Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние научно-исследовательских и промысловых работ по проблеме и постановка задачи исследований 8
1.1. Состояние экспериментальных исследований на современном этапе 10
1.2. Основные результаты исследований процесса теплового воздействия с помощью математического моделирования 14
1.3. Результаты испытания теплового воздействия в промысловых условиях 16
1.4. Обоснование проведения научно-исследовательских работ по совершенствованию технологий теплового воздействия для разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений 19
2. Экспериментальные исследования влияния процессов теплового воздействия на характеристики прогрева и нефтевытеснения для условий сложнопостроенных коллекторов 24
2.1. Экспериментальная база для проведения исследований 24
2.2. Исследования процесса вытеснения нефти теплоносителями из слоистонеоднородных пластов терригенного типа 29
2.3. Лабораторные исследования основных закономерностей паротепловых обработок скважин 37
2.4. Экспериментальное обоснование использования эффекта разделения пароводяной смеси применительно к разработке пластов большой толщины 48
2.4.1. Моделирование вытеснения нефти теплоносителями в условиях вертикальной фильтрации 50
2.4.2. Основные результаты экспериментальных исследований 54
2.4.3. Механизм воздействия гравитационных сил на развитие тепловых полей и вытеснение нефти 57
2.4.4. Обоснование выбора оптимального интервала ввода пара в пласт 61
Выводы по разделу 2 64
3. Технологические аспекты интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи с применением теплового воздействия 65
3.1. Исследование влияния геолого-технологических показателей на процесс паротепловых обработок призабойных зон скважин (ПТОС) 65
3.1.1. Снижение степени влияния неньютоновских свойств нефти при фильтрации в прискважинной зоне пласта в условиях теплового воздействия 81
3.1.2. Обоснование основных положений системы разработки нефтяных месторождений с применением паротепловых обработок скважин 83
3.1.2.1. Исследование влияния последовательности ввода скважин в зонах с различной неоднородностью на эффективность разработки 84
3.1.2.2. Влияние момента начала проведения ПТОС на эффективность разработки 86
3.1.2.3. Оценка влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу при ПТОС 87
3.1.2.4. Основные принципы системы разработки нефтяных месторождений с использованием паротепловых обработок скважин 88
3.2. Технология паротепловых обработок призабойных зон скважин в обводненных пластах 90
3.3. Технология разработки залежей высоковязкой нефти с большой толщиной продуктивного пласта 92
3.4. Комбинированная технология теплового воздействия 97
3.5. Особенности теплового воздействия на трещиновато-поровый коллектор с низкопроницаемой матрицей 100
3.6. Технология термоциклического воздействия на трещиновато-поровый коллектор 106
3.7. Комбинированная технология термощелочного воздействия 113
Выводы по разделу 3 120
4. Совершенствование методических основ проектирования и примеры по использованию созданных технологических решений для разработки конкретных сложнопостроенных месторождений с применением тепловых методов 121
4.1. Технологическая эффективность паротеплового воздействия в условиях горизонтальных скважин 121
4.2. Применение пароциклических обработок призабойных зон скважин для условий Ван-Еганского месторождения 133
4.3. Использование элементов новой системы разработки и методических приемов проектирования на примере Русского месторождения 140
4.4. Обоснование технологии разработки Ярегского месторождения с применением паротеплового воздействия в техногенных условиях 144
4.4.1. Краткая история освоения Ярегского месторождения 144
4.4.2. Схематизация расчетной геологической модели пласта 152
4.4.3. Методика расчета технологических показателей вариантов разработки 153
4.4.4. Технологические показатели вариантов разработки 164
Выводы по разделу 4 167
Основные выводы и рекомендации 168
Список использованных источников 170
- Состояние экспериментальных исследований на современном этапе
- Моделирование вытеснения нефти теплоносителями в условиях вертикальной фильтрации
- Технология разработки залежей высоковязкой нефти с большой толщиной продуктивного пласта
- Технологические показатели вариантов разработки
Состояние экспериментальных исследований на современном этапе
Большинство экспериментальных работ было направлено на изучение механизма вытеснения нефти, но несколько публикаций посвящено вопросам моделирования и исследования прогрева пласта [74, 79, 82, 91, 92].
В работах [79, 82, 91] предложены термодинамические критерии подобия, позволяющие приближенно переносить результаты лабораторных исследований по нагреванию модели пласта на реальные пласты. Сопоставление экспериментальных данных с расчетными значениями коэффициента теплоис-пользования, а также сравнение распределений температуры позволило сделать вывод о приемлемости расчетной схемы Маркса-Лонгенхейма в случае нагнетания водяного пара и схемы Чекалюка-Доверье - в случае нагнетания горячей воды [152, 171]. Авторы работы [74] сделали попытку объединить гидродинамическое моделирование с термодинамическим. При этом они указывают, что полного соответствия термогидродинамического подобия достигнуть невозможно из-за ряда трудностей, связанных, в основном, с техническим конструированием модели пласта. Вместе с тем, результаты экспериментов по не изотермическому вытеснению нефти теплоносителями следует относить к наиболее достоверным с точки зрения соблюдения основных критериев подобия [74,79,91,92].
Исследование механизма вытеснения нефти теплоносителями проводилось преимущественно в изотермических условиях и на моделях пласта небольших размеров. В целом результаты этих экспериментов (особенно при вытеснении нефти паром) имеют качественный характер, но, отчасти, при изучении некоторых отдельных факторов увеличения нефтевытеснения за счет теплового воздействия, дают и количественную оценку.
К настоящему времени выявлены и в той или иной степени изучены основные факторы увеличения коэффициента вытеснения нефти теплоносителями: снижение вязкости нефти с увеличением температуры, термическое расширение пластовой системы, влияние температуры на интенсивность проявления молекулярно-поверхностных эффектов, дистилляция легких компонентов нефти в паровую фазу водяного пара и связанный с этим эффект частичного смешивающегося вытеснения, а также растворение воды в нефти. Исследование влияния снижения вязкости нефти с повышением температуры на коэффициент вытеснения изложено в работах [1, 5, 11, 30, 34, 39, 65, 66, 71, 73, 183].
Известно, что коэффициент вытеснения нефти водой при ограниченных объемах прокачки последней зависит от отношения вязкостей нефти и воды: чем выше это отношение, тем ниже коэффициент вытеснения. Авторы работ [8, 10, 11, 34, 73, 93, 183] на основе анализа изменения вязкостной характеристики нефтей от температуры, а также путем прямых экспериментов приходят к выводу, что проявление вязкостного фактора в увеличении коэффициента вытеснения наблюдается в интервале резкого снижения вязкости нефти от температуры.
Так, например, исследованиями [8, 10, 11, 34, 35] установлено, что существенное снижение вязкости нефти месторождения Зыбза-Глубокий Яр (от 700 до 12 мПа-с) происходит при повышении температуры от 30-120С. В этом же интервале температур коэффициент вытеснения возрастает от 43 до 78%, то есть почти вдвое. Дальнейшее повышение температуры не влечет за собой значительного увеличения коэффициента вытеснения, поскольку снижение вязкости нефти становится сопоставимым со снижением вязкости воды, и отношение вязкостей стабилизируется.
При повышении температуры происходит тепловое расширение пластовой системы в целом, но, если пористая среда - коллектор незначительно изменяет свой объем (коэффициент термического расширения песчаника в среднем составляет 3-Ю 5 1/С), то жидкости, находящиеся в ней, и, в первую очередь, нефть могут претерпевать существенное увеличение своего объема. Изменение объема нефти с ростом температуры характеризуется коэффициентом термического воздействия.
В работах [34, 35, 73] приведены значения коэффициентов термического расширения, которые изменяются для различных дегазированных нефтей в пределах от З-10-4до7-10-41/С.Это означает, что при повышении температуры пласта на 100С только за счет термического расширения нефти прирост нефтеотдачи может составлять при определенных условиях 5-7%.
Значительный объем исследований посвящен изучению влияния температуры на интенсивность проявления молекулярно-поверхностных эффектов [2, 5, 7, 34, 62, 63, 73, 88, 95, 96, 151]. С повышением температуры ослабляются молекулярные связи между адсорбционным слоем нефти и породой. Кроме того, происходит частичное растворение поверхностно-активных компонентов нефти в воде, что способствует снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз [34, 35]. Интенсификация этих факторов под действием температуры должна приводить к изменению в благоприятную сторону фазовых проницаемостей и скорости капиллярной пропитки. Большинство исследователей отмечают увеличение фазовой проницаемости для нефти при повышении температуры, а в работе [151] указывается также и на увеличение фазовой проницаемости для воды. Важным фактором увеличения нефтеотдачи при воздействии паром на пласт является дистилляция (испарение) легких компонентов нефти в паровую фазу. В работе [167] показано, что если нефть не содержит испаряющихся при данной температуре компонентов, то коэффициент вытеснения составляет всего 0,59. При наличии 25% испаряющихся компонентов коэффициент вытеснения возрастает до 0,76, а при наличии 50% компонентов - до 0,84. В работе [161] отмечается, что за счет дистилляции легких углеводородов коэффициент вытеснения может увеличиться на 20%. Все исследования подчеркивают наличие связи между коэффициентом вытеснения и содержанием в нефти испаряющихся при данной температуре компонентов. Следствием испарения легких компонентов нефти является проявление эффекта частичного или полного смешивающегося вытеснения. При неизотермическом вытеснении легкие фракции нефти переносятся потоком водяного пара вперед, в более холодные части модели пласта, где происходит конденсация и перемешивание легких фракций с исходной нефтью. За счет обогащения исходной нефти маловязкими компонентами снижается вязкость смеси и, одновременно, возрастает количество легких компонентов в нефти которая будет подвергаться воздействию паром. В результате будет снижаться остаточная нефтенасыщенность как в зоне горячей воды (за счет снижения вязкости смеси нефти с легкими компонентами) так и в зоне пара (за счет увеличения содержания в исходной нефти легких испаряющихся компонентов). В работах [34, 35, 74, 108, 146, 161, 164, 165, 168, 183] приведены значения остаточной нефте-насыщенности в зоне пара изменяющиеся в широких пределах (0 03-0 31) в зависимости от условий опыта и характеристики исследуемых несЬтей. В работе [183] подчеркивается что остаточная несЬтенасыщенность в зоне пара не зависит от начальной нефтенасыщенности модели пласта.
Исследованиями выявлен еще один важный фактор увеличения нефтеотдачи при воздействии на пласт горячей водой или паром - значительное растворение воды в нефти [97, 98, 105]. Этот процесс происходит при высоких термогидродинамических параметрах - давлении до 21,0 МПа и температуре порядка 320-340С. Увеличение нефтеотдачи достигается за счет замещения части остаточной нефти водой, растворяющейся в нефти. При этом коэффициент вытеснения (особенно для легких нефтей) может достигать 0,97-0,99 [98, 105].
Информация по экспериментальным исследованиям паротепловых обработок скважин с моделированием прискважинной зоны, а также в условиях неоднородности в зарубежных публикациях не отмечена.
Моделирование вытеснения нефти теплоносителями в условиях вертикальной фильтрации
Для проведения исследования была создана установка, состоящая из вертикальной модели пласта, гидравлического блока, электрического блока и блока измерительно-регистрирующей аппаратуры.
Модель пласта представляет собой трубу из нержавеющей стали высотой 2,5 м и диаметром 0,110 м. Пористой средой служит кварцевый песок менее 0,316 мм. Пористость модели пласта - 0,30, проницаемость - 8,200 мкм2. Каждый фланец и средняя часть моделей оборудованы тремя штуцерами для ввода рабочих агентов и отбора жидкости из пласта. По всей длине модели пласта с интервалом 15 см расположены карманы, в которых помещены термопары для измерения температуры по оси модели. Модель пласта установлена в металлическом коробе, заполненном теплоизоляционным материалом (базальтовое волокно).
Таким образом, модель пласта имитирует элемент вертикального сечения реального пласта большой толщины (сопоставимой с расстоянием между скважинами), в котором преимущественное течение теплоносителя может происходить от прикровельной, приподошвенной или от центральной частей в вертикальном направлении. Для реализации указанных условий нагнетания предусмотрен ввод теплоносителя сверху, снизу или через центр модели.
Температура теплоносителей, нагнетаемых в модель пласта, составляла 200(+-5)С при давлении пара - 1,6 МПа, горячей воды - 2,4 МПа.
Перед началом ввода теплоносителей в модель пласта для компенсации тепловых потерь осуществлялся внешний подогрев места ввода электронагревателями до температуры нагнетаемого теплоносителя.
В процессе экспериментов поддерживался постоянный темп отбора жидкости из пласта на уровне, обеспечивающем проявление гравитационных сил в условиях взаимодействия с гидродинамическими силами. Серия пробных экс-периментов позволила определить величину темпа отбора на уровне 6 см /мин, что соответствует скорости фильтрации 0,94 м/сут. Следует отметить, что в промысловых условиях для высоковязких нефтей скорость фильтрации, как правило, в 6-8 раз ниже, поэтому влияние гидродинамических параметров вытеснения в реальных условиях будет сказываться в меньшей степени.
Вместе с тем, необходимо отметить, какому натурному пласту и условиям процесса будут соответствовать экспериментальные данные. В работах [74, 79, 82, 154, 155] приведены параметры, позволяющие приближенно переносить результаты лабораторных исследований на реальный пласт. Использование в опытах пористой среды, насыщающих жидкостей и рабочих агентов, близких по своей характеристике к реальным условиям, позволяет считать определяющими следующие основные параметры:
TOi=a/H-V;rr2 = K-g-Ap/n-V;
7U3 = a/KgradP 4 4 =a(AAWK/m), ( 1 )
где a - температуропроводность пласта, м2/сут;
Н - толщина пласта, м;
V - скорость фильтрации, м/сут;
К - проницаемость, мкм2;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
Ар - разность в плотности фаз, кг/м ;
(і - -язкостьь мПа-с;
а - межфазное натяжение, кг/м2;
m - пористость, доли ед;
АР - перепад давления, МПа. Первые два параметра косвенно характеризуют скорость перемещения тепловой волны по пласту и соотношение гравитационных и гидродинамических сил. Из условия подобия этих комплексов была определена характеристика реального пласта и условия осуществления в нем процесса (таблица 2).
Оценка параметров тгз и 7i4 показала, что они находятся в области автомодельное [74, 154].
Таким образом, приближенная оценка критериев подобия показала удовлетворительное соответствие основных параметров модели и процесса реальным условиям.
В процессе проведения экспериментов фиксировались объемы жидкости, отобранной из модели пласта, и распределение температуры по длине модели пласта на данный момент времени. В результате обработки экспериментальных данных строились графические зависимости динамики основных показателей от безразмерного объема отбора жидкости из модели пласта (в долях норового объема модели пласта).
В таблице 3 приведены сведения о плотности и вязкости нефтей и моделей нефти на их основе, использованные нами при проведении экспериментальных исследований. При обобщении экспериментальных данных диапазон параметров нефтей существенно изменялся, что позволяло более корректно интерпретировать результаты исследований и, по возможности, использовать эти данные при прогнозировании технологических показателей разработки месторождений с применением теплового воздействия. Вместе с тем, для оценки погрешности экспериментальных данных можно привести результаты определения относительной погрешности по данным опытов.
Относительная погрешность коэффициента нефтевытеснения, определяемого на лабораторной установке, складывается из относительных погрешностей экспериментально определяемых величин, влияющих на этот коэффициент. Такими величинами являются перепад давления на модели пласта, объемы нефти в модели пласта и вытесненной при эксперименте, теплофизические параметры и объем агента, вытесняющего нефть.
Перепад давления на установке определялся образцовыми манометрами класса 0,16 и относительной погрешностью не более ±2%. Теплофизические параметры пара контролировались по температуре в парогенераторе с помощью термосопротивления ТСП-5071 с относительной погрешностью ±0,4%.
Объем прокачанного через модель пласта пара в перерасчете на конденсат определялся по отбираемой жидкости. Абсолютная точность определения расхода пара в пересчете на конденсат составляла 10 см , а относительная погрешность определения расхода пара не превышала ±2%. Объемы нефти, находящейся в модели пласта и вытесненной при экспериментах, определялись объемным методом с абсолютной точностью 0,5 см , а относительная погрешность не превышала 0,15%.
Таким образом, относительная точность измерения коэффициента нефте-вытеснения на лабораторной установке в зависимости от термогидробариче-ских условий составляет: А = 2% + 0,4% + 2% + 0,15% , то есть менее 5% ошибки.
Технология разработки залежей высоковязкой нефти с большой толщиной продуктивного пласта
Степень охвата пласта тепловым воздействием значительно снижается при увеличении толщины пласта и вязкости нефти. Особую трудность представляет разработка нефтяных пластов большой толщины, которые также называют "мощными" пластами. Между мощными и обычными пластами нет резкой границы, но принято считать нефтяную залежь мощной, если толщина нефтенасыщенной части превышает 40-50 м.
Наиболее эффективные толщины пласта при тепловом воздействии лежат в интервале 15-25 м.
Предложено вскрывать интервал пласта, не превышающий 25% от его нефтенасыщенной толщины. Если исходить из рассматриваемых нами толщин пласта - 50-100 м, то 25% от них составляют 12,5 - 25 м, то есть находятся в пределах, оптимальных с точки зрения повышения нефтеотдачи тепловым воздействием.
Сущность технологического решения поясняется рисунком 30, на котором схематично показаны три последовательных этапа реализации технологии,
На первом этапе скважины первого ряда ( 1 ) и скважины второго ряда ( 2 ) проводят до подошвы нефтяного пласта ( 3 ). Скважины перфорируют в интервале ( 4 ) и изолируют межтрубное пространство пакером ( 5 ). Через скважины первого ряда ( 1 ) закачивают теплоноситель до его прорыва в скважины второго ряда ( 2 ).
На втором этапе скважины первого и второго рядов перфорируют у кровли пласта в интервале ( 6 ). Между первым и вторым рядами скважин проводят промежуточные скважины ( 7 ) до середины толщины пласта и перфорируют в них всю вскрытую мощность ( 8 ).
Через нижний интервал перфорации скважин ( 1 ) и ( 2 ) закачивают теплоноситель в таком объеме, чтобы суммарное количество теплоносителя, вместе с введенным в пласт на первом этапе разработки, соответствовало расчетному. Причем на этой стадии через скважины ( 1 ) вводят меньше теплоносителя, чем через скважины ( 2 ), на величину, примерно равную объему теплоносителя, введенного в пласт на первом этапе разработки. На третьем этапе тепловую зону продвигают в направлении к кровле пласта закачкой через нижние интервалы перфорации скважин ( 1 ) и ( 2 ) не нагретой воды, предварительно частично изолировав интервалы и оставив не более 10% от толщины пласта у самой его подошвы. Изоляция интервала перфорации показана линией ( 9 ).
Добычу пластовой жидкости ведут через верхние интервалы ( 6 ) перфорации скважин ( 1 ) и ( 2 ) и из промежуточных скважин ( 7 ).
Таким образом, весь способ разработки нефтенасыщенного пласта большой толщины можно представить в виде следующей последовательности технологических операций:
- нефтяной пласт вскрывают двумя рядами скважин;
- скважины проводят до подошвы пласта;
- скважины перфорируют у подошвы пласта в интервале, не превышающем 25% от толщины пласта;
- ведут закачку теплоносителя через скважины первого ряда до его прорыва в скважины второго ряда;
- скважины первого и второго рядов вскрывают у кровли пласта в интервале, не превышающем 25% от толщины пласта;
- между скважинами первого и второго рядов проводят скважины промежуточного ряда;
- скважины промежуточного ряда проводят до середины толщины пласта;
- скважины промежуточного ряда перфорируют по всей вскрытой мощности;
- закачку теплоносителя ведут через нижние интервалы перфорации скважин первого и второго рядов;
- верхнюю часть нижних интервалов перфорации в скважинах первого и второго рядов изолируют, оставляя открытым у подошвы пласта интервал, не превышающий 10% от толщины пласта;
- ведут закачку не нагретой воды через нижние интервалы перфорации скважин первого и второго ряда;
- добычу пластовой жидкости ведут через верхние интервалы перфорации скважин первого и второго рядов и из скважин промежуточного ряда.
Такая последовательность технологических операций является основной особенностью научно-обоснованных исследований, направленных на повышение эффективности применения теплового воздействия.
В качестве примера рассмотрим залежь месторождения, имеющую неф-тенасыщенную толщину 150 м. В настоящее время вся залежь условно разбита на три объекта по 50 м в каждом. Закачка теплоносителя осуществляется в средний объект. Расчетное количество теплоносителя - 0,3 от объема норово-го пространства, то есть при расстоянии между рядами скважин 250 м и пористости 0,3 необходимый объем теплоносителя составит 3000 м . Аналогично и по Овум мстальным мбъектам меобходимо закакать ьп о000 03 теплоносителя или в общей сложности 9000 м3. При такой системе разработки (горизонтальное вытеснение тепловой оторочки с последующим проталкиванием ее закачкой, не нагретой воды) расчетный коэффициент нефтеотдачи составит 34% (при коэффициенте вытеснения 0,6 и коэффициенте охвата - 0,53).
По предложенной технологии теплоноситель закачивают в нижнюю часть пласта (25% от всей толщины) в объеме 1,0 норового объема, что составит (при той же расстановке скважин) - 2800 м . После прорыва теплоносителя в добывающие скважины пускают в работу скважины промежуточного ряда, а в скважинах первого и второго рядов вскрывают пласт у кровли пласта (не более 25% от толщины пласта), через которые отбирают пластовую жидкость, продолжая нагнетать теплоноситель в нижние интервалы этих скважин. В этот период в скважины закачивают оставшийся от расчетного необходимый объем теплоносителя: 9000 м - 2800 м = 6200 м3.
Для выравнивания температурного фронта в нижней части пласта через скважины второго ряда закачивают 4500 м теплоносителя, а через скважины первого ряда - 1700 м3. В общей сложности через каждый ряд скважин в нижнюю часть пласта необходимо закачать по 4500 м теплоносителя или 9000 м , то есть такой же объем, как и в первом варианте.
После создания расчетного объема тепловой оторочки нижний интервал перфорации в скважинах первого и второго рядов частично изолируют, оставляя не более 10% от общей толщины пласта у самой подошвы, через который закачивают не нагретую воду для продвижения тепловой оторочки вверх (вертикальное вытеснение). Объем закачки не нагретой воды принимается равным 1,5 порового объема всего пласта, то есть такой же, как и в первом варианте. Расчетный прирост нефтеотдачи по сравнению с горизонтальным вытеснением нефти теплоносителем составляет 5% при сокращении энергозатрат на 12%.
Технология защищена авторским свидетельством [136].
Технологические показатели вариантов разработки
Расчеты технологических показателей разработки с применением паро-теплового воздействия на пласт в сочетании с последующим заводнением проводились на двух уровнях.
На первом уровне определялись технологические показатели разработки базисного характерного элемента. В нашем конкретном случае такими элементами являются существующие уклоны нефтешахты 2-бис.
Расчеты технологических показателей паротепловых обработок приза-бойных зон скважин, пробуренных с поверхности, проводились с использованием математических моделей, разработанных в РосНИПИтермнефть.
При последующих расчетах процесса вытеснения нефти теплоносителями из пласта в целом учитывалось изменение нефтенасыщенности в окрестности наклонно направленных и горизонтальных скважин, пробуренных с поверхности и подверженных ПТОС.
Управляемыми параметрами расчетов показателей разработки являлись:
- темп нагнетания рабочих агентов;
- количество скважин, пробуренных с поверхности;
- размер зоны прогрева (оторочки пара) до перехода на закачку ненагретой воды.
Специфика теплового воздействия с поверхности в условиях существующих нефтяных шахт не позволяет варьировать параметрами теплоносителя (в первую очередь, давлением). Поэтому приняты давления нагнетания, снижающие вероятность прорыва рабочих агентов в горные выработки.
По результатам расчетов определялись оптимальные технологические показатели разработки характерных элементов.
В таблице 16 приведены технологические показатели разработки рекомендуемого варианта. Технико-экономический анализ вариантов показал преимущества предлагаемой технологии при приемлемых затратах.
Сопоставительный анализ расчётов, выполненных по данной методике и на 3-х мерной гидродинамической модели неизотермической фильтрации ECLIPSE 300 THERMAL (рисунок 57), приобретённой нами после выполнения данной работы свидетельствует о значительной сходимости результатов расчётов.
Технология использована при составлении "Технологической схемы опытно-промышленной разработки III пласта шахтного поля 2-бис Ярегского нефтяного месторождения с применением теплоносителей", которая защищена на ЦКР Минэнерго РФ и в настоящее время внедряется на месторожде нии.
