Содержание к диссертации
Введение
1 Аналитический обзор методов освоения трудноизвлекаембіх запасов, связанных с залежами высоковязких нефтей 10
1.1 Методы повышения нефтеотдачи пластов, содержащих высоковязкую нефть, и некоторые факторы, влияющие на нефтеотдачу пластов 12
1.2 Тепловое воздействие на нефтенасыщенные пласты-коллекторы
1.2.1 Влияние температуры на вязкость и подвижность нефти 19
1.2.2 Зависимость коэффициента вытеснения нефти от изменения относительной вязкости нефти 19
1.2.3 Действие капиллярных сил при вытеснении нефти горячей водой 20
1.2.4 Зависимость величин остаточной нефтенасыщенности и степени вытеснения нефти от температуры теплоносителя 21
1.2.5 Зависимость нефтеотдачи пласта от термического расширения нефти 22
1.2.6 Зависимость фазовой проницаемости от температуры 1.3 Критериальный анализ применения технологий теплового воздействия на залежи высоковязких нефтей 23
1.4 Обзор опыта применения технологий воздействия на продуктивный пласт, насыщенный высоковязкой нефтью 26
1.5 Выводы 36
2 Лабораторное обоснование разработки залежи высоковязкой нефти с поддержанием пластовой температуры 38
2.1. Лабораторное исследование вязкости нефти бобриковской залежи Солдатского месторождения при различной температуре 38
2.1.1 Установка для лабораторного исследования пластовой нефти 39
2.1.2 Методика лабораторного определения вязкости пластовой нефти 40
2.1.3 Прибор и методика определения кинематической вязкости сепарированной нефти 44
2.1.4 Результаты определения вязкости пластовой и сепарированной нефти бобриковской залежи Солдатского месторождения 45
2.2. Лабораторное исследование теплофизических свойств бобриковских
продуктивных отложений Солдатского месторождения з
2.2.1 Установка для определения теплофизических свойств горной породы
при различном насыщении 48
2.2.2 Методика лабораторных теплофизических исследований керна 50
2.2.3 Теплофизические лабораторные исследования кернового материала
2.2.3.1 Послойное макроописание керна 58
2.2.3.2 Измерение теплопроводности сухих, нефте- и водонасыщенных пород 59
2.2.3.3 Температуропроводность сухих, нефте- и водонасыщенных пород 60
2.2.3.4 Объемная теплоемкость сухих, нефте- и водонасыщенных пород 62
2.2.3.5 Удельная теплоемкость сухих, нефте - и водонасыщенных пород 64
2.2.4 Результаты исследования теплофизических свойств пород 65
2.3 Обоснование и разработка адаптированной технологии теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти 67
2.4 Выводы 73
3 Анализ внедрения разработки залежи высоковязкой нефти с применением поддержания пластовой температуры 74
3.1 Краткая геологическая характеристика Солдатского месторождения 74
3.1.1 Общие сведения 74
3.1.2 Краткие геолого-физические сведения и особенности строения Солдатского поднятия Кереметьевского месторождения 75
3.1.2.1 Литолого-стратиграфические сведения и особенности строения нижнекаменноугольной толщи Солдатского поднятия 76
3.1.2.2 Свойства и состав нефти, газа и воды бобриковского горизонта Солдатского месторождения 80
3.1.2.3 Запасы нефти и газа Солдатского поднятия Кереметьевского месторождения
3.2 Проектные показатели разработки бобриковской залежи Солдатского поднятия ереметьевского месторождения 84
3.3 Анализ текущего состояния фонда скважин и разработки бобриковской залежи Солдатского месторождения 89
3.4 Выводы 98
4 Повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти с поддержанием пластовой температуры 99
4.1 Формулировка задачи 99
4.2 Математическое моделирование температурного поля вокруг нагнетательных скважин 101
4.3 Стационарное распределение температуры около нагнетательных скважин 103
4.4 Оценка воздействия теплового поля на коэффициент нефтеотдачи 106
4.5 Математическое моделирование и оценка изменения КИН для различных условий заводнения 109
4.6 Разработка рекомендаций по воздействию на бобриковский горизонт Солдатского поднятия с целью увеличения КИН 115
4.7 Выводы 116
Основные выводы и рекомендации 118
Список литературы
- Зависимость коэффициента вытеснения нефти от изменения относительной вязкости нефти
- Методика лабораторного определения вязкости пластовой нефти
- Краткие геолого-физические сведения и особенности строения Солдатского поднятия Кереметьевского месторождения
- Оценка воздействия теплового поля на коэффициент нефтеотдачи
Зависимость коэффициента вытеснения нефти от изменения относительной вязкости нефти
Величина остаточной нефтенасыщенности оказывает определяющее влияние на выбор способа увеличения нефтеотдачи. Если в неохваченных заводнением участках пласта и пропластках или линзах, отличающихся коллекторскими характеристиками, существует значительная остаточная нефтенасыщенность, то хорошие результаты можно получить гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи (циклическая закачка воды, метод изменения линий фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости). В случае когда на поверхности пор находится пленочная нефть (остаточная нефтенасыщенность), предпочтительными технологиями повышения нефтеотдачи являются физико-химические (закачка оторочек ПАВ, мицеллярных растворов, углекислоты и других химических агентов). Если пластовая нефть характеризуется высокой вязкостью и парафинистостью, то разработку такой залежи предпочтительнее осуществлять с применением тепловых (термических) методов. Для принятия решения о применимости тех или иных методов увеличения нефтеотдачи необходимо знание свойств пластовой нефти (вязкость, плотность, доли фракций, выкипающих при разной температуре, и др.) и их вариативности по площади залежи.
В тепловых методах используется совмещение факторов гидродинамического вытеснения и термодинамического воздействия на пласт. Первый — вытеснение фактурой самого теплоносителя (горячая вода, пар, газ), и здесь сложно разделить прирост степени извлечения нефти при вытеснении горячей или холодной водой [60]. Второй фактор — тепло, вводимое в продуктивный пласт, оказывающее влияние на твердый скелет и флюиды, насыщающие его поры и трещины. Для планирования тепловых методов следует провести исследование теплофизических свойств горных пород, составляющих продуктивный пласт, и насыщающих его флюидов. Конечно, необходимо изучать температурные поля в залежах нефти.
Заводнение холодной водой большей частью оказывается малоэффективным на залежах ВВН [23, 69]. Известно, что коэффициент нефтеотдачи является произведением двух составляющих: коэффициента вытеснения нефти и коэффициента охвата объема нефтяного пласта фильтрацией.
Экспериментами и аналитическими исследованиями установлено, что эффективность вытеснения нефти водой существенно зависит от соотношения капиллярных и гидродинамических сил в зоне вытеснения [23]. Большое соотношение вязкостей нефти и воды, неоднородность пласта приводят к неравномерному перемещению фронта вытеснения по отдельным пропласткам и в целом по продуктивным пластам. Влияет на процесс и смачивамость поверхности порового и трещинного пространства.
Коэффициент вытеснения меньше единицы вследствие того, что вытесняемая нефть и вытесняющий ее агент (обычно вода) бывают несмешивающимися флюидами, а на их контакте в пористой среде возникают капиллярные силы. Так как пористая нефтенасыщенная порода имеет неоднородную пространственную сеть поровых и трещинных каналов, фронт вытеснения нефти водой движется неравномерно, и вода, продвигаясь, со всех сторон окружает и блокирует капиллярными силами капли нефти, делает их неподвижными. Доля капель (или микрочастиц) по отношению к первоначальному объему нефти очень значительна и составляет 0,2-0,4. Коэффициент вытеснения обычно достигает 0,6-0,8. Этот коэффициент мало зависит от вязкости нефти, бывает почти одинаковым для нефтей всех категорий вязкости и даже для газа, больше зависит от минерального состава породы, от смешиваемости или несмешиваемости нефти с вытесняющим агентом и величины капиллярных сил. Для увеличения коэффициента вытеснения следует значительно, на несколько порядков, уменьшить капиллярные силы. Этого можно достигнуть, например, созданием оторочки углеводородного или углекислого газа перед фронтом закачиваемой воды или добавлением в нагнетаемую воду поверхностно-активных веществ. Коэффициент вытеснения нефти увеличивается при использовании в качестве вытесняющего агента пара или продуктов горения.
Величина коэффициента охвата всегда меньше единицы по многим причинам. При редкой сетке добывающих и нагнетательных скважин часть нефтяного пласта с самого начала оказывается не охваченной дренированием и не находится в активной разработке. Прерывистость, неоднородность пластов и точечный характер стоков (добывающих скважин) и источников (нагнетательных скважин) приводят к уменьшению коэффициента охвата. Все дренируемое пространство продуктивных пластов от забоев нагнетательных скважин до забоев добывающих можно представить в виде трубок тока. Если принять, что трубки тока имеют равный объем, то проницаемость их очень различается, а средняя скорость вытеснения нефти из них пропорциональна этой проницаемости (закон Дарси). Поэтому вода по трубкам проходит за различное время. В момент прорыва воды к добывающим скважинам по наиболее проницаемым трубкам тока основная часть трубок обводнена незначительно, всего на 15-30 %. Ко времени достижения продукцией скважин предельной экономически допустимой обводненности большая доля трубок тока была не заводнена. Часто в случае проектирования редкой сетки и последующего дублирования вышедших из строя скважин, не отобравших своих извлекаемых запасов нефти, суммарное число скважин оказывается больше, а нефтеотдача пластов меньше, чем если бы сразу была спроектирована и введена густая сетка скважин. В. Д. Лысенко показал, что из-за высокой вязкости нефти нефтеотдача пластов снижается в три раза [57].
Достаточно большое количество тепловых методов предлагается для повышения эффективности извлечения высоковязкой нефти из пластов [12, 31, 104]. Например, разновидность термических методов добычи нефти — метод тепловой оторочки (МТО). Используется при разработке месторождений ВВН (вязкость более 10 мПа с). Наиболее благоприятные условия применения МТО — это большая толщина пласта (более 10 м), залегающего не глубже 1000 м, пористость более 20 %, нефтенасыщенность более 50 %.
Тепловая оторочка создаётся закачкой в пласт теплоносителя (горячая вода и/или пар) с температурой 100-350 С через нагнетательные скважины при давлении до 16 МПа. Использование теплоизоляционных труб позволяет снизить потери тепла при движении теплоносителя к забою нагнетательных скважин до 2-3 %, часть поступающего в скважину тепла рассеивается в породах, окружающих нефтенасыщенный коллектор. Теплопотери увеличиваются пропорционально увеличению прогретых площадей пласта. МТО можно использовать в комплексе с другими методами — внутрипластовое горение, физико-химические методы.
Методика лабораторного определения вязкости пластовой нефти
Вязкость определяли измерением времени качения шарика внутри немагнитного полого цилиндра б, встроенного в вискозиметр высокого давления типа ВВДУ (рисунок 2.2) 3 4 5 6 7 8 Схема устройства вискозиметра высокого давления и заполненного исследуемой нефтью или пластовой водой. Во время исследований вискозиметр располагали в двух положениях с наклоном. Соленоид 2 с сердечником 3 (электромагнит) удерживают шарик вверху цилиндра Индукционные катушки 8 соединены с усилителем и электросекундомером и расположены внизу цилиндра. «Старт» измерения происходит при включении секундомера: при его включении происходит выключение электромагнита и шарик падает внутри цилиндра, заполненного исследуемым флюидом. Шарик, проходя внутри индуктивных катушек 8, попадает в электрическое поле, его движение в этом поле вырабатывает электродвижущую силу, вызывающую срабатывание реле, размыкающего цепь секундомера, заканчивается процесс единичного замера. Для следующего измерения вискозиметр переворачивают, возвращая шарик в начальное (вверху) положение.
Вязкость рассчитывали по стандартному выражению где \х — абсолютная вязкость; Т — время падения шарика; рш и рф — плотность шарика и флюида; К — постоянная вискозиметра (определяют калиброванием каждого вискозиметра); постоянная вискозиметра зависит от диаметра шарика, диаметра и длины цилиндра, от угла его наклона.
При калибровании вискозиметра использовали жидкости с уже известной вязкостью. Вискозиметр типа ВВДУ, в соответствии с названием типа, используется при измерении вязкости пластовых флюидов при имитации пластовых условий (давление до 50 МПа, температура до 80 С), вязкость исследуемого образца может быть 0,5 мПа с и более.
Пробоотборник 7 (рисунок 2.1) с помощью переводного капилляра присоединили к верхнему штуцеру на прессе 1 установки. Установку в течение двух часов тщательно вакуумировали и одновременно прогревали до температуры пласта термостатом, входящим в комплект установки. Затем при поддержке давления с помощью насоса НЖР 13 нефть передавили в установку, это исключает возможность разгазирования нефти. Проба нефти приведена к пластовым условиям.
Затем определяли давление насыщения в соответствии с ОСТ 39-112-80 и ОСТ 153-39.2-048-2003. После определения давления насыщения пробу нефти вновь привели к пластовым условиям. Далее провели однократное разгазирование пластовой нефти. Из этого опыта получили данные, необходимые для расчета: — газосодержание (количество углеводородов, перешедших в газовую фазу при изменении условий от пластовых до атмосферных и отнесенных к единице объема или массы сепарированной нефти);
В это время из системы, через вакуумный шланг, отбирали газ в шприцы для определения компонентного состава газа методом хроматографии. После однократного разгазирования определяли вязкость пластовой нефти. Вязкость пластовой нефти определяли на вискозиметре ВВДУ-1 (входит в состав установки АСМ-300 М) путем замера времени качения шарика по трубке, наклоненной под углом к горизонту при двух углах — 45 и 30. Для этого от манифольда установки на прессе 1 к вискозиметру 3 присоединили капилляр и через него, поддерживая давление, заполнили вискозиметр, после чего проводили замеры вязкости пластовой нефти.
Измерение вязкости производили, когда в системе установилось фазовое и тепловое равновесие при пластовом давлении и запланированной (в том числе пластовой) температуре. Вискозиметр устанавливали в положении «соленоид внизу».
Тумблер «Питание» переводили в положение «Вкл». Ожидали 1-2 мин, пока нагревается усилитель. Далее переключатель переводили на указатель «Электромагнит», в этом положении переключателя шарик внутри цилиндра занимал исходное положение под действием притягивания электромагнитом.
Поворачивали цилиндр вискозиметра в положение с шариком наверху. Шарик удерживается электромагнитом в верхнем конце цилиндра. Выполняли переключение тумблера на указатель «секундомер». Это действие включает отсчет времени при одновременном выключении электромагнита, а шарик скатывается по цилиндру вниз. Когда шарик попадает в нижнюю часть цилиндра по механизму, описанному ранее, фиксируется время падения. Вязкость флюида вычисляли по выражению (2.1).
Измерение времени падения шарика производили неоднократно, каждый раз переводили вискозиметр в рабочее положение, поворачивая цилиндр, чтобы шарик был сверху, и повторяли все действия, описанные ранее в этом разделе. Время падения шарика измеряли для двух углов наклона цилиндра (30 и 45), для каждой величины температуры. Результаты опыта записывали в таблицу 2.1.
Тіт2ТзJ ср ТіТі ТзJ ср и и После определения вязкости пластовой нефти была отобрана проба газа для определения содержания сероводорода. Затем, на основании требований инструкций по определению газосодержания нефти в лабораторных условиях, проводили дифференциальное разгазирование нефти по двум ступеням сепарации нефти в промысловых условиях. На каждой ступени сепарации отбирали газ в шприцы для определения компонентного состава газа методом хроматографии. Компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании определяется аналогично однократному раз газированию.
Завершение работ на установке АСМ-300М.
После определения всех физико-химических характеристик пластовой нефти остаток нефти удалили из установки. Затем в установку залили керосин, создали давление и температуру для промывки. Промывку проводили дважды, после чего установку вакуумировали в течение 30 мин.
После проведения анализа первой пробы пластовой нефти из скважины № 16 Солдатского месторождения было выполнено исследование второй (контрольной) пробы пластовой нефти из этой же скважины по методике, описанной выше, и с использованием того же оборудования. Вязкость вычислили как среднюю величину определения вязкости в двух экспериментах. 2.1.3 Прибор и методика определения кинематической вязкости сепарированной нефти
Для определения кинематической вязкости использовали вискозиметр Пинкевича типа ВПЖ-2. Конструкция вискозиметра рассчитана на минимальное время истечения — 200 с.
Вискозиметр ВПЖ представляет собой U-образную трубку (рисунок 2.3), в колено которой впаян капилляр. Измерение вязкости жидкости при помощи капиллярного вискозиметра ВПЖ основано на определении времени истечения через капилляр определённого объёма жидкости из измерительного резервуара.
В исследовании использовали вискозиметры ВПЖ-2 с капилляром диаметром 1,31 мм, 1,77 мм, 2,37 мм, позволяющие определять кинематическую вязкость в пределах от 60 до 300 мм2/с, от 200 до 1000 мм2/с, от 600 до 3000 мм2/с соответственно. Перед каждым использованием вискозиметры мыли и высушивали. Порядок работ при определении кинематической вязкости следующий. На отводную трубку 3 надевали резиновую трубку, затем, зажав пальцем колено 2 и перевернув вискозиметр, опускали колено 1 в сосуд с нефтью и засасывали в него с помощью груши, пока уровень поднимется до отметки Мг, следует не допускать образования воздушных пузырьков в нефти. По достижении уровнем нефти отметки Mi колено извлекали из сосуда и переворачивали его вверх. Протирали колено 1 с внешней стороны, убирая остатки нефти, и вставляли колено в резиновый шланг соответствующего диаметра. Вискозиметр устанавливали в термостате таким образом, чтобы расширение 4 было погружено в жидкость. Нагрев (выдержка) в термостате при заданной температуре проводили в течение 15 мин и более, затем засасывали нефть в колено 1 ориентировочно до 1/3 высоты расширения 4. Соединяли колено 1 с атмосферой и определяли время опускания мениска нефти от отметки Мі до отметки Mi с точностью до 0,2 с.
Краткие геолого-физические сведения и особенности строения Солдатского поднятия Кереметьевского месторождения
Кереметьевский участок недр расположен на юго-западном склоне Южно-Татарского свода, все залежи участка содержат высоковязкую нефть. Район в геологическом прошлом характеризовался высокой активностью тектонических движений, процессами размыва, выщелачивания, карстования, что усложнило геологическое строение. В геологическом разрезе региона встречаются горные породы девонской, каменноугольной и пермской систем.
К Кереметьевскому участку недр приурочен ряд мелких сейсмоподнятий: Кереметьевское, Прогонное, Свердловское, Солдатское. Нефтенасыщенные пласты выявлены в терригенных отложениях бобриковского горизонта нижнего карбона (Сібб: пласт Сбр-3+2), в карбонатных отложениях верейского горизонта (Сгуг: пласт C2vr-5) и башкирского яруса (СгЬ) среднего карбона. По сложности геологического строения месторождение относится к группе сложных.
Впервые запасы нефти Кереметьевского, Свердловского, Солдатского месторождений подсчитаны и поставлены на Государственный баланс в 1978 и 1982 гг. по объединению «Куйбышевнефть» (протоколы ЦКЗ № 9 от 14. 03. 1979 г. и № 22 от 03. 05. 1983 г.).
Климат района умеренно континентальный с холодной зимой и жарким летом. Довольно часто устанавливается длительная сухая погода с малым количеством осадков. Среднегодовая температура воздуха равна 3,8 С. Средняя максимальная температура наиболее теплого месяца июля составляет 20,7 С (колебания от 18 до 25 С), а самого холодного (января) — минус 13,8 С (колебания от минус 16 до минус 12 С). Зимой температура воздуха понижается до минус 35 С, а летом может достигать 33 С. Среднегодовое количество осадков составляет 372 мм, две трети из которых выпадает в апреле-октябре, а максимум осадков приходится на июль-август.
Краткие геолого-физические сведения и особенности строения Солдатского поднятия Кереметьевского месторождения На месторождении первая скважина, давшая 14,9 т/сут нефти из бобриковских отложений, пробурена в 1977 г. Это поисковая скважина № 1 на Солдатском поднятии. В 2007-2008 гг. на площади Кереметьевского месторождения проведены сейсморазведочные работы (2Д), на Солдатском поднятии пробурены три эксплуатационные скважины.
Проведенный объем глубокого бурения и исследований позволил установить нефтяные залежи, изучить их строение, характер распространения продуктивных пластов 76 коллекторов по площади, их толщины, литолого-фациальное строение, коллекторские свойства, физико-химические свойства подземных вод, физико-химические свойства нефти, оценить запасы нефти. В результате доразведки месторождения впервые открыты залежи нефти на Прогонном сейсмоподнятии. По сложности геологического строения Кереметьевское месторождение относится к группе сложных, по запасам — к мелким. Литолого-стратиграфические сведения и особенности строения нижнекаменноугольной толщи Солдатского поднятия
Солдатское поднятие Кереметьевского участка недр является основным и в настоящее время наиболее масштабно эксплуатируемым объектом разработки, причем в разработке находится только бобриковский горизонт. Обратим внимание на геолого-физические характеристики Солдатского поднятия.
Подстилающий продуктивные терригенные нижнекаменноугольные отложения позднедевонско-турнейский карбонатный комплекс сложен известняками и доломитами с прослоями мергелей и глинистых сланцев в нижней части толщи.
Визейский терригенный комплекс, включающий отложения косьвинского, бобриковского, радаевского и тульского горизонтов визейского яруса нижнего карбона, представлен черными глинами, известняками, песчаниками пористыми, разнозернистыми. Отличительной чертой, характерной для исследуемого участка недр, является присутствие в разрезе тульского горизонта двух прослоев карбонатов: в подошве мощностью 2-2,5 м и в верхней части тульских отложений мощностью 1,0 м и менее.
Отложения турнейского яруса представлены переслаиванием пористо-проницаемых и плотных известняков. Восточное крыло, частично восточная и южная части северной вершины, а также южная вершина турнейской структуры полностью разрушены врезом. По материалам ГИС скважин № 1 и 2, вскрывших полные разрезы турнейского яруса, мощность отложений составляет 67-70 м. В разрезах скважин № 3 и 4, вскрывших зону вреза, вскрыты карбонаты частично разрушенных на различную глубину отложений черепетского горизонта.
Коллекторами в отложениях турнейского яруса служат пористо-проницаемые участки в массиве карбонатов. Пористость коллекторов в разрезе скважины № 16 составляет 9-11 %. Косьвинский горизонт (Сіel)
Пачка аргиллитов косьвинского горизонта, в отличие от района Граничного поднятия, где она имеет мощность 3 м, на участке Солдатского поднятия характеризуется мощностью 2-1,5 м. Во врезе елховские отложения размыты. Врезовая зона имеет в пределах Солдатской структуры широкое распространение.
Бобриковский и радаевский горизонты (Cird+Cibb) На Солдатском месторождении (поднятии) породы радаевского горизонта, в отличие от участка Граничного поднятия, условно выделены в составе нижней части песчаного пласта Сбб-1, а сюда можно отнести к этому горизонту пласты Сбб-01, Сбб-02, Сбб-03, Сбб-04 и Сбб-05, заполняющие врез.
Радаевско-бобриковские отложения представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. В их составе на Солдатском поднятии присутствуют пласты С166-1 и С166-2. Пласт С166-1 в разрезах всех вскрывших его скважин представлен песчаным коллектором. Пласт С166-2 в верхней своей части нередко замещен или представлен несколькими маломощными пропластками алевролитов. В пределах неразрушенной части турнейской структуры, где пласты вскрыты до подошвы, суммарная мощность бобриковских песчаных коллекторов растет в направлении от крыла структуры к ее своду. Так, если в скважине № 2, пробуренной за пределами структуры, их мощность составляет 3,5 м, в скважине № 25 — 13,5 м, в скважине № 1 — 16 м, в скважине № 18 — 17 м, в скважине № 16 — 14 м. Причем в своде структуры отмечаются участки слияния коллекторов С166-2 и С166-1. В разрезе скважины № 4, полностью вскрывшей толщу, заполнившую врез, отмечается слияние песчаных коллекторов Сбб-01, Сбб-02, Сбб-03, ниже залегают коллекторы С166-04 и С166-05, разделенные пачкой углистых сланцев. В разрезе скважины № 3, также вскрывшей врез, прослеживаются два прослоя углистых сланцев: в кровле отложений, заполняющих врез, и между коллекторами С166-01 и С166-02. Ниже по разрезу пачки аргиллитов и глинистых алевролитов разделяют песчаные коллекторы С166-03 и С166-04.
В пределах Солдатского месторождения нефтеносность радаевско-бобриковских пород приурочена к пластам С166-1, С166-2. Нефтенасыщенны коллекторы в пластах С166-01 и С166-02, развитые во врезовой зоне, если они расположены выше отметки ВНК (минус 1167 м). В таблице 3.1 приведены основные характеристики бобриковской залежи Солдатского поднятия.
Оценка воздействия теплового поля на коэффициент нефтеотдачи
Накоплен значительный промысловый опыт по применению различных модификаций заводнения при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами — многопластовые месторождения, с высоковязкими нефтями, с нефтями, содержащимися в малопродуктивных пластах. На основе опыта разработки залежей с ВВН установлено, что заводнение достаточно эффективно [95]. Отмечается, что обычное «холодное» заводнение недостаточно эффективно в залежах ВВН, наблюдаются прорывы закачиваемой воды, уход воды в законтурную зону и т.д. Закачка воды с температурой 7-12 С при пластовой температуре 23 С — это искусственное увеличение вязкости нефти в охлажденной зоне пласта [95], что подтверждается приведенными выше данными об исследовании нефти из бобриковских отложений Солдатского месторождения. В связи с этим следует отметить правильный выбор термозаводнения для бобриковской залежи Солдатского поднятия.
На месторождениях Татарстана широко внедряются методы циклического воздействия различного рода: циклические тепловые, циклические гидродинамические. Такие методы могут быть условно отнесены к волновым методам с длительным периодом волны. Однако авторы [95] отмечают недостаточные объемы применения МУН, новых технологий стимуляции работы скважин на месторождениях с ВВН. Среди наиболее часто применяемых методов для воздействия на залежи с ТрИЗ отмечены и волновые методы. Авторы считают, что для прогресса в области увеличения эффективности МУН необходимо совершенствовать и расширять возможности используемых методов и внедрять новые МУН.
Значительного эффекта от МУН можно достигнуть при комплексировании различных технологий и достижении синергетического эффекта от этого.
Исследования в области адсорбционных процессов в пористой среде показывают, что они существенно влияют на процесс вытеснения нефти из пласта. Тенденция роста объемов добычи трудноизвлекаемой нефти, которая в большинстве случаев является вязкой и высоковязкой, содержит большое количество асфальтено-смолистых веществ (АСВ) и парафины. Адсорбция этих веществ способствует осложнению фильтрационных процессов и в конечном итоге уменьшению добычи нефти.
Доставка тепловой энергии до пласта связана с потерями тепла в наземных коммуникациях, в скважинном оборудовании, через эксплуатационную колонну в окружающие горные породы, в продуктивном пласте на нагревание кровли и подошвы вместе с прилегающими к ним толщам пород. Потери тепловой энергии можно ограничить, если, например, кольцевое пространство заполнить газом, так как теплопроводность жидкостей много больше, чем теплопроводность газов, или спустить трубы с теплоизоляторами — термокейсами.
Если провести комплекс технических мероприятий, направленных на сокращение теплопотерь в скважине, то, по экспертной оценке, их доля не превысит 2-3 % от количества тепловой энергии, подаваемой к устью скважины при закачке горячей воды. Из-за рассеивания тепла по стволу скважины глубина залегания продуктивного горизонта при термическом воздействии путем закачки горячей воды для сохранения эффективности ограничена 1000-1200 м при максимальной технико-технологически возможной скорости закачки теплоносителя [21].
Проведенный анализ и исследования технологии интенсификации процесса извлечения высоковязкой нефти в условиях залежи бобриковского горизонта Солдатского месторождения показывает, что применяемая технология поддержания пластовой температуры и давления имеет довольно высокую эффективность. Поэтому рекомендуется продолжать закачку горячей сточной воды для поддержания пластовых давления и температуры. Выявлен резерв повышения эффективности системы ППД+ППТ путем сокращения тепловых потерь. Расчетом определено, что для того, чтобы на Солдатском поднятии Кереметьевского месторождения выйти на режим закачки воды с температурой до 45-50 С без увеличения нагрева воды и, соответственно, без увеличения затрат на нагрев, необходимо выполнить термоизоляцию всех наземных коммуникаций системы ППД, а также в нагнетательные скважины спустить специальные теплоизолированные НКТ (например, установить «термокейсы»). Это позволит достигнуть более высокой величины КИН.
Результаты моделирования показывают, что термозаводнение имеет большое преимущество перед «холодным» заводнением. В настоящее время основной эффект термозаводнения (при существующей системе заводнения и ее температурном режиме) заключается в недопущении охлаждения пласта, более того есть небольшой подогрев и повышение температуры пласта в зонах вокруг нагнетательных скважин.
Очевидно, что опыт поддержания пластовой температуры в небольшой залежи ВВН показывает возможность улучшения условий вытеснения высоковязкой нефти по сравнению с «холодным» заводнением и может быть адаптирован к условиям других залежей ВВН. Установлено: по реализуемому варианту термозаводнения получено увеличение КИН по сравнению с закачкой «холодной» воды в целом по залежи Аг = 5,5 %; при теплоизоляции всего оборудования по доставке горячей воды от насосов до забоя скважины при температуре закачиваемой воды на выходе из насосной станции, равной 45 С, увеличение КИН по сравнению с закачкой «холодной» воды в целом по залежи может составить Аг = 8,1 %, что больше на 2,6 %, чем в реализуемом варианте. Математическим моделированием выявлено: дополнительная добыча нефти только за счет термического воздействия составила 28,032 тыс. т в течение 4,5 лет с начала воздействия; выполнение мероприятий по сокращению потерь тепла позволит повысить температуру закачиваемой воды и увеличить дополнительную добычу к концу разработки по сравнению с реализуемым вариантом термозаводнения на 68,523 тыс. т нефти и тогда дополнительная добыча только за счет термовоздействия составит к концу разработки 213,475 тыс. т нефти.
В результате проведенного анализа эффективности поддержания пластовой температуры бобриковского горизонта Солдатского поднятия Кереметьевского месторождения на основе математического моделирования определено, что реализуемая система имеет потенциал увеличения эффективности и позволяет достигать проектного КИН. Определено, что пластовая температура не понизилась, а увеличилась в зоне нагнетания и поддерживается на уровне, позволяющем сохранять начальную и даже повышенную подвижность нефти. Для увеличения эффективности термозаводнения рекомендовано выполнить термоизоляцию всей системы ПИТ от КНС до забоя нагнетательных скважин. То есть рекомендуется для увеличения эффективности выработки запасов высоковязкой нефти бобриковской залежи Солдатского месторождения: