Содержание к диссертации
Введение
1 Современное состояние изученности и проблемы разработки карбонатных отложений севера Ирака 8
1.1 Общая характеристика нефтяных месторождений Ирака 8
1.2 Геолого-физическая и промысловая характеристика нефтегазоносных комплексов месторождений севера Ирака 13
1.3 Проблемы разработки месторождений севера Ирака 19
2 Группирование объектов разработки месторождений севера Ирака 23
2.1 Цели и методы группирования и идентификации объектов разработки 23
2.2 Краткая характеристика и назначение метода главных компонент (МПС) 24
2.3 Группирование объектов разработки методом МГК 28
2.4 Смысловая интерпретация результатов группирования и выделение групп, объектов 33
2.5 Характеристика и особенности групп объектов 38
2.6 Геолого-промысловая характеристика типичных объектов разработки Герб и Евфрат нефтяного месторождения Каяра 41
3.1 Технологии освоения залежей высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах 53
3.1 Технологии гидродинамических МУН 54
3.1.1 Обоснование применения циклического заводнения 54
3.1.2 Обоснование применения горизонтальных скважин 57
3.2 Технологии физико-химических МУН 61
3.3 Технологии тепловых методов воздействия на пласт
3.3.1 Обобщение опыта применения технологий теплового воздействияна нефтяных месторождениях России 65
3.3.2 Критерии применимости технологий теплового воздействия 70
3.4 Технологии комбинированного воздействия на пласт 74
3.5 Обоснование применения импульсно-дозированного теплового и полимерно-термического воздействия 81
4 Прогнозирование импульсно-дозированного теплового и полимерно термического воздействия на типичных объектах разработки месторождения Каяра 88
4.1 Методика расчета и оценка тепловых потерь при движении нагнетаемой воды от установки нагрева до призабойной зонынагнетательной скважины 88
4.2 Результаты прогнозирования дозированного теплового и полимерно термического воздействия 95
Основные выводы и рекомендации 103
Список используемой литературы
- Геолого-физическая и промысловая характеристика нефтегазоносных комплексов месторождений севера Ирака
- Группирование объектов разработки методом МГК
- Обоснование применения циклического заводнения
- Результаты прогнозирования дозированного теплового и полимерно термического воздействия
Введение к работе
Актуальность проблемы
Ирак является одной из крупнейших нефтедобывающих стран мира. Доказанные запасы нефти в стране составляют около 115 млрд баррелей. Эти резервы сосредоточены в 100 месторождениях нефти и газа с запасами различных категорий, и только 20 из них находятся в активной разработке. Около 30 % запасов нефти приходится на мезозойско-кайнозойские нефтегазоносные формации севера Ирака.
Согласно существующей классификации, запасы нефти месторождений севера Ирака относятся к категории трудноизвлекаемых. Во-первых, вмещающие нефть и газ продуктивные горизонты крупных месторождений рассматриваемого региона представлены сложнопостроенными трещиноватыми низкопроницаемыми карбонатными коллекторами.
Во-вторых, по реологическим свойствам нефти месторождений характеризуются как тяжелые и высоковязкие. Проектный коэффициент нефтеизвлечения по большинству залежей северных месторождений не превышает 15 %.
Мировая практика разработки месторождений высоковязких нефтей и опыт России показывают, что одним из перспективных направлений разработки этих коллекторов являются тепловые методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Кроме тепловых методов, немаловажная роль в повышении нефтеизвлечения из сложнопростроенных карбонатных коллекторов отводится третичным МУН, а также комплексным технологиям воздействия на пласт.
Поиск эффективных технологий добычи и их научно-обоснованное применение в сложных геолого-промысловых условиях месторождений севера Ирака является актуальной задачей для специалистов нефтяной промышленности страны.
Цель работы – обоснование применения технологий повышения нефтеотдачи сложнопостроенных карбонатных пластов с высоковязкой нефтью.
Для достижения указанной цели были сформулированы следующие основные задачи:
1. Изучение особенностей геологического строения и геолого-физических характеристик регионально нефтегазоносных формаций месторождений севера Ирака;
2. Классификация эксплуатационных объектов месторождений севера Ирака, выбор типичных объектов разработки;
3. Обобщение отечественного и зарубежного опыта освоения трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к карбонатным коллекторам с высоковязкой нефтью, с применением технологий воздействия на пласт;
4. Прогнозирование импульсно-дозированного теплового (ИДТВ) и полимерно-термического воздействий (ПТВ) на типичных объектах.
Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на обобщении, систематизации и анализе отечественных и зарубежных публикаций, теоретических исследованиях, численном моделировании и расчетах на ЭВМ, математическом моделировании с привлечением аппарата геолого-статистического анализа.
Научная новизна результатов работы
-
На основе обобщения геолого-физических характеристик пластовых систем выполнено группирование объектов разработки севера Ирака. Определены типичные объекты в выделенных группах залежей высоковязких нефтей – эксплуатационные объекты Герб и Евфрат (месторождение Каяра).
-
На основе критериального анализа обоснованы наиболее эффективные технологии воздействия на остаточные трудноизвлекаемые запасы нефти для условий типичных объектов, представленных карбонатными пластами.
-
Теоретически с привлечением аппарата геолого-математического моделирования обоснованы и оптимизированы параметры импульсно-дозированного теплового и полимерно-термического воздействий для условий залегания типичных объектов разработки на примере месторождения Каяра.
На защиту выносятся:
-
Классификация эксплуатационных объектов севера Ирака, выполненная с использованием одного из методов теории распознавания образов, и выбор типичных объектов;
-
Выбор технологий теплового воздействия для типичных объектов разработки на основе критериального анализа;
-
Результаты прогнозирования импульсно-дозированного теплового и полимерно-термического воздействий на залежах высоковязких нефтей нефтяного месторождения Каяра.
Практическая ценность результатов работы
Основные результаты работы соискателя могут быть использованы при обосновании вариантов разработки эксплуатационных объектов месторождений севера Ирака с применением циклических теплового и циклического полимерно-теплового воздействий.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты научных исследований докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление» (ОАО НПФ «Геофизика», Уфа, 2010, 2011 гг.), на 62-ой научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (УГНТУ, г. Уфа, 2011 г.), на научно-практических конференциях: «Государственная политика в области охраны окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов» (Уфа, 2010 г.) и «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (ИПТЭР, г. Уфа, 2011 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе в 1 ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 74 наименования. Работа изложена на
111 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц и 20 рисунков.
Автор выражает искреннюю признательность своему научному руководителю профессору В. Е. Андрееву, профессорам Ю. А. Котеневу и К. М. Федорову за помощь, внимание и поддержку при выполнении работы.
Геолого-физическая и промысловая характеристика нефтегазоносных комплексов месторождений севера Ирака
Формация Чия Гара (верхнеюрский НГК). Формация сложена известняками и сланцами, сформировавшимися в глубоководной. морской обстановке осадконакопления. В пределах формации выявлены не значительные локальные залежи нефти и газа (месторождение Киркук). Нефть формации Чия Гара характеризуется плотностью 0,825 г/см3, содержанием серы 1,5%.Продуктивные пласты формации характеризуются низкими значениями пористости 11% и повышенной проницаемостью 35 мД.
Формация Жаражи (нижнемеловой НГК). Она состоит из оолитовых, иногда песчаных и железистых разностей известняков переходноморского генезиса. Формация имеет толщину от 90 м до 230 м. Локальная залежь выявлена на месторождении Бай Хасан. Нефть формации Жаражи характеризуется плотностью 0,855 г/см3, содержанием серы 1,7%. Пористость слагающих продуктивную толщу коллекторов 19% и проницаемость 56 мД [60].
Формация Камчука (нижне- и среднемеловой НГК). Формация Камчука является основным объектом разработки резервуаров Загрос бассейна. В пределах формации сконцентрированы значительные запасы нефти. Нефть добывается на месторождениях Айн Зала, Бай.Хасан, Киркуке. Нефть и газ добывают на месторождении Джамбур. Нефть формации Камчука характеризуется плотностью 0,881 г/см , содержанием серы 2,6%. Пористость пород-коллекторов составляет 18%, проницаемость 40 мД.
Формагщя Дукан (среднемеловой НГК). Формация состоит из фораминиферовых известняков, иногда глауконитовых разностей известняков сформировавшихся в глубоководном морском шельфе. Добыча нефти ведется на месторождении Бай Хасан и газа на месторождении Джамбур. Нефть формации Дукан характеризуется плотностью 0,845 г/см , содержанием серы 1,5%. Продуктивные пласты формации характеризуются средними; значениями; пористости 21% и повышенной; проницаемостью 45мД[50].
Формация Кометан (верхнемеловой НТК). Эта формация состоит из фораминиферовых известняков мелководного и- глубоководного морского; генезиса. Толщина продуктивных отложениш изменяется/ от 40 до? 250! МІ-Добыча нефти: связана! с месторождениями Айн-Зала, .Жаван, Киркук, Наджма,-, Хасибт и; Суфи:. Добыча нефти и газа- ведется месторождениях Каяра- ш Чемчемал. Нефть формации Кометан характеризуется? плотностью-0 849 г/см3, содержанием серы 2,8%. Продуктивные пласты формации характеризуются:; средними значениями пористости? 18%. ш повышенной проницаемостью; 70 мДї [5 5].
Формация- Мйшорах (верхнемеловой HFK). наг, состоит из фораминиферовых. известняковs мелководного морского генезиса.. Формация-представлена локальными незначительными- залежами нефти и газа» на месторождении Айш Зала.. Нефть формации Мищорах характеризуется плотностью- 0 884 г/см,, содержанием серы 2,6%; Продуктивные; пласты формации! характеризуются средними значениями. пористости. Г5% "и-повышеннойшроницаемостью 50ЫД1.
Формация .Шираниш (верхнемеловой HFK). Формация; состоит из; известняков; и мергелей, глубоководно-морского- генезиса:. Она является-однимшз.основных объектов разработки»нефтяных шгазовых месторождений Айн-Зала, Киркук, Суфия; Бай Хасан, Бутма. Нефть формации характеризуется плотностью 0,876 г/см, содержанием, серы, 21,5% . Продуктивные; пласты формации характеризуются/ средними, значениями пористости 16% w повышенной проницаемостью 12 мД [74].
Формация Алиджи (эоценовый НГК). Эта формация состоит из серого и светло-коричневого глинистого мергеля, известняка: и сланца; Формация выявлена; на месторождениях Айн-Зала и Суфия. Нефть- формации Алиджи характеризуется плотностью 0,881 г/см3, содержанием серы 2,4%. Продуктивные пласты формации характеризуются средними значениями пористости 18% и повышенной проницаемостью 50 мД.
Формация Джаддала (эоценовый НГК). Формация Джаддала состоит из известнякоы и мергелей с редкими тонкими прослоями оолитовых разностей. Добыча нефти ведется на месторождениях Айн-Зала и Суфия.
Нефть формации Джаддала характеризуется плотностью 0,887 г/см, содержанием серы 2,3%. Продуктивные пласты формации характеризуются средними значениями пористости 19% и повышенной проницаемостью ЮОмД.
Формация Киркук (олигоценовый НГК). Эта формация состоит из известняков, с прослоями доломитов. Формация представлена локальными залежами нефти, газ и конденсата. Нефть и газ-добываются на гигантских месторождениях Киркук и Бай Хасан. Газ» и газоконденсат добывается- на месторождении Кор-Mop. Нефть формации Киркук характеризуется плотностью 0,855 г/см3, содержанием серы 2,6%. Продуктивные пласты формации характеризуются средними значениями пористости 18% и повышенной проницаемостью 125мД [60].
Формация Кулъхор (нижнемиоценовый НГК). Эта формации состоит из доломитизированных, иногда фораминиферовы известняков мелководно-морского генезиса. Общая мощность .составляет 70 м. Добыча нефти веедтся на месторождении Нафт-Хана. Нефть формации характеризуется плотностью 0,859 г/см3, содержанием серы 1,9%. Продуктивные пласты формации характеризуются средними значениями пористости 18% и повышенной проницаемостью 50 мД.
Группирование объектов разработки методом МГК
Формация Евфрат распространена на севере и местами на юге Ирака. Вмещает нефть и газ в более чем 30 структурах. Формация сложена карбонатными отложениями, представленными пористыми и рыхлыми доломитами с включениями гипса. Мощность этого пласта составляет в среднем 100 м. Пористость продуктивных отложений в пределах формации среднем составляет 26 %. Средняя проницаемость — 0,117 мкм . Плотность нефти в.среднем - 0,956 г/см , вязкость - 160 мПас, содержание серы - 3 % [54].
Литолого-физическая характеристика третичной залежи. Третичная залежь является основным резервуаром на нефтяном месторождении Каяра. Эта залежь состоит из трёх карбонатных пластов: Герб, Дипан и Евфрат. Пласта Герб и Евфрат являются коллекторами. Пласт Дипан не является коллектором [54].
На основе определения пористости и минерального состава проведена классификация пород по» литотипам, в результате выделены следующие основные литотипы: плотный гипсоносньгаЧ доломит; пористый гипсоносный доломит; пористый известняк и доломит; трещинно-кавернозный доломит.
Важной особенностью внутреннего строения сложно построенной третичной залежи является наличие вертикальной и латеральной неоднородности продуктивных пластов. Вертикальная, неоднородность пластов проявляется в циклическом строении литологических разностей-известняков, доломитов и гипсов. Вторичные изменения продуктивных пород представлены доломитизацией, кавернозностыо и трещиноватостью. Покрышкой служат ангидрит на кровле пласта Герб [54,63,64].
Всего в процессе изучения выделено 8 основных пластов, которые, согласно общему строению, объединяются в три крупные пачки: 1. Верхняя - формация Герб, менее продуктивная пачка, включает 3 пласта, сложенная линзообразными коллекторами с большим содержанием низкопроницаемых и гипсовых пород. 2 . Средняя — формация Дипан, непроницаемая»; и: непродуктивная пачка включает 2 пласта. 3. НИЖНЯЯЇ - формация? Евфрат, включает 3е пласта характеризуются понижением .содержания1, гипса-, Верхний-? пласт: характеризуется? большей? долей г высокопроницаемых:; пород, имеет площадное распространение5: ж является? основным; коллектором в; формации : Евфрат; Средний пласт _ отличается средним содержанием: проницаемых пород: Нижний пласт характеризуется понижением проницаемости.
Наиболеехорошие коллекторы- представлены пористым- доломитом и доломитовым;- известняком, кавернового и; трещинного типа; расположенными; в;средней:части пласта Еербі а также в верхней и средней частяхшласта Евфрат Коэффициент проницаемости;колеблетсяЕот:0 002дО 4 8?мкм?. Большее число,образцовшмеет проницаемость 0,0020 - 0,3-мкм .
В третичной залежи отмечено два типа проницаемости: Г. Матричная проницаемость имеет; площадное развитие по: всему месторождению; но; содержание гипса; резко снижает параметр в верхней и нижней; частях формации? Еерб;. а так же; нижней1 части; формации,: Евфрат. Самая низкая проницаемость (меньше чемс0;001- мкм отмечается-в;формации? Дипан, чтотоворит о сильношзагипсованности пород [54]; Т.- Трещинная; проницаемость, наблюдаемая в верхней: части» формации: Евфрат. На месторождении Каяра основные притоки нефти получены из коллекторов с трещинной пористостью, что подтверждается результатами опробования. По? результатам опробования; проницаемость; таких коллекторов колеблется: от 0,0012 до 0,035 мкм, что говорит о влиянии трещин на проницаемость.
Нефтеотдача коллекторов с низкой проницаемостью матрицы-связана с системой: естественных трещин;/Отсутствие- трещин-.. определяет низкую1 нефтеотдачу карбонатных пластов [54]. На месторождении Каяра основные притоки нефти получены из коллекторов с трещиной пористостью, что подтверждается результатами опробования. На рисунках 2.8-2.13 представлены распределения проницаемости по керну для пластов Герб и Евфрат [63,73].
Проницаемость по керну пласта Герб колеблется от 0.2 до 1500 мД (скв. Каяра - 139), наибольшее количество образцов имеет проницаемость 0,2 - 20 мД. Проницаемость по керну пласта Герб колеблется от 0.2 до 400 мД (скв. Каяра - 140), наибольшее количество образцов имеет проницаемость 0,2-50 мД. Также проницаемость по керну пласта Герб колеблется от 0.2 до 300 мД (скв. Каяра - 155), наибольшее количество образцов имеет проницаемость 10 - 200 мД. Породы пласта Евфрат обладают лучшими фильтрационными свойствами. Коэффициент проницаемости колеблется от 0.2 до 3000 мД (скв. Каяра -139), набольшее число образцов имеет проницаемость 10 - 400 мД. Также проницаемость по керну пласта Евфрат колеблется от 0.2 до 4176 мД (скв. Каяра - 140), наибольшее количество образцов имеет проницаемость 50 -1000 мД. Проницаемость по керну пласта Евфрат колеблется от 1 до 700 мД (скв. Каяра - 155), наибольшее количество образцов имеет проницаемость 10-500 мД.
Обоснование применения циклического заводнения
Область применении активного теплового воздействия,при разработке нефтяных месторождений.достаточно-широка и тем самым!предопределяет высокуюэкономическую эффективность
Обобщение опыта применения теплового воздействия.Тепловые методы воздействия за многолетнюю историю эксплуатации применялись; и/ применяются в большинстве нефтегазодобывающих регионов России и бывшего СССР: Башкирии Татарии, Краснодарском; крае, Республике1 Коми на Сахалине, а также: в Узбекистане, Казахстане и других регионах. Поэтому в обзоре: ранее выполненных работ автор использовал материалы, приведенные и в работе А.ГЇЇ Титова: [41], которые касались рассмотрению этой проблемы.
Опыт реализации тепловых методов воздействия; на месторождениях Урало-Поволжья обобщен в работе: [18].,
В; частности;. метод внутрипластового горения: (BITF) испытывался в 1981-1990 г.г. на; залежи № 24 бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения. Дополнительная;добыча нефти составила; 81.5 тыс.т.
Технология внутрипластового горения осуществлялась также на Арланском месторождении в Башкирии (бобриковский горизонт ашитского участка). Очаг внутрипластового горения был - инициирован в мае-1979 года. Поддержка процесса горения (нагнетание воздуха) была-прекращена в апреле 1988 г. Все работы по ВПГ были последовательно закрыты из-за низкой рентабельности.
В процессе эксперимента была доказана возможность инициирования и поддержания горения в обводненных, глубоко залегающих (более 1000 м) пластах. Однако за этот период были выявлены следующие-серьезные осложнения в реализации технологии: неравномерное продвижение фронта горения и трудности его регулирования в условиях неоднородного пласта и активной системы заводнения; значительное увеличение газового фактора, осложняющего работу глубинно-насосного оборудования добывающих скважин; снижение межремонтного периода работы скважин в 4-5 раз, преждевременный износ всего нефтепромыслового оборудования в связи с усилением коррозионной активности среды; образование вязких эмульсий- из окисленной нефтщ осложняющих работу насосного оборудования, перекачку и подготовку пластовой продукции.
На этом фоне, в работе [18] отмечается, что в целом технологический эффект от внедрения технологии в данных геолого-промысловых условиях (организация процесса на единичном элементе, высокая, неоднородность пласта, низкая текущая нефтенасыщенность) не получен.
В качестве примера успешной реализации технологии закачки горячей воды, в работе [1] приводится опыт эксплуатации Воядинского месторождения, на Центральном куполе которого в 1988 году было организовано заводнение горячей водой бобриковского горизонта. Воядинское месторождение характеризуется сложным геологическим строением (высокой степенью расчлененности), что, в, принципе, снижает эффективность применения тепловых методов. Однако пластовые нефти весьма тяжелые, вязкие (83-133 мПа-с), смолистые, асфальтеновые и парафинистые, что благоприятствует применению технологии.
Как известно, достижение высокой эффективноститермовоздействия и реальный прогрев межскважинного пространства возможен при весьма плотной, сетки эксплуатационных скважин, по некоторым оценкам, не более 2...4 га/скв. В связи с этим, технологической схемой термозаводнения предусматривалось уплотнение1 сетки скважин с 13.9 до 7.6 га/скв, ввод 18 очагов нагнетания теплоносителя [1,26]. Результаты, внедрения- продемонстрировали различный уровень эффективности закачки в зависимости от продуктивных возможностей скважин [6]. В- южной зоне объекта, характеризующейся- лучшими коллекторскими свойствами; и приемистостью нагнетательных скважшг до 400 м /сут, температура теплоносителя на забое составляла до 120С. В пласт поступало до 65 % подаваемого на устье количества тепла. В северной-зоне, характеризующейся ухудшенными продуктивными характеристиками, приемистость, скважин составляла не более 100 м /рут. Соответственно, потери- тепла при транспортировке были значительно- большими: температура-воды, на забое не превышала 50С, а в пласт поступало не более 30 % подаваемого тепла.
Нагнетание теплоносителя привело- к общему увеличению добычи нефти и одновременно - к повышению- обводненности- продукции. Дополнительная добыча нефти за счет комплексного термо- и гидродинамического воздействия составила за три года, по данным работы [6] ,253.Гтыс.т.
Наибольшее- распространение из числа термических методов добычи тяжелой нефти получил метод паротеплового воздействия,, в связи с наибольшей теплоемкостью пара-по сравнению с водой итазом [1,5,8].
Механизм воздействия пара, на эффективность выработки нефти достаточно сложный.. При взаимодействии- пара с пластовой нефтью не только снижается вязкость и ослабляются структурно-механические свойства пластовой нефти, но и происходит ее термическое расширение, изменяется компонентный состав в результате термического крекинга при температурах выше. 300...400С. Кроме того, снижается поверхностное натяжение, изменяется капиллярное давление, относительные проницаемости и тип смачиваемости коллектора. В целом, все эти изменения способствуют снижению остаточной нефтенасыщенности коллектора [1].
Результаты прогнозирования дозированного теплового и полимерно термического воздействия
Возможны две методики расчета системы уравнений (4.3). Первая основана на прямом решении приведенных уравнений и описана в [16]. Вторая использует интегральное уравнение тепла в пласте (4.1) и понятие эффективной температуры пласта. В этом случае тепловые потери в уравнении (4.3) равны нулю, а в качестве температуры закачиваемого реагента берется эффективная температура пласта и теплоносителя Х=0: Т=Тэф. В данной работе используется вторая методика. Решение гиперболической системы уравнений (4.3) описано в [17] и, несмотря на сложность аналитических выкладок, имеет простую графическую интерпретацию. Структура решения состоит из двух скачков: первого -фронта вытеснения нефти остывшим до пластовой температуры теплоносителем и второго, совместного скачка температуры (от пластовой до температуры закачки реагента) и насыщенности. Графический вид решения приведен на рис.
Соотношения на скачках позволяют определить по значению теплофизических параметров водонасыщенность на первом и втором скачках соответственно (Si,S2). Отметим, что в этой методике расчета необходимо задавать вид функции Баклея-Леверетта лишь при пластовой и граничной температурах соответственно (Т0, Тэф), т.е. температурное поле, в этом случае, имеет вид «ступеньки», движущейся по пласту с постоянной скоростью. Методика детального расчета параметров теплового поля и нефте-водонасыщенности для однородного пласта приведена в руководящем документе [22].
Задача неизотермической двухкомпонентной фильтрации решена в работе [48]. В этой работе в рамках крупномасштабного приближения [15] приведенная методика развита на случай, когда в воде содержится примесь, влияющая на ее подвижность. В нашем приложении такой примесью является полимер. Математическая модель неизотермического вытеснения нефти горячим раствором полимера включает уравнения сохранения массы водной фазы, полимера и уравнение притока тепла где с — концентрация полимера в водной фазе; а = Гс — концентрация адсорбированного полимера, определяемая законом Генри (/"—константа адсорбции); F — функция Баклея-Леверетта зависит уже от трех переменных: водонасыщенности, температуры и концентрации полимера в водной фазе.
Так как распространение примеси в потоке воды происходит с заведомо меньшей скоростью, чем распространении теплового поля, то структура решение будет состоять в направлении от добывающих к нагнетательным скважинам из трех скачков: первый — фронт вытеснения нефти холодной водой без полимера, второй - совместный скачок насыщенности и концентрации полимера при пластовой температуре и третий - тепловой фронт, на котором водонасыщенность и температура меняются скачком. Таким образом, в этом решении распределение температуры и концентрации реагента имеет вид «ступенек», движущихся по пласту с конечной скоростью. Для расчета процесса, следовательно, необходимо задать функцию Баклея-Леверетта лишь для воды и нефти при пластовой температуре .F(s,7o,0), для раствора полимера с исходной концентрацией (CQ) И нефти при пластовой температуре F(S,TQ,CQ) и для раствора полимера и нефти при эффективной температуре нагретого пласта F(s,T3(jj,Co). Графический способ решения уравнений сохранения на приведенных скачках проиллюстрирован на рис.4.3. Графические методики построения решения задач неизотермической двухкомпонентной фильтрации [22] были обобщены на случай многослойного пласта, состоящего из гидродинамически несвязанных пропластков с различными фильтрационно-емкостными свойствами.
Перераспределение потоков закачиваемой жидкости и оторочек химреагентов в таком пропластке происходит в соответствии с их проводимостями (4.5) jU j=\ jUJ N hlti kjhj Vsk - Vsk ]-/ i i Vsk - іУк (4 6) /л y=i juJ i=\ v } где Q - скорости фильтрации, V - объемы оторочек химреагентов в пропластках (Q, F-суммарные значения), U\i //J - проводимость г -го пропластка. Коэффициент вытеснения нефти определяется как суммарная добыча пропласткам, отнесенная к запасам пласта. Отметим, что данная методика не включает расчет коэффициентов охвата и заводнения, поэтому интерес представляет лишь дополнительный прирост или изменение коэффициента нефтевытеснения за счет рассматриваемых вариантов воздействия. Пакет таких программ оформлен в виде программного комплекса EOR1 с развитым интерфейсом, в котором рассчитываются основные показатели процесса: коэффициент извлечения нефти, накопленная добыча, динамика добычи и т.п. Этот программный комплекс и использовался для прогнозирования указанных процессов.
Учет цикличности закачки теплоносителя и реагентов проводился по методикам ОАО «Удмуртнефть» и состоял в расчете среднеэффективных значений температуры горячей воды и концентрации раствора полимера, закачиваемых в пласт [20].
Модели анализируемых объектов разработки. Месторождение Каяра представлено двумя нефтеносными горизонтами Герб и Евфрат, представляющими два объекта разработки разделенными между собой непроницаемой пачкой Дипан [54]. Усредненные значения геолого-физических параметров продуктивных отложений Герб и Евфрат представлены в табл. 4.1. и
