Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние и проблемы освоения природных битумов 18
1.1. Природные битумы и состояние их запасов в мире 18
1.2. Краткая история освоения месторождений природных битумов на территории Республики Татарстан 19
1.3. Способы добычи природных битумов 22
1.4. Обзор теоретических исследований разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами 26
1.5. Разработка месторождений природных битумов и тяжелой нефти горизонтальными скважинами 30
2. Геолого-физическая характеристика и состояние разработки месторождений природных битумов РТ 34
2.1. Геологическая характеристика месторождений 37
2.2. Состави свойства природного битума месторождений 46
2.3. Технологии, применяемые при разработке месторождений природных битумов РТ 54
2.4. Состояние разработки месторождений ПБ 63
2.5. Выбор опытного участка для разработки горизонтальными скважинами 70
2.6. Экспериментальные работы по закачке пара в горизонтальную скважину 74
3. Разработка математической модели неизо-термической фильтрации и алгоритма расчета технологических показателей добычи пб при закачке пара в горизонтальные скважины
3.1. Исследования теплопереноса и массопереноса при движении жидкостей и газа в нефтенасьщенных пористых средах 81
3.2. Разработка математической модели неизотермической фильтрации при закачке пара в горизонтальные скважины 85
3.3. Расчет технологических показателей опытного участка 113
4. Технико-технологические аспекты строительства скважин и обустройства месторождения с горизонтальным стволом на отложения природного битума
4.1. Особенности строительства скважин 122
4.2. Опыт строительства скважин с горизонтальным стволом на отложения природных битумов и высоковязких нефтей, залегающих на небольших глубинах 122
4.3. Строительство экспериментальных скважин с горизонтальным стволом на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов 125
4.4. Новые направления совершенствования системы разработки месторождений природных битумов 126
5. Экономическая оценка предложенных систем разработки месторождений природных битумов горизонтальными скважинами
Заключение 162
Основные результаты работы 166
Список использованных источников
- Краткая история освоения месторождений природных битумов на территории Республики Татарстан
- Технологии, применяемые при разработке месторождений природных битумов РТ
- Разработка математической модели неизотермической фильтрации при закачке пара в горизонтальные скважины
- Строительство экспериментальных скважин с горизонтальным стволом на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов
Краткая история освоения месторождений природных битумов на территории Республики Татарстан
Способ добычи природных битумов зависит от географического положения месторождения, геолого-физических условий залегания пластов и гидродинамических характеристик пластовых жидкостей.
Основными способами извлечения углеводородов из битуминозных пород являются рудничные (карьерные), шахтные и в последние годы интенсивно развиваются скважинные.
Исторически добыча нефти и природных битумов началась с рудничных способов. В разное время шахты и рудники для добычи нефти работали в Германии, во Франции, в Чехословакии, Польше, Румынии, США, Канаде, на Украине, в Казахстане, Республике Коми, Татарстане и др., а в некоторых странах работают в настоящее время. - район первоочередного освоения месторождений природных битумов - зона доказанной битумо-носности пермских отложений - зона невыясненных перспектив - граница Южно- Татарского свода
При рудничных способах добычи битумонасыщенная порода извлекается на поверхность, а битумы из породы экстрагируются растворителями, горячей водой и паром с добавкой моющих средств и другими средствами. Недостатки открытого способа разработки по сравнению с подземным: - отрицательное влияние на окружающую среду; - изъятие земель под объекты разработки; - влияние климатических условий на работу предприятий.
При шахтном способе битум добывается в шахте без выемки битумоносной породы на поверхность через дренажную систему наклонных или горизонтальных скважин, пробуренных из горных выработок в выше-или нижележащем горизонте.
Шахтный метод добычи высоковязкой нефти наибольшее развитие получил на Ярегском месторождении (Республика Коми). Нефтяная залежь здесь приурочена к слабосцементированным песчаникам девонского возраста, который залегает на глубинах от 170 до 210 м. Пласт со средней нефтенасыщенной толщиной 25 м характеризуется высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем 26 %, проницаемость достигает 2 - 4 мкм", нефтенасыщенность - 87 %. Нефть тяжелая (0,945 г/см3), высоковязкая, равная 10-15 Па с при пластовой температуре 8 "С), сернистая, не содержит легких фракций и парафина. Продукты переработки: дизельное топливо, мазут, зимние масла и специальные лаковые битумы.
В 70-е годы, когда нефтяные шахты, отработанные по запроектированным системам, были практически на грани закрытия, началось активное внедрение различных, новых систем термошахтной разработки.
Положительный опыт разработки Ярегского месторождения в СССР инициировал начало эксперимента в Канаде добычи нефти термо-шахтным способом на месторождении Атабаска в 1985 г. При реализации скважинных способов битумы подвергаются предварительному разжижению путем подогрева пласта или закачки растворителя в пласт и затем поднимаются на поверхность через скважины. Разогрев природного битума может быть осуществлен внутрипластовым горением, нагнетанием теплоносителей, электрическим током и другими модификациями вышеописанных методов.
Скважинный способ добычи природных битумов и тяжелых нефтей в настоящее время нашел наибольшее применение во всем мире.
За рубежом (Канаде, Венесуэле, США, Мексике, Италии, Китае и др.) апробированы различные технологии скважинного способа разработки битумных месторождений, среди которых основная добыча природного битума получена за счет паротеплового воздействия, внутрипластового горения и их модификаций. На отдельных опытных участках были достигнуты коэффициенты извлечения битума 50 - 55 % при удельных расходах пара 1,8 - 5,5 т/т и воздуха от 1,2 до 2 тыс.м3/т, также получили развитие комбинированные технологии, основанные на добавлении к закачиваемому агенту химических реагентов типа углекислоты и разновидностей поверхностно-активных веществ.
В России к настоящему моменту опытно-промышленные испытания скважинного метода добычи ПБ осуществляются только на территории Татарстана. Это объясняется с одной стороны кризисными явлениями в экономике РФ и с другой - лучшей степенью разведанности и подготовленности к промышленному освоению битумных месторождений, благодаря поддержке руководства РТ и огромному энтузиазму ученых и производственников Республики, ведущих исследования в самых различных направлениях /10, 11, 12, 35, 36/.
В Татарстане опытно-промышленные работы проводятся на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях по освоению и внедрению скважинных методов добычи природных битумов. В 2002 году на Подлесном месторождении начнется бурение горизонтальной скважины со сквозным стволом.
На этих месторождениях отрабатываются внутрипластовое горение, циклическая закачка пара, циклическая закачка воздуха, площадная и циклическая закачка парогаза.
За время проведения экспериментальных работ удалось определить оптимальное количество и темп закачки воздуха в пласт как при инициировании внутрипластового горения, так и при циклическом и площадном нагнетании, внедрить механизированный способ добычи с закачкой пара в призабойную зону пласта без подъема насоса, ввести в работу универсальный автоматический комплекс по опробованию и добыче природных битумов.
Технологии, применяемые при разработке месторождений природных битумов РТ
Эта часть песчаной пачки по степени битумонасыщенности выделяется как основная зона битумонасыщения. Наибольшая толщина основной зоны битумонасыщения в пределах северного купола вскрыта в скв. 85 и составляет 16 м. Битумонасыщенность этой зоны изменяется от 7,5 до 18,8 % массовых, с преобладанием значений от 9,5 до 12,0 % массовых.
Ниже основной зоны битумонасыщения залегают более консолидированные песчаники с карбонатностью практически не отличающейся от таковой в вышележащих отложениях. По содержанию битума зона в разрезе песчаной пачки выделяется как нижняя переходная с пониженным битумосодержанием.
Подавляющая часть анализов из переходной зоны имеют битумонасыщенность от 4,5 до 7,5 % массовых. Значения пористости песчаников переходной зоны остаются высокими и составляют более 25 %. Ниже переходной зоны битумонасыщения распространены водоносные песчаники с содержанием битумов от 0,1 до 3,0 % массовых, граница между которыми и принимается за положение современного водо-битумного контакта (ВБК).
Образование переходной зоны ниже основной зоны битумонасыщения обуславливается процессом физического и химического разрушения залежи.
Положение ВБК сильно изменчиво даже в пределах одного купола. Наиболее высокие отметки ВБК на северном куполе приурочены к юго-восточной и северо-западной периклиналям залежи (плюс 52 м), а наиболее низкие - в северной, северо-восточной и юго-западной частях залежи (плюс 40-43 м).
Водоносные песчаники характеризуются карбонатностью в верхней части до 10 % массовых, увеличивающейся к подошве пласта до 20 %. Пористость водоносных песчаников по анализам керна составляет 15-25 %, проницаемость от 0,05-0,25 мкм . Цементом в песчаниках служит кальцит.
Подстилаются все вышеперечисленные отложения песчаной пачки пластом кальцитизированного, практически, непроницаемого песчаника.
Заканчивается разрез песчаной пачки пластом уплотненных песчаников водонасыщенных, толщиной от 2 до 8 м, проницаемость от 0,04 до 0,28 мкм .
Балансовые запасы ПБ категории В+d+С2 - 4,2 млн.т., извлекаемые -1,5 млн.т. Ашальчинское месторождение ПБ. Уфимский ярус (Р2и2), содержащий основные запасы ПБ в пределах Ашальчинского месторождения, представлен щешминским горизонтом, состоящим из нижней - песчано-глинистой и верхней - песчаной пачек. Песчано-глинистая пачка (P2и2 ) залегает на неровном рельефе сакмарского яруса и сложена глинами, алевролитами, песчаниками, мергелями с небольшими по мощности (до 4-5 м) прослоями известняков, реже, доломитов и гипсов. Породы пачки по простиранию не выдержаны, на коротком расстоянии замещаются друг другом. Мощность отложений песчано-глинистой пачки колеблется от 6 до 78 м. Песчаная пачка (P2U2") характеризуется высокой степенью обогащен-ности песчано-алевролитовым материалом. Песчаная пачка вскрыта всеми скважинами и пройдена с отбором керна. Пачка сложена песками и песчаниками разной степени сцементированности, с маломощными пропластками алевролитов.
В кровле пачки на контакте с перекрывающими их «лингуловыми глинами» нижнеказанского подъяруса, на редких отдельных участках отмечаются прослои сильно известковистого песчаника зеленовато-серого цвета. Ниже этого прослоя песчаная пачка сложена слабосцементированными и рыхлыми песчаниками или песками, в которых калыдитовый цемент присутствует в незначительных количествах (от 3 до 10 %, а то и полностью отсутствует), и обломочные зерна скрепляются битумным веществом. Тип цемента - пленочный и контактовый, реже, -базальный и поровый.
К этим рыхлым песчаникам и пескам и приурочены основные продуктивные битумонасыщенные части Ашальчинского месторождения ПБ. В битумных интервалах песчаники коричневато и буровато-черные, мелкозернистые, плотные, средней крепости, полимиктовые - слоистые, рыхлые. Мощность песчаной пачки изменяется от 2 до более 38 м. Верхняя граница уфимского яруса четко проводится по подошве пачки «лингуловых глин» байтуганского горизонта казанского яруса. Ашальчинское поднятие по кристаллическому фундаменту и брахиантиклинальная структура по кровле Р2и2 северо-западного простирания приурочены к центральной части Черемшанской терассовидной структурной зоны, но вторая - также смещена относительно первой в западном направлении.
В пределах контура битумоносности залежи песчаная пачка представляет литологически достаточно однородную толщу. Битумы присутствуют по всему слою песчаной пачки.
Коллекторские свойства слагающих ее пород следующие: пористость изменяется от 12,56 до 33 %; битумонасыщенность весовая - от 4,54 до 14,9 % мае. (редко, пропластками) до 7,5 % мае (в большинстве), объемная - от 23,2 до 91,13 % об. Замеры карбонатноети очень редки (по 6 скважинам из 18), значение ее колеблется от 5,13 до 30,89.
Разработка математической модели неизотермической фильтрации при закачке пара в горизонтальные скважины
Одной из основных задач в теории неизотермической фильтрации с учетом термодинамических эффектов является задача о формировании температурного поля в пласте. Установлена взаимосвязь температурного поля с полем давления в пласте. Подробный анализ работ по расчетам температурных полей приводится также в работе/119/. Исследованию температурных полей при фильтрации аномальных жидкостей посвящена работа /120/. Экспериментальному исследованию термодинамических эффектов посвящены работы /121-123/. Анализ известных работ в этом направлении показывает, что теория скважинной термометрии разработана в основном для однофазных потоков (нефть, вода или газ).
Применение теплоносителей при разработке месторождений стало основным толчком в теории тепло- и массопереноса многофазной фильтрации. В настоящее время предложен целый ряд и технологических решений применения теплоносителей с целью интенсификации процесса нефте и битумоизвлечения /96-124/.
В работах /91-97/ установлено, что зависимость вязкостей от температуры сильнее проявляется с увеличением объема, прокачанного через пласт агента. Влияние температуры на вязкость жидкостей приводит к приросту нефтеотдачи для высоковязких нефтей и природных битумов.
Дальнейшие исследования касаются особенностей вытеснения нефти теплоносителями, неньютоновских нефтей /101,125,126/, циклического способа закачки теплоносителя в пласт /102,127,128/ и др.
Уменьшение температуры пласта приводит к снижению эффективности вытеснения за счет роста соотношения вязкостей нефти и воды, а увеличение теплосодержания - за счет уменьшения вязкости теплоносителя. После прорыва пара извлечение нефти из пористой среды практически прекращается. Об этом свидетельствуют результаты работы /129/. При этом роль закачиваемого пара сводится лишь к доставке тепла в зону вытеснения нефти горячей водой, которая формируется перед фронтом конденсации пара.
При вытеснении высоковязких нефтей, как и в случае закачки горячей воды, основное влияние на степень вытеснения нефти паром оказывает изменение соотношения вязкостей нефти и воды с ростом температуры /96,111/.
Наиболее целесообразным как с технологической, так и с экономической точек зрения является закачка оторочек теплоносителей в пласт/104,130-132/. Исследованию особенностей процесса вытеснения нефти оторочками пара посвящены работы /104,127,133,134/. По характеру формирования температурного поля выделяются три стадии процесса: 1-нагнетание пара, 2- переходная стадия, 3- вытеснение нефти оторочкой горячей или холодной воды.
Из анализа известных работ следует, что наиболее четко исследован процесс тепло- и массопереноса при фильтрации с учетом термодинамических эффектов нефти, воды и пара. Процессы вытеснения высоковязких нефтей, тем более природных битумов, паром изучены недостаточно полно. Экспериментальные данные об этих процессах иногда противоречивы и не позволяют раскрыть механизм процесса вытеснения.
Дальнейшие уточнения методики вытеснения нефти паром связаны с учетом сухости пара /105,135/, зависимости зоны прогрева от времени, двухфазного потока в зоне пара, скрытой теплоты парообразования, теплопотерь и потока тепла в зону горячего конденсата /105,135/ и других. Необходимо отметить, что большинство задач основывается на расчете температуры по известной схеме "Доверье" /136/.
Однако, исследование процессов неизотермической многофазной фильтрации с учетом влияния теплопроводности, капиллярных и гравитационных эффектов, взаимосвязанности тепло- и массопереноса возможно только при прямом численном моделировании. В /113/ рассмотрена задача неодномерного вытеснения неньютоновской нефти горячей водой из неоднородного пласта. Решение задачи получено методом конечных разностей.
Численная модель процесса вытеснения нефти паром в предположении двухфазной фильтрации и зависимости коэффициента сжимаемости и теплофизических свойств жидкостей и породы от температуры и давления приведена в работе/137/.
В работе /138/ приводится математическая модель термической добычи ПБ с учетом капиллярных и гравитационных сил.
Наиболее общее описание математической модели термических методов добычи нефти приведено в работе /139/, в котором учитываются химические реакции, капиллярные и гравитационные эффекты, зависимость фазовых проницаемостей от температуры. Система конечно-разностных уравнений, предварительно линеаризованных по Ньютону, решается методом исключения Гаусса. / 140-142/.
Методы математического моделирования неизотермической многофазной фильтрации в рамках крупномасштабного приближения рассмотрены в работах /109-111,144/.
Использование предположения, что вода и пар имеют одинаковые подвижности и образуют одну пароводяную фазу, позволяет свести трехфазное течение нефти, воды и пара к двухфазному течению нефти и пароводяной смеси. Ранее при решении задачи вытеснения нефти паром подобный подход рассматривался в работе /137/.
Таким образом, анализ вышеприведенных работ по тепло- и массопереносу многофазной фильтрации показал, что этот процесс характеризуется влиянием различных эффектов, таких, как диффузия и теплопроводность, растворение газов в жидкостях, фазовые переходы, тепловое расширение, сжимаемость фаз, зависимость гидродинамических характеристик от температуры и состава фаз и другие. Однако, учет всех этих особенностей процесса при математическом моделировании представляет чрезвычайно сложную задачу.
Строительство экспериментальных скважин с горизонтальным стволом на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов
Таким образом, можно сказать, что замена вертикальных скважин на горизонтальные скважины может решить вопрос повышения рентабельности разработки месторождений природных битумов,
Далее анализировалась зависимость дебитов и продолжительность разработки до предельного обводнения добывающих скважин. Из результатов видно, что при расстоянии менее 6 м между нагнетательной и добывающей скважинами при закачке 60 т/сут и 96 т/сут при длинах ствола 100 м и 200 м происходит обводнение добывающих скважин (см. табл. 3.1) в течение 100 - 200 дней. Отсюда такие интенсивные условия являются опасными и сопряжены с преждевременным обводнением. Поэтому выбор должен осуществляться между вариантами с объемом закачки 48 т/сут и длинами ствола - от 200 м до 600 м.
Рассмотрим расчеты при различных расстояниях добывающей скважины от подошвы пласта (см. табл. 3.2., группа 1, 3, 4, 5).
Анализ показал, что при расстояниях менее 2 м прорывы при незначительных темпах закачки происходят на 120 - 150 день.
Таким образом, можно сделать выводы: наиболее экономичными условиями для практической реализации являются длины горизонтальных стволов от 200 м до 600 м, темпы закачки теплоносителя при циклической закачке на начальном этапе - 24 т/сут, с последующим наращиванием от 48 до 96 т/сут, в зависимости от длины горизонтального ствола (200м - 600 м). Расстояние между разноименными скважинами должно быть не менее 6 м, а между добывающей скважиной и подошвой пласта - не менее 2 м.
В течение многих лет на территории Республики Татарстан проводятся опытно-промышленные работы по определению оптимальных условий разработки месторождений природных битумов.
Однозначно доказано, что месторождения ПБ следует разрабатывать с применением тепловых методов из-за сверхвысоких вязкостей, низких пластовых температур и давлений.
Одним из вариантов, благоприятно влияющих на размещение скважин на месторождениях, что безусловно скажется на технологических и экономических показателях, является бурение горизонтальных стволов, впервые в буровой практике внедряемых на глубинах до 100 м от поверхности. Естественно, что в процессе строительства горизонтальных стволов появятся различные технические и технологические варианты, которые необходимо оптимизировать, и рекомендовать для промышленного внедрения в законченной форме.
По результатам проведенных расчетов разработаны критерии применимости метода закачки пара в горизонтальные скважины месторождений ПБ, табл.3.3.
Расчеты показателей добычи битума проведены для условий опытного участка северного купола Мордово-Кармальского месторождения. Исходные данные для расчетов приведены в табл. 3.4, они задаются в виде констант, характеризующих параметры пласта, насыщающих флюидов, сетки скважин и т.д.
Расчеты технологических показателей выполнены для закачки пара с давлением 2 МПа в горизонтальную скважину, расположенную на расстоянии 3 м от кровли пласта. Добывающая скважина расположена под нагнетательной на расстоянии 3 м от подошвы пласта. Расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами составляет 4,5 м.
Результаты расчетов технологических показателей одного элемента северного купола Мордово-Кармальского месторождения размером 100x25x10,5 м с запасами битума 6694 м приведены в табл.3.5 - 3.6, где / -время разработки; q6 и qe- текущий дебит битума и воды, м /сут; В -обводненность; Q6 и Qe - накопленный отбор битума и воды, м3; rj -битумоотдача; Qmpa - объем закачанного пара, т; УРП - удельный расход пара, т/т; Т - температура добываемого битума. На рис.3.16 - 3.18 приведены графики изменения во времени дебита и накопленной добычи битума, на рис.4 приведена динамика изменения паронефтяного соотношения.
Как видно из результатов расчетов динамики технологических показателей битума из горизонтальных скважин (табл.3.5, 3.6) добыча битума вначале растет, достигает максимума, потом начинает уменьшаться. Это связано с сущностью технологическиго процесса. Вначале происходит прогрев призабойной зоны, образование паровой полости вокруг горизонтального ствола и вытеснение битума. После охвата прогревом всей близлежащей зоны происходит истощение запасов участка, вследствие чего начинается естественное падение добычи.
