. Динамика развития тепловых технологий на месторождении 87
3.1.3. Общие показатели истории разработки залежи 88
3.1.4. Анализ состояния обводнения добывающих скважин 104
3.1.5. Эффективность применяемой системы разработки 115
3.2. Старогрозненское месторождение 122
3.2.1. Эволюции изучения геологического строения месторождения 122
3.2.2. Опыт разработки аптекой залежи нефти Старогрозненского месторождения 129
Заключение 144
Библиографический список использованной литературы 146
- Залежи повышенной и высоковязкой нефти (на примере Гремихинского месторождения)
- Залежи повышенной и высоковязкой нефти
- . Физическая сущность нетрадиционных ресурсо- и энергосберегающих тепловых технологий
- . Схема разбуривания залежи и состояние вскрытия продуктивных пластов
Введение к работе
Сырьевая база углеводородов стран всего мира, в том числе и России, была, есть и продолжает оставаться важным потенциалом для их технического прогресса и экономического развития в целом.
Известно, что мировые запасы нефти на начало нынешнего века оцениваются в 160 млрд. т. Если сохранить достигнутый темп добычи нефти в мире, равный порядка 5,0 млрд. тонн в год, то становится совершенно очевидной сравнительно быстрая их исчерпаемость в обозримом будущем.
Прирост запасов углеводородов уже в ближайшей перспективе будет связан не только с проведением разведочных работ, но, в большей степени с совершенствованием технологических процессов разработки месторождений, обеспечивающих увеличение степени выработки запасов и, таким образом, наращивание извлекаемых запасов нефти на разрабатываемых месторождениях. При этом достигается не только технологическое, но и экономическое преимущество, поскольку приращение ресурсной базы осуществляется в уже промышленно освоенных регионах. Результативность такого подхода подчеркивается Министерством энергетики, Центральной комиссией по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений и всей научной и производственной общественностью.
В этой связи представляет определенный интерес ознакомление с фактическими и ожидаемыми прогнозными показателями развития нефтедобывающей отрасли Российской Федерации. В статье Гордеева О.Г. «Состояние и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности» (НХ, №1, 2003 г.) приведены ожидаемые прогнозные показатели, обоснованные Минэнерго, см. рис.1 и рис.2. Оценивается, что по 2006 г. будет происходить рост годовой добычи нефти с последующей стабилизацией по 2013 г. на уровне 500 млн. т. при этом за счет новых технологий к 2015 году должно быть добыто порядка 810 млн. т. нефти. В приведенном прогнозе учитывается качественное ухудшение сырьевой базы нефтедобывающих регионов РФ, то есть продолжение относительного наращивания объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
На сегодня в России сырьевые ресурсы высоковязкой нефти уже превышают 51 % в балансе общих разведанных запасов. Ввод в промышленную разработку таких месторождений, безусловно, будет требовать больших инвестиционных вложений и самое главное применение нетрадиционных технологий их разработки, базовыми из которых будут являться тепловые технологии. И это совершенно очевидно, так как ближайшая перспектива будет связана с необходимостью активного вовлечения в промышленную разработку возрастающих ресурсов высоковязкой нефти.
^wu,,,,,^,.»,^^,,;^,,^»,,»,,,^^,,,»^
Показатели, млн.т
Пі -<
2 »3
Показатели,
млрд.доял.
г 15
;
:
21.0*
U1
1991г. 1996 г. 2001г. 2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г.
I
- Объем добычи с газовым конденсатом
- Потребность в инвестициях по годам
3 - Потребность в инвестициях за пятилетие
Рисунок 1 - Основные показатели развития нефтедобывающей отрасли
{
)90 г. 1995 г. 2000 г. 2005 \
{
добыча при ценах 14 US О/барр.
. I шш нераспределенный фонд оломаыт
месторождений на 01.01.02 г. ВАРИАНТ
приращенные после 2001 г. запасы
2010 г. 2015 г. 2020г
т добыча при ценах 22 US О/барр.
нераспределенный фонд месторождений на 01.01.02 г.
приращенные после 2001 г. запасы
#\'
feWMMMfe^HWIMM
HWWwwwwwwi
illW^iHWAtiliUWIIHtl^flH^ttHW
i*mmm*&***\*»*im
Рисунок 2 - Добыча нефти с нестабильным газовым конденсатом по Российской Федерации
Исходя из сложившихся текущих условий накопления определенной ресурсной базы - месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти и практики развития нефтедобывающего комплекса РФ, выделяются две категории ресурсов углеводородов, требующих развития совершенно различных подходов по вводу их в промышленную разработку:
первая - категория месторождений, связанная с геологическими факторами их строения, коллекторскими свойствами нефтевмещающих пластов, физико-химическими свойствами пластовых флюидов и режимно-энергетическими характеристиками,
вторая - с труднодоступными топоклиматическими условиями, требующими больших инвестиционных вложений на промышленное освоение районов размещения нефтяных месторождений.
Так, например, к первой категории месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти можно отнести: Зыбза-Глубокий Яр Краснодарского края, Гремихинское Удмуртской Республики, Старогрозненское Чеченской Республики, Ярегское и Усинское Республики Коми и др. Ко второй категории - группы месторождений Западной Сибири (Русское, Северо-Комсомольское и др.) и ряда месторождений ОАО «Северная нефть».
На территории Удмуртии, по данным ОАО «Удмуртнефть» [40], разведано и принято на баланс более 60% месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Геология этих месторождений характеризуется многопластовыми системами продуктивных и плотных пластов, карбонатным типом коллекторов с двойной порово-трещинной структурой с высокой послойной и зональной неоднородностью, сложным характером контактирования нефтесодержащих пластов с водонапорными бассейнами, нефть месторождений имеет повышенную и высокую вязкость.
По данным ОАО «Северная нефть» на лицензионной территории нефтяной компании «Роснефть» расположены 12 нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами более 60 млн. тонн нефти. По состоянию на 01.01.2003 г. в промышленной разработке находятся семь месторождений. Все месторождения по своим геологическим характеристикам также относятся к объектам с трудноизвлекаемыми запасам нефти (карбонатные сильно расчлененные коллекторы, насыщенные преимущественно нефтью с повышенной вязкостью) большая часть месторождений размешены преимущественно за полярным кругом в суровых топоклиматических условиях - территории их более, чем на 60% покрыты болотами, температура воздуха в зимний период снижается до -55 С. С 1993 г. (с момента образования АОО «Северная нефть») и по настоящее время разработка месторождений ведется с частичным применения методов нагнетания воды в пласты при весьма низких текущих коэффициентах нефтеизвлечения.
Совершенно очевидно, что первая категория месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти требует, прежде всего, создания нетрадиционных технологических процессов разработки месторождений, отличающихся высокой эффективностью применения в данных геологических условиях, тогда как вторая - более обуславливается экономическими факторами - в народно-хозяйственной потребности углеводородного сырья в данный момент времени.
Краткий обзор истории развития научных основ процессов разработки нефтяных месторождений.
Известно, что история развития способов добычи нефти в районах еще дореволюционной России таких, как: Апшеронский п/о, Грузия, Северный Кавказ, Ухтинский район и некоторые другие исчисляется столетиями, тогда как теория и научно обоснованная практика разработки нефтяных месторождений стали развиваться сравнительно недавно - начиная с 50-х годов прошлого столетия [28, 34, 37, 47, 51, 52, 62, 63, 64, 74, 75, 79, 82, 83 и др.].
Неоценимо большой вклад в развитие теоретических основ разработки нефтяных месторождений внесли из числа отечественных ученых: И.М. Губкин - основатель первого в СССР Государственного научно-исследовательского (ГНИЙ) и учебного (Горная Академия) институтов, Л.С. Лейбензон, классические труды которого в области подземной гидродинамики легли в основу создания научно-обоснованных систем разработки нефтяных месторождений, А.П. Крылов, И.М. Муравьев, М.М. Глоговский-создатели первой монографии по научно-обоснованным системам разработки нефтяных месторождений, В.Н. Щелкачев - впервые раскрыл научные основы теории неустановившейся фильтрации флюидов в пористых средах и дал четкое научное определение упругому режиму пластовых систем. И.А. Чарный и Г.Б. Пыхачев создали классический труд по подземной гидравлике, Ш.К. Гиматудинов и А.И. Ширковский привели в своей монографии [27] основные научные данные по физике нефтяного и газового пластов, физико-механическим и тепловым свойствам пород-коллекторов нефти и газа. Изложили теоретические основы применения новых методов повышения нефтеизвлечения. Из числа зарубежных ученых - М. Маскет детально рассмотрел физические основы добычи нефти и течение однородных жидкостей в пористой среде (1949 г.), С.Д. Пирсон («Учение о нефтяном пласте») и Дж. Амикс, Д. Басе и Р. Уайтмиг («Физика нефтяного пласта», 1962 г.).
Большой научный вклад в проектирование систем разработки нефтяных месторождений, методов контроля и регулирования внесли: Б.Т. Баишев, Ю.П. Борисов, Г.Г. Вахитов, В.Е. Гавура, И.С. Ерофеев, Ю.П. Желтов, С.А. Жданов, М.М. Иванова,
9 А.П. Крылов, Н.Н. Лисовский, В.Д. Лысенко, Р.Х. Муслимов, Э.Д. Мухарский, С.А.
Оруджев, Б.Ф. Сазонов, М.М. Сатаров, С.А. Султанов, М.Л. Сургучев, И.П. Чоловский,
В.Н. Щелкачев и многие другие.
Важную роль в научном обосновании и промышленном развитии методов повышения нефтеизвлечения сыграли ученые и практики отечественной нефтяной отрасли: И.Д. Амелин, Д.Г. Антониади, Н.К. Байбаков, А.А. Боксерман, А.Р. Гарушев, А.Т. Горбунов, М.И. Дацик, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, B.C. Колбиков, СТ. Короткое, В.И. Кудинов, В.М. Малюгин, Р.Х. Муслимов, К.А. Оганов, Л.М. Рузин, Э.Б. Чекалюк и др.
Известно, что за последние 20-30 лет из всех известных тепловых, химических, газовых и гидродинамических методов воздействия на нефтяные пласты с целью увеличения нефтеизвлечения из недр в мировой и отечественной практике разработки месторождений наибольшее развитие получили тепловые методы. Убедительное подтверждение этому приведено в докладе: «Развитие технологий увеличения нефтеотдачи пластов» на 1-й Международной конференции [56]. Указано, что в 2000 г. в США промышленно освоены: 86 проектов тепловых методов (в т. ч. закачки теплоносителя - 80), 63 проекта нагнетания ССЬ со смешивающимся вытеснением нефти и 10 проектов химических методов. Добыча нефти за счет методов составила 43,4 млн.т., в том числе за счет тепловых около 56% и около 44% - от закачки СОг. Такая же картина наблюдается и по другим странам мира с превалирующим развитием тепловых методов.
Теоретическим и экспериментальным исследованиям теплового воздействия на пласт и процессам неизотермической фильтрации нефти в пластовых средах посвящены работы [1, 3, 7, 19, 20, 22, 32, 33, 35, 44, 49, 53, 54, 55, 65, 66, 67, 68, 69, 70, 81, 82 и др.]. Исследованиям подвергались неизотермические процессы, протекающие в пластовых средах, при принципиально различных по физической и термогидродинамической сущности технологиях воздействия. При нагнетании высокотемпературного теплоносителя (пара или горячей воды) с поверхности и при создании очага горения в призабойной зоне нагнетательной скважины с последующим перемещением фронта горения по нефтенасыщенному пласту.
Большой вклад в области теоретических исследований вложили отечественные ученые: И.Д. Амелин, А.А. Боксерман, Н.В. Зубов, В.А. Кочешков, Г.Е. Малофеев, Н.Н. Непримеров, К.А. Оганов, Н.Л. Раковский, Л.И. Рубинштейн, А.Г. Тарасов, Э.Б. Чекалюк и др.
В основе всех теоретических исследований лежали теории многофазной многокомпонентной фильтрации с учетом фазовых переходов и внутрипластовых физико-химических реакций. При тепловом воздействии на пласт происходит одновременное наложение положительных эффектов гидродинамического и термодинамического воздействия. Изменение природного теплового режима пласта существенно изменяет его фильтрационные характеристики: увеличение подвижности нефти за счет уменьшения ее вязкости и структурно-механических свойств, повышение капиллярной пропитки низкопроницаемых разностей коллекторов и как следствие увеличение коэффициентов вытеснения и охвата воздействием и конечного нефтеизвлечения.
Успешной реализации научных достижений в практике разработки месторождений высоковязкой нефти посвящены работы [4, 5, 6, 8, 10, 13, 15, 16, 17, 18, 25,26,30, 31, 39,40,45 и др.].
Большой вклад в области промышленного внедрения и совершенствования тепловых технологий вложили отечественные ученые и практики: И.Д. Амелин, Д.Г. Антониади, Ф.Г. Аржанов, Н.К. Байбаков, А.Д. Бичкевский, Е.И. Богомольный, А.А. Боксерман, А.Р. Гарушев, М.И. Дацик, Р.Н. Дияшев, В.А. Иванов, B.C. Колбиков, В.И. Кудинов, В.М. Малюгин, К.А. Оганов, Л.М. Рузин, Э.Б. Чекалюк, и др.
В области совершенствования технологий нагнетания теплоносителя особое место занимают достижения, связанные с переходом от систематической закачки теплоносителя в пласт к созданию тепловой оторочки с последующим проталкиванием ее холодной водой (создатели технологии Чекалюк Э.Б. и Оганов К.А.), переход от систематической закачки теплоносителя и холодной воды в пласт к импульсно-дозированным процессам воздействия (Кудинов В.И., Колбиков B.C., Зубов Н.В., Малюгин В.М.) и введение в основу тепловых технологических процессов понятия «Эффективная температура» (Колбиков B.C., Кудинов В.И.).
В области совершенствования технологий внутрипластового горения - создание модификаций влажного и сверхвлажного внутрипластового горения (Боксерман А.А., Амелин И.Д.).
Цель диссертационной работы - повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на основе совершенствования и промышленного внедрения ресурсо- и энергосберегающих технологических процессов теплового воздействия на пласт, совершенствование методов анализа и контроля за разработкой нефтяных месторождений. В качестве примера выделяются объекты с высоковязкой нефтью и глубокопогруженные залежи нефти, представленные сложным структурно-неоднородным строением нефтесодержащих коллекторов.
В диссертационной работе раскрывается физическая сущность целого ряда созданных в РФ и промышленно апробированных на Гремихинском нефтяном месторождении (Удмуртская Республика) нетрадиционных тепловых технологий, отличающихся не только высокой технологической эффективностью, но и ресурсо- и энергосбережением. Проанализированы некоторые особенности изучения фильтрационной характеристики сложных коллекторов и состояния разработки глубокопогруженной залежи нефти аптских отложений нижнего мела Старогрозненского месторождения.
Задачи, решаемые исследованиями диссертации:
На примере разработки залежи нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения:
1. Обоснование теплофизической и гидродинамической сущности новых
нетрадиционных тепловых технологий с анализом результатов их промышленного внедрения.
2. Совершенствование методических подходов контроля за выработкой запасов нефти
и состоянием эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин на базе построения
карты разработки.
3. Обоснование методических решений контроля за обводнением добывающих
скважин с количественным разделением попутно добываемой воды на агент воздействия и
природную пластовую воду.
На примере разработки аптекой залежи нефти нижнего мела Старогрозненского месторождения:
1. Обоснование методического решения контроля за динамикой изменения
пластового давления с учетом высокого этажа нефтеносности.
2. Обоснование методического подхода интерпретации индикаторных диаграмм
гидродинамических исследований скважин при установившихся отборах, вскрывающих
коллекторы сложной неоднородной структуры по пористости и проницаемости.
Научная новизна:
1. Теоретически обосновано (с проведением термогидроди- намических исследований процессов вытеснения нефти теплоносителем из неоднородных пластовых систем) и экспериментально подтверждено, что теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВГТ), в основе которого лежит принцип циклической закачки теплоносителя и холодной воды в фонд добывающих и нагнетательных скважин, как единого технологического процесса, позволяет получить высокий охват (близкий к 100%) коллекторов тепловым воздействием и вытеснением элемента разработки.
2. Научно обоснованы и на практике апробированы карты разработки нового типа,
принципиально отличные от существующих карт. Карты учитывают плотность распределения запасов нефти по площади залежи и основные параметры геологической характеристики объекта разработки и дают четкое графическое изображение состояния дренирования запасов нефти скважинами, нагнетания агента в пласт, показатели балансирования отбора закачкой и Др.
Предложен новый принцип интерпретации нелинейных индикаторных диаграмм типа q = f(AP) гидродинамических исследований скважин при установившихся отборах, вскрывающих коллекторы сложной неоднородной структуры по пористости и проницаемости, позволяющий оценивать фильтрационные характеристики сложнопостороенных неоднородных коллекторов.
Научно обоснован методический подход контроля за динамикой пластового давления в залежах, отличающихся высоким этажом нефтеносности. Замерные значения пластового давления по скважинам рекомендуется приводить как минимум к трем абсолютным отметкам - начального положения ВНК, середины этажа нефтеносности и к прикровельнои части залежи, для оценки динамики энергетической характеристики объекта разработки.
5. Разработана номограмма оценки количественной принадлежности попутно
добываемой воды к водам агента воздействия или водам природного водонапорного бассейна.
Практическое значение исследований и их реализация в промышленности: основные положения диссертационной работы использовались при проектировании систем разработки залежей нефти с внедрением тепловых технологий повышения нефтеизвлечения и при контроле за выработкой запасов нефти на Гремихинском, Старогрозненском и ряде других нефтяных месторождений Краснодарского края и Западной Сибири;
внедрение рекомендаций диссертационной работы по регулированию режимов теплового воздействия и контролю за выработкой запасов нефти на Гремихинском месторождении позволили получить достаточно высокую гидродинамическую и технико-экономическую эффективности;
рассмотренные тепловые технологии носят прямой прикладной характер для широкого круга месторождений высоковязкой нефти с учетом соответствующих геологических критериев,
- «Карты разработки» нового типа, отражающие состояние распределения
выработки запасов нефти по площади месторождения, динамику обводнения фонда
добывающих скважин и состояние балансирования отбора и закачки агента в пласт
являются важными документами контроля за разработкой любого нефтяного месторождения.
Основные положения разделов диссертационной работы докладывались на технических Советах промышленных предприятий - нефтедобывающих объединений Удмуртии, Краснодарского края, Западной Сибири, Чеченской Республики и др., на Европейских симпозиумах в Москве (1993.г.), Вене (1995 г.), Казани (2003 г.), на Международных научно-практических конференциях в п. Шепси (1997 г.) Краснодарского края, Томске (2000 г.), г. Анапе (2001, 2003 г.г.) Краснодарского края.
Основные фрагменты исследований диссертационной работы публиковались в отраслевой периодической печати (17 статей) и в зарубежной печати (труды Европейских симпозиумов - 3 доклада), защищен один патент на изобретение в соавторстве.
При выполнении диссертационной работы неоценимую помощь оказывал
научный руководитель доктор технических наук Александр Рубенович Гарушев, за что
автор выражает ему свою глубокую признательность и благодарность. Всесторонние
консультации автор получал от видных ученых и производственников нефтяной отрасли:
д.т.н. Кудинова В.И., д.т.н. Басниева К.С., д.т.н. Жданова С.А., д.т.н. Боксермана А.А.,
д.г-м.н. Ивановой М.М., к.т.н. Колбикова B.C., к.т.н. Богомольного Е.И., д.т.н. Вартумяна
Г.Т., к.т.н. Джалалова К.Э., к.т.н. Соловьевой В.Н., к.г-м.н Бичкевского А.Д., Дацика
М.И., Малюгина В.М., Ихаева Б.А. и многих других. Результаты консультативных
обсуждений проблемных вопросов разработки нефтяных месторождений с
трудноизвлекаемыми запасами нефти существенно повлияли на содержание диссертации. Всем специалистам автор выражает свою глубокую благодарность.
Залежи повышенной и высоковязкой нефти (на примере Гремихинского месторождения)
Залежь нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения приурочена к брахиантиклинальной складке северо-западной ориентации с размерами по внешнему контуру нефтеносности 8,2x4,0 км. Свод складки - плоский со слабовыраженным рельефом. Изменчивость рельефа обусловлена не только структурными особенностями складки, но и прерывистым характером распространения пластов-коллекторов и их изменяющимися толщинами. Этаж нефтеносности при наиболее приподнятом положении кровли нефтенасыщенных пластов равен 16 м. Углы падения пластов на крыльях складки составляют 2 - 4е, а на своде они близки к 0. Глубины залегания кровли нефтеносных пластов изменяются от 1050 до 1126 м. Дизъюнктивные нарушения структуры залежи не установлены. Начальная пластовая температура, С 28 28 СТС Самро- Татарам свод КП Кнлымхли) прогиб Анализ корреляционных схем и детальных профилей позволил установить, что объект А4 представлен многопластовой системой с чередованием карбонатных пластов-коллекторов и неколлекторов, рис. 1.1.1 и 1.1.2 [88]. Всего в разрезе количество пластов-коллекторов достигает 14-17, чередующихся с плотными прослоями с толщинами от 1,0 до 5,0 м. В разрезе продуктивной части структуры выделяются три пачки пластов-коллекторов: верхняя (ВП), средняя (СП) и нижняя (НП), существенно отличающиеся друг от друга характером их размещения, количеством, толщинами и особенностями контактирования с водами подошвенного водонапорного бассейна. Средневзвешенная по площади залежи нефтенасыщенная толщина ВП равна 7,31 м. Нефтенасыщенные пласты подпираются контурной водой. Важной отличительной чертой ВП от СП и НП является то, что ее пласты насыщенны сравнительно высоковязкой нефтью (222,9 мПа.с), тогда как в других пачках она равна 129,8 мПа.с. Средняя пачка (СП) - общая толщина пачки меняется по простиранию от 8,4 до 21,2 м (средняя равна 11,4 м). Количество пластов-коллекторов примерно то же, что и по ВП (5 -6 пластов), но их толщины более развиты. Нефтенасыщенные пласты подпираются контурной водой. Нижняя пачка (НП) - общая толщина пачки меняется по простиранию от 8,5 до 11,7 м (средняя равна 10,3 м). Количество пластов-коллекторов существенно меньше, чем по ВП и СП (1-3 пласта). Плотные пласты-перемычки слабо выражены и имеют толщины 0,7 - 1,8 м. Нефтенасыщенные пласты подпираются подошвенными водами. Залежь нефти пласта А4 на всем протяжении подстилается подошвенной водой водонапорного бассейна и имеет единый контур нефтеносности. Однако, поверхность ВНК представляет собой сложное сочетание контактных «нефть-вода» и неконтактных зон, когда нефте- и водонасыщенные пласты водонапорного бассейна разобщены плотными непроницаемыми пропластками. Рельеф контактной поверхности характеризуется изолиниями абсолютных отметок в интервале -986 - 1003 м. Средняя отметка ВНК принята равной -1000 м. Особенности развития нефтенасыщенных толщин по выделенным пачкам и площади залежи в целом приведены на картах изопахит, рис. 1.1.3 - 1.1.6 [89]. Из карт следует, что эффективные нефтенасыщенные толщины пачек пласта Ад изменяются в следующих пределах: верхней пачки - от 1,9 до 13,5 м (средневзвешенная по площади распространения пачки - 7,31 м), средней пачки - от 2,5 до 16,1 м (средняя - 10,27 м) и нижней пачки - от 0 до 24,3 м (средняя - 9,41 м). В целом по пласту Ад суммарные Карта нефтенасыщенных толщин нижней пачки Гремихинского месторождения эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,7 до 51,1 м (средневзвешенная по площади равна 20,49 м). Пласт А4 башкирского яруса представлен в основном известняками, реже доломитами и тонкими глинистыми прослоями. Сложность литолого-петрографической характеристики пород, слагающих пласт АА башкирского яруса, и общего строения его разреза создали определенные затруднения в достоверной оценке коллекторских свойств продуктивных пластов и их начальной нефтенасыщенности. На протяжении многих лет этой проблемой занимался целый ряд производственных организаций и отраслевых научно-исследовательских институтов. В 1983-85 г.г. была выполнена специальная программа по изучению параметров продуктивных пластов по керновым материалам скв.517 [90]. Скв.517 пробурена с полным отбором керна из продуктивной части пласта А4. Вынос керна составил 70,5%, что явилось на то время достаточно полной и представительной информацией о пласте. Обобщенная характеристика коллекторов пласта А4 по всем видам лабораторных и промысловых исследований приведена в табл. 1.1.1
Залежи повышенной и высоковязкой нефти
Нагнетание теплоносителя любой физической природы (пара, горячей воды или других флюидов) в нефтенасыщенный пласт приводит к искусственному изменению его природного теплового режима. Темп и степень изменения теплового режима пласта зависят от темпа и количества введенного в него теплоносителя с определенным теплосодержанием и от теплофизической характеристики собственно продуктивного пласта и окружающей его среды. В нефтепромысловой практике преимущественный приоритет завоевали два вида теплоносителей: влажный пар и горячая вода высокой температуры, близкой к условиям насыщения. Оба упомянутых теплоносителя при сравнении их тепловой эффективности имеют свои положительные и относительно отрицательные стороны. На рис.2.1.1 приведены диаграммы [построенные по справочным данным теплофизической характеристики воды] теплофизической характеристики влажного пара и горячей воды, близкой к линии насыщения. Важно подчеркнуть, что, как правило, в реальных пластовых условиях при наличии определенного уровня пластового давления теплосодержание горячей воды в единице порового объема будет несоизмеримо выше, чем пара. Анализируя эти диаграммы, приходим к заключению, что и пар и горячая вода являются высокоэффективными агентами для ввода тепла в нефтенасыщенный пласт. Термические свойства горных пород характеризуются такими параметрами, как: теплоемкостью (С), удельной теплоемкостью (Суд), теплопроводностью (К), удельным тепловым сопротивлением (є = 1 А,) и температуропроводностью (а). Теплоемкость горных пород и насыщающих их жидкостей является параметром, характеризующим способность физического тела накапливать в себе тепловую энергию. Абсолютная и удельная теплоемкости горных пород возрастают с увеличением пористости, влажности и температуры. Размерность С, применяемая в практике расчетов -[ кДж/(кг.град.К = кДж/(кг.С]. Сравнение теплофизической характеристики пара и горячей воды Теплопроводность горных пород (X) является параметром, характеризующим интенсивность их теплообмена и выражается размерностью -[ вт / м. град.К или дж / м . С . сек]. Теплопроводность возрастает с увеличением плотности пород, влажности и проницаемости. Горные породы всегда анизотропны по отношению к X: X - по простиранию пород всегда больше, чем по разрезу. Коэффициент температуропроводности пород (а) является мерой скорости передачи температуры. Коэффициент температуропроводности пород имеет размерность [м2/сек]. Этот коэффициент всегда повышается с увеличением пористости и влажности, при этом а„е4пи аВОды Количественные значения для горных пород и насыщающих их жидкостей башкирских отложений Гремихинского месторождения приведены выше, см. табл. 1.1.4.
При нагнетании заданного объема теплоносителя в нагнетательную скважину в пласте формируется «тепловая оторочка», которая на последующем этапе воздействия проталкивается холодной водой. Важной особенностью процесса воздействия на этапе нагнетания теплоносителя является то, что массоперенос агента и теплоперенос в пласте происходят с различными скоростями. Фронт вытеснения нефти агентом существенно опережает перемещение теплового фронта. Такое явление связано с тем, что теплоноситель, закачанный в продуктивный пласт, беспрерывно теряет тепло в окружающую его среду (через кровлю и подошву). В результате в пласте образуются области различных постоянно изменяющихся температур. Такая температурная обстановка в пласте является важнейшим фактором в кинетике вытеснения нефти агентом и, как результат, в конечном нефтеизвлечении.
Величина тепловой оторочки в пласте и момент перехода к ее проталкиванию холодной водой рассчитываются, исходя из главного критерия - необходимости создания в пласте (от нагнетательной скважины до кольцевого ряда добывающих скважин, входящих в элемент залежи теплового воздействия) заданной температуры. В монографии [8] дано четкое обоснование преимуществу тепловых методов при разработке залежей высоковязкой нефти в сравнении с другими методами. Отмечено [8, стр.67]: «Основное преимущество термических методов воздействия - одновременное наложение эффектов гидродинамического и термодинамического воздействия. Тепло в нефтепластовой среде оказывает влияние на все ее компоненты (твердые, жидкие, газообразные) и радикально изменяет связи и фильтрационные условия, что выражается в уменьшении вязкости нефти, увеличении ее подвижности, ослаблении структурно-механических свойств, снижении толщины граничных слоев, улучшении условий для капиллярной пропитки, переходе компонентов в газообразное состояние, улучшении условий смачиваемости вытесняющего агента и, как следствие, увеличении коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи» «Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть, и являются приоритетными среди других методов». 2.1.2 Эволюции совершенствования технологий теплового воздействия на пласт Первым важнейшим этапом совершенствования технологии нагнетания теплоносителя в пласт является переход от систематической закачки теплоносителя к созданию заданной тепловой оторочки с последующим ее проталкиванием холодной водой. Такая технология нагнетания теплоносителя с последующим переходом к закачке холодной воды была обоснована и описана в 1953 г. в авторском свидетельстве [78]. В последующем при разработке месторождения Зыбза-Глубокий Яр (Краснодарский край) со сложным высоконеоднородным карбонатным коллектором был рекомендован (А.Р. Гарушев и др.) процесс блочно-циклического паротеплового воздействия (БЦПВ). В основе метода лежал выбор определенного участка пласта - блока с циклическим нагнетанием пара в заданные скважины. Процесс двухстороннего прогрева пласта, при котором вытеснение нефти осуществлялось через предварительно прогретую зону пласта. На Гремихинском месторождении были созданы и промышленно апробированы тепловые технологии. Принципиальной новизной созданных тепловых технологий на Гремихинском месторождении являлось следующее: - обоснование в 1985 г., так называемой, «эффективной температуры» данной залежи, выше которой ввод тепла в пласт является экономически неэффективным -убыточным, которая в последующем была положена в основу всех технологий и термодинамических расчетов; - создание технологии циклического нагнетания теплоносителя и холодной воды в пласт со строго расчетными потребными объемами агентов - «импульсно-дозированного» процесса (ИДТВ), который позволил существенно повысить тепловую эффективность воздействия на пласт и применение метода без использования теплоизолированных НКТ [57]; - создание модифицированной технологии ИДТВ(П) [58] - с проведением серии пауз (остановок) на этапе закачки холодной воды; - создание принципа циклического нагнетания теплоносителя в фонд добывающих скважин, как единого технологического процесса с воздействием через паронагнетательные скважины (ТЦВП) [59]; - применение новой схемы формирования площадной системы элементов теплового воздействия - системы «Укрупненных элементов» («УЭ») [60]; - создание принципа разработки залежей высоковязкой нефти с нагнетанием теплоносителя в пласт, но без бурения паронагнетательных скважин специальной дорогостоящей конструкции [61].
. Физическая сущность нетрадиционных ресурсо- и энергосберегающих тепловых технологий
Сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом, попеременном вводе в пласт теплоносителя и холодной воды в строго расчетных пропорциях. При этом формируются волновые тепловые процессы в границах создания так называемой «эффективной температуры» (ТЭф). За ТЭф принимается та температура, прогрев пласта выше которой не приводит к существенному приросту подвижности нефти и связан с непроизводительными расходами на производство и нагнетание теплоносителя, которые не компенсируются технологическим приростом добычи нефти. Для каждой конкретной залежи нефти существует своя «эффективная температура». Понятие ТЭф было положено в основу для определения потребных объемов (доз) теплоносителя и холодной воды в импульсах воздействия. Согласно патенту [57] отношение потребных общих объемов теплоносителя и холодной воды в Q(T)/Q(X) для данного элемента теплового воздействия определяется путем решения уравнения энергетического баланса, в котором ТЭф используется как средняя температура элемента (участка) теплового воздействия. Расчетная формула имеет вид: аР, Q(T) объем порового пространства элемента воздействия, м , m - пористость пласта, доли единицы, ТЭф - эффективная температура, С, Т0 - начальная температура пласта, С, рж, рт, Рх - плотности, соответственно, добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, кг/м3, іж, іт, іх - теплосодержание, соответственно, добываемой жидкости, теплоно сителя и холодной воды, кДж/кг, М - объемная теплоемкость пласта, кДж/(м3- С), Х0 - коэффициент теплопроводности окружающих пород, кДж/(мч-С), С0 - объемная теплоемкость окружающих пород, кДж/(м3-С), Н - толщина пласта, м, q - темп нагнетания агента в пласт, м3/ч, Р - коэффициент, характеризующий долю прогреваемой части пласта (р 1, значение р = 1 соответствует прогреву всего пласта), а - коэффициент, характеризующий объем суммарной закачки агентов в пласт: Q(T) + Q(X) а = »пор Порядок выбора режима ИДТВ: - определяется значение эффективной температуры, T3(p; - определяется температура теплоносителя на входе в пласт в зависимости от режима работы теплогенерирующих средств и используемого внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин; - определяется общий объем теплоносителя, потребный для прогрева пласта до заданной температуры - ТЭф; - определяется отношение суммарных объемов нагнетания Q(T)/Q(X) расчетным путем по приведенной выше формуле или путем использования специальной номограммы, рис.2.1.2 [90], охватывающей широкий диапазон «эффективных температур» и температур используемого теплоносителя в фазах горячей воды и пара; - на базе полученного отношения Q(T)/Q(X) рассчитываются общие потребные объемы теплоносителя Q(T) и холодного агента Q(X) на полном этапе применения технологии ИДТВ. Обычно при этом учитывается зависимость: Q(T) + Q(X) = (2,0 + 2,5) Vnop, где Vn0p - поровый объем элемента воздействия (участка залежи); - с учетом найденного отношения Q(T)/Q(X) задается отношение импульсов И(Т)/И(Х) циклического процесса и величины И(Т) и И(Х) через задание одного из них в зависимости от технической вооруженности; 80 100 Тэф, С Та - температура агента Тэф - эффективная температура х - сухость пара на забое скважины Рисунок 2.1.2 - Номограмма расчета режима ИДТВ как функции Тэф и температуры теплоносителя на забое нагнетательной скважины - определяется количество циклов ИДТВ за весь период применения данной технологии как: (2,0-r2,5)Vnop п= И(Т) + И(Х) - задается темп нагнетания агентов воздействия и определяется количество и продолжительность циклов ИДТВ. Основное отличие механизма импульсно-дозированного теплового воздействия от известных способов паротеплового воздействия (ПТВ) или воздействия горячей водой (ВГВ) состоит в том, что в технологии ИДТВ при многократном повторе расчетных циклов «теплоноситель-холодная вода» активизируются внутрипластовые капиллярные процессы в неоднородных средах по пористости и проницаемости. При этом повышается эффективность вытеснения нефти из порово-трещинных сред (блоков) низкой проницаемости, что в результате приводит к увеличению конечного нефтеизвлечения из сложнопостроенного высоконеоднородного объекта разработки. Второе важное преимущество импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт заключается в энерго- и ресурсосбережении, которые достигаются за счет ограничения объемов вводимого в пласт теплоносителя уровнем прогрева пласта до заданной «эффективной температуры». Определяется Тэф, по кривой зависимости вязкости пластовой нефти от температуры.
Третье немаловажное преимущество заключается в том, что в период режимного формирования импульсов закачки холодной воды в данную группу нагнетательных скважин, теплогенерирующие установки используются для закачки теплоносителя на других участках (элементах теплового воздействия) залежи. Таким образом, ускоряется рассредоточение ввода тепла в объект разработки, а следовательно возрастает темп охвата пласта тепловым воздействием. Есть еще один положительный фактор, когда технология нагнетания теплоносителя в пласт осуществляется при отсутствии специального теплоизолированного внутрискважинного оборудования. Особый циклический режим ИДТВ - нагнетания теплоносителя и холодной воды в нагнетательные скважины, не оборудованные теплоизолированными средствами, позволяет существенно сократить потери тепла в окружающие породы (от устья до кровли продуктивного пласта) за счет его возврата при импульсах холодной воды и тем самым повысить тепловую эффективность процесса. Технология импульсно-дозированного теплового воздействия с паузами ИДТВ/П/ является модификацией ИДТВ, которая существенно увеличивает выработку запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов. То есть ее применение весьма эффективно в высоко-неоднородных по пористости и проницаемости объектах разработки, рис.2.1.3 [88]. При ИДТВ/П/ на этапах нагнетания холодной воды осуществляются кратковременные остановки (паузы) процесса нагнетания. Продолжительность одной паузы должна быть не менее, времени восстановления пластового давления после смены режима эксплуатации или закрытия скважины данного объекта. Для залежи пласта А4 такое время составляет от 3 до 5 суток. Этого времени достаточно для перераспределения упругой энергии между низкопроницаемыми блоками и каналами активной фильтрации, а следовательно и для проявления эффекта гидродинамического вытеснения нефти. Суммарная продолжительность пауз в цикле ИДТВ/П/ выбирается в пределах 10-15% от продолжительности импульса И(Х). Такое ограничение связано с тем, что при более продолжительном времени остановок в цикле возрастают теплопотери в окружающие непродуктивные породы. Подобная гидродинамика циклического воздействия на неоднородный объект обеспечивает дополнительное вовлечение в активное дренирование низкопроницаемых блоков, целиков и в целом пластов. Таким образом, технология ИДТВ/П/, обладая всеми положительными свойствами ИДТВ, дополнительно имеет и собственный механизм увеличения нефтеизвлечения из неоднородных коллекторов. В технологии теплоциклического воздействия на пласт -ТЦВП впервые в мировой практике создан и внедрен единый технологический процесс комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. Схема теплоциклического процесса - ТЦВП показана на рис.2.1.4 [88]. Такой подход теплового воздействия на пласт принципиально отличает технологию ТЦВП от известных традиционных технологий (ПТВ, ВГВ, ИДТВ и др.). ТЦВП применимо при площадных системах размещения нагнетательных и добывающих скважин.
. Схема разбуривания залежи и состояние вскрытия продуктивных пластов
Паронагнетательные скважины (ПНС) имеют специальную конструкцию, допускающую нагрев эксплуатационной колонны до 260С. Конструктивные особенности паронагнетательных скважин: направление и кондуктор выполняются по аналогии с добывающими скважинами, эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 168 мм и толщиной 8,9 мм, группа прочности стали труб - «М» или импортная - Р-100. Бурение ПНС с 1985 года осуществляется без вскрытия ВНК (положение забоя - на 3-4 м выше ВНК). Увеличение температурного предела нагрева колонны (до 260С) обеспечивается более высоким качеством металла, созданием предварительного напряжения путем натяжения эксплуатационной колонны с усилием до 1000 кН и последующим цементированием ее (до устья) высокопрочным цементом. В целях защиты эксплуатационной колонны паронагнетательных скважин от высокотемпературного воздействия при нагнетании теплоносителя, рекомендовалось использование термоизолированных НКТ. Для выполнения такой рекомендации в компоновку эксплуатационной колонны на глубине на 5-Ю м выше интервала перфорации монтируется специальная муфта разобщителя типа РМПТ-168 конструкции ВНИПИтермнефть. При компоновке ПНС для освоения под закачку теплоносителя на НКТ спускается вставка разобщителя РМПТ-168, циркуляционный клапан и центраторы (на каждой трубе). Паронагнетательные скважины после завершения их строительством временно вводились в эксплуатацию на отбор продукции (как добывающий фонд). Продолжительность их эксплуатации регламентировалась минимально допустимым снижением пластового давления в зонах дренирования до 6 - 7 МПа (согласно обоснованию технологической схемы 1979 г.) и состоянием общепромысловой технической подготовленности по производству и транспорту теплоносителя и холодной воды к скважинам. Вспомогательные скважины (контрольные, водопоглощающие и др.) бурились по типовым проектам, аналогичным для добывающих скважин. Несмотря на многопластовый разрез продуктивного объекта А4 с чередующейся системой нефтенасыщенных и плотных пластов, наличие широкого диапазона проницаемости коллекторов, был принят единый принцип вскрытия объекта в добывающих и паронагнетательных скважинах. С 1981 по 1985 г.г. пробуренный забой скважин независимо от их категории устанавливался ниже водонефтяного контакта до 51 метра. В дальнейшем забой добывающих скважин устанавливался на 16 м ниже ВНК, а паронагнетательных скважин - выше ВНК на 2-4 м. Вскрытие разреза объекта осуществлялось в основном с охватом полной его нефтенасыщенной толщины путем выборочной (только нефтенасыщенных пластов) кумулятивной перфорации перфораторами типа ПК-105-ДУ с плотностью 20 дыр на 1 п.м. В отдельных случаях для целей исследовательских работ (или по техническим причинам при проведении перфорационных работ) вскрытию подлежали лишь отдельные комплексы пластов в пачках разреза А4. С 1981 по июнь 1983 года дренирование продуктивных пластов залежи осуществлялось с использованием только естественной пластовой энергии. В последующие годы проводилось освоение тепловых технологий с последовательным наращиванием объемов нагнетания теплоносителя в пласт путем увеличения числа действующих паронагнетательных скважин. Применительно к сложным геологическим условиям Гремихинского месторождения был создан, экспериментально испытан и промышленно внедрен целый комплекс новых, не имеющих аналогов в мировой практике технологий (методов) теплового воздействия на нефтяные пласты. Схема размещения скважин элементов теплового воздействия - обращенные 7-точечные элементы с расстояниями между скважинами 173x173 м.
С 1983 года начинаются крупномасштабные опытно-промышленные работы по закачке теплоносителя в пласт, а в апреле 1985 года в соответствии с решением ЦКР Миннефтепрома было начато уже промышленное развитие технологии площадного нагнетания горячей воды в пласт - воздействие горячей водой (ВГВ). С 1986 по 2000 год создается, промыслово-экспериментально испытывается со сдачей ВК и успешно внедряется целая серия новых технологических процессов теплового воздействия на пласт. В промысловой практике эти технологии получили наименования: ресурсосберегающая технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт (ИДТВ) [57], ее модификация с паузами (ИДТВ/П/) [58], технология теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП) [59]. Последующая реализация технологии ТЦВП совместно с получившей промышленное развитие технологией ИДТВ(П) позволило существенно повысить эффективность разработки залежи. Промышленно внедрена технология комплексного использования отмеченных выше технологий в новой системе размещения скважин элемента теплового воздействия, получившая на практике наименование - «Укрупненный элемент" [60]. Эта технология позволила, не снижая эффективности выработки запасов нефти, успешно решить целый ряд технических проблем, связанных с состоянием эксплуатации скважин нагнетательного фонда. Продолжительный опыт применения традиционного метода ВГВ, а также технологий ИДТВ, ИДТВ/П/ и ТЦВП позволили выявить и некоторые осложняющие факторы, влияющие на динамику пластового давления в зонах воздействия. Все промышленно освоенные технологии ВГВ, ИДТВ, ИДТВ/П/ и ТЦВП "работают" в площадных обращенных 7-точечных элементах. Оказалось, что при такой схеме (при отношении пэк/пнаг=2/1) воздействия теплоносителем на объекты с низкой проницаемостью коллекторов происходит определённая гидродинамическая "перегрузка" пласта данной геологической характеристики. Текущее пластовое давление в зонах воздействия, даже при щадящих режимах нагнетания агента в пласт, постепенно возрастает и приближается к начальному с тенденцией дальнейшего роста. Такая проблема была успешно устранена путем перехода к промышленной реализации технология "Укрупнённого элемента". Технология «УЭ» позволила, не снижая эффективности выработки запасов нефти, сократить потребное количество дорогостоящих паронагнетательных скважин почти в трое - с 244 (по проекту с ВГВ) до 105 единиц и тем самым существенно увеличить фонд добывающих скважин. Кроме того, повысилась гибкость в регулировании процессов теплового воздействия и в проведении геолого-технических мероприятий по действующему фонду скважин. 3.1.3 Общие показатели истории разработки залежи В 1980 - 83 г.г. производственное объединение (ПО) "Удмуртнефть" реализует программы специального обустройства месторождения со строительством отечественных и импортных теплоэнергетических средств - УПГГ-16/160, «Прожектор-11» (построенный ОАО «Удмуртнефть» совместно с Ижевским оборонным комплексом) и "DANIEL" (США). Теплоэнергетические комплексы Гремихинского месторождения показаны ниже на фотографиях. Внедряются принятые ЦКР проектные решения технологической схемы 1979 г. (исп. «ВНИПИтермнефть») по вводу Гремихинского месторождения в промышленную разработку (месторождение находилось в консервации с 1967 г.).
