Технологические основы водогазового воздействия на пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых коллекторах Зацепин Владислав Вячеславович

Содержание к диссертации

Введение

1 Анализ эффективности применения водогазового воздействия (ВГВ) на пласт 15

1.1 Классификация технологий водогазового воздействия (ВГВ) 15

1.2 Обзор реализованных проектов с применением технологий водогазового воздействия на пласт 33

1.3 Выводы по главе 1 и постановка задачи исследования 39

2 Особенности условий применения водогазового воздействия на пласт с учетом механизма вытеснения нефти газом и водой.результаты экспериментальных исследований 42

2.1 Критерии применимости водогазового воздействия на пласт 42

2.2 Первые экспериментальные исследования. Определение механизма водогазового воздействия на пласт 46

2.3 Технологии ВГВ с раздельной закачкой вытесняющих агентов 49

2.4 Технологии ВГВ с одновременной закачкой воды и газа 60

2.5 Основные выводы по современному состоянию исследований технологий водогазового воздействия 72

3 Функция прироста коэффициента вытеснения нефти газом и водой от проницаемости по результатам экспериментальных исследований 75

3.1 Описание фильтрационной установки 76

3.2 Экспериментальное исследование водогазового воздействия с последовательной закачкой рабочих агентов на низкопроницаемых линейных моделях пласта 80

3.3 Интерпретация результатов экспериментальных исследований водогазового воздействия. Построение функции зависимости эффективности водогазового воздействия от проницаемости коллектора 93

3.4 Основные выводы по главе 3 99

4 Физическое моделирование технологий водогазового воздействия на пласт сгидрофильными свойствами поверхности в условияхгазовой репрессии 100

4.1 Капиллярная модель вытеснения нефти из пористой среды газом и водой 100

4.2 Фрактальность процесса вытеснения нефти из пористой среды газом и водой 111

4.3 Механизм вытеснения нефти водой и газом в гидрофильном коллекторе 121

4.4 Фильтрационные исследования по вытеснению нефти водой и/или газом из гидрофильного коллектора 130

4.5 Основные выводы по главе 4 150

5 Анализ эффективности опытно-промышленных работ по применению технологий водогазового воздействия на пласт для случая гидрофильных коллекторов 153

5.1 Геолого-физическая характеристика коллектора и анализ адекватности построения гидродинамической модели опытного участка по применению водогазового воздействия на пласт 154

5.2 Оценка результатов опытно-промышленных работ по закачке газа в пласт Ю11 Новогоднего месторождения. Характерные особенности изменении параметров работы добывающих скважин опытного участка

5.3 Основные выводы по главе 5 186

6 Анализ влияния закачки газа при ВГВ на изменение фильтрационных потоков в пласте со смешанной смачиваемостью поверхности породы 187

6.1 Общая информация о геолого-физических характеристиках залежи и свойствах пластовых флюидов экспериментального участка водогазового воздействия на пласт западного купола Восточно Перевального месторождения 187

6.2 Состояние разработки залежи на момент начала закачки газа в пласт и оборудование экспериментального участка водогазового воздействия 196

6.3 Оценка эффективности водогазового воздействия на пласт АС9 Восточно-Перевального месторождения. Влияние закачки газа на значение коэффициента охвата 203

6.4 Основные выводы по главе 6 229

7 Исследование приемистости водогазо нагнетательных скважин 231

7.1 Определение приемистости водогазонагнетательных скважин. Причины и характер изменения давления закачки 231

7.2 Экспериментальное исследование изменения расхода газа и воды при водогазовом воздействии с последовательной закачкой рабочих агентов в условиях низкопроницаемого коллектора 240

7.3 Изменение приемистости газонагнетательных скважин при закачке газа в пласт с гидрофильными свойствами поверхностиколлектора на примере скважины №6569 Новогоднего месторождения 244

7.4 Основные выводы по главе 7 263

8 Основные принципы приеменения водогазового воздействия на пласт в условиях низ копроницаемого слоисто-неоднородного коллектора 265

8.1 Отличительные особенности применения водогазового

воздействия в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного

пласта по данным лабораторных исследований 265 8.2 Определение приемистости водогазонагнетательной

скважины по газу после длительной закачки воды в пласт 275

8.3 Определение принимающих интервалов пласта при закачке

газа и воды в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного

пласта по данным промысловых исследований 284

8.4 Основные выводы по главе 8 293

9 Выбор альтернативного рабочего агента при реализации водогазового воздействия на пласт 295

9.1 Выбор альтернативного рабочего газового агента в зависимости от энергоэффективности системы разработки месторождения 295

9.2 Выбор перспективного типа рабочего газового агента по результатам лабораторных исследований 306

9.3 Сравнительная эффективность использования углеводородных и неуглеводородных газов в качестве вытесняющего агента при водогазовом воздействии на пласт 326

9.4 Основные выводы по главе 9 328

10 Создание основ по применению водогазового воздействия с закачкой воздуха в пласт 331

10.1 Опыт разработки Вишанского нефтяного месторождения с применением закачки воздуха в пласт 331

10.2 Исследование газо-гидродинамических и массобменных процессов при вытеснении нефти воздухом путем анализа динамики газового фактора и компонентного состава попутного нефтяного газа 343

10.3 Условия самовоспламенения нефти в термобарических условиях пласта 355

10.4 Основные выводы по главе 5 366

Заключение 369

Список литературы

• Обзор реализованных проектов с применением технологий водогазового воздействия на пласт
• Технологии ВГВ с одновременной закачкой воды и газа
• Интерпретация результатов экспериментальных исследований водогазового воздействия. Построение функции зависимости эффективности водогазового воздействия от проницаемости коллектора
• Механизм вытеснения нефти водой и газом в гидрофильном коллекторе

Введение к работе

Актуальность темы.

Характерной особенностью развития нефтедобывающей промышленности
Российской Федерации (РФ) на современном этапе является состоявшийся
переход от выборочной отработки высокопродуктивных (активных) запасов,
средняя степень выработки которых достигла 70%, к разработке

трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) нефти, эффективное освоение которых возможно только при рациональной разработке нефтяных месторождений за счет использования современных методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, газовых, физико-химических и др.).

Согласно сформулированным на основе Классификатора

трудноизвлекаемых запасов нефти (Минтопэнерго, 1998 г.) в 2005 г. ЦКР Роснедра Критериям отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым, к ТИЗ относятся запасы нефти: с вязкостью более 30 мПас; в маломощных пластах толщиной менее 2 м для терригенного коллектора, и 4 м для карбонатного; в коллекторах с проницаемостью менее 0,03 мкм² (до этого граничное значение принималось равным 0,05 мкм²).

По состоянию на 01.01.2012 г. на Государственном балансе полезных ископаемых по категориям А+В+С1+С2 числилось 28,9 млрд т запасов нефти, из которых 65% относятся к категории трудноизвлекаемых. При этом, запасы в низкопроницаемых коллекторах составляют, по разным оценкам, в зависимости от используемой системы классификации, от 36 до 41% от общего объема ТИЗ.

Эффективность применения для разработки трудноизвлекаемых запасов газовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) подтверждается опытом нефтедобывающей промышленности США, где 40% дополнительно добытой нефти (15 – 20 млн т нефти) обеспечивается за счет использования в качестве вытесняющих агентов различных газов. В РФ аналогичный показатель равен 0,5 – 1,0% (200 – 250 тыс. т нефти), что говорит о существующем потенциале роста объемов применения.

В отечественной практике применения газовых методов предпочтение отдается комбинированным технологиям, предусматривающим закачку в пласт углеводородного газа и воды, – водогазовому воздействию на пласт (ВГВ). Несмотря на то, что опыт применения технологий ВГВ показывает их высокую эффективность для разработки низкопроницаемых коллекторов (так по результатам работ на Самотлорском месторождении было рекомендовано

использовать водогазовое воздействие для пластов с проницаемостью менее 0,05 мкм²) их практическое применение сдерживается имеющимися объективными трудностями, к числу которых в том числе относится выбытие скважин из нагнетательного фонда из-за невозможности обеспечить закачку газа после завершения полуцикла нагнетания в пласт воды.

Проблемы, возникающие при реализации водогазового воздействия для разработки низкопроницаемых коллекторов, обусловлены недостаточной изученностью ряда технико-технологических вопросов, таких как: влияние геолого-физических факторов, в т.ч. фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), на эффективность ВГВ по сравнению с заводнением; изменение приемистости водогазонагнетательных скважин; возможность использования в качестве вытесняющего агента доступных неуглеводородных газов.

В связи с вышеизложенным, тематика диссертационной работы, посвященная повышению эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами за счет применения водогазового воздействия на пласт, является актуальной и имеет большое теоретическое и практическое значение.

Цель работы — Научное обоснование и создание технико-технологических основ извлечения нефти с применением водогазового воздействия на пласт (ВГВ) на основе теоретических, лабораторных и опытно-промысловых исследований на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Основные задачи исследований.

1. Анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта применения водогазового воздействия на пласт, определение направлений исследований по увеличению нефтеизвлечения из низкопроницаемых коллекторов при водогазовом воздействии.

2. Определение функции, устанавливающей зависимость коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействии от проницаемости коллектора.

3. Исследование влияния свойств пористой среды, включая свойства смачиваемости поверхности, на эффективность водогазового воздействии для низкопроницаемого коллектора, в том числе при проведении фильтрационных исследований с использованием гидрофильных образцов керна в условиях выраженной газовой репрессии с определением сравнительной эффективности различных технологий водогазового воздействия.

4. Определение потенциальной эффективности применения водогазового воздействия в условиях низкопроницаемого гидрофильного коллектора по результатам опытно-промышленных работ, в т.ч. по сравнению со случаем преимущественно гидрофильных коллекторов.

5. Исследование влияния продолжительности периодов закачки воды и газа на эффективность водогазового воздействия по результатам промысловых исследований.

6. Создание и промысловое испытание способа определения фактической приемистости водогазонагнетаельной скважины по газу для выбора параметров компрессорной станции.

7. Исследование процессов, протекающих в призабойной зоне нагнетательных скважин, в том числе в гидрофильном низкопроницаемом коллекторе при закачке газа в пласт.

8. Определение особенностей реализации процесса вытеснения нефти газом и водой в условиях слоисто-неоднородного низкопроницаемого коллектора по данным лабораторных и промысловых исследований.

9. Определение геолого-физических условий, при которых целесообразно использование в качестве вытесняющего агента неуглеводородных газов. Определение перечня перспективных к использованию газов.

10. Исследование гидродинамических и массообменных процессов при вытеснении нефти из низкопроницаемого коллектора неуглеводородным газом по данным промысловых исследований.

Методы решения поставленных задач.

Для решения поставленных задач в диссертационной работе применялись
методы: анализ отечественного и зарубежного опыта применения технологий
водогазового воздействия на пласт; обобщение результатов лабораторных
исследований по вытеснению нефти газом и водой в различных геолого-
физических условиях; проведение фильтрационных экспериментов с
использованием различных рабочих агентов (газ, вода, водогазовая смесь (ВГС);
статистическая обработка результатов лабораторных исследований и построение
аппроксимирующих функций; обработка и обобщение результатов промысловых
испытаний водогазового воздействия с раздельной закачкой вытесняющих
агентов в условиях гидрофильного и преимущественно гидрофильного
коллектора, с использованием в качестве вытесняющего агента углеводородных
и неуглеводородных газов; обработка результатов промысловых геофизических
исследований водогазонагнетательных скважин; термический анализ.

Научная новизна диссертационной работы.

1. Определена корреляционная зависимость коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействии от проницаемости коллектора как функции от экспоненты значения обратного коэффициенту проницаемости.

2. Аналитическим путем определен механизм увеличения коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением и влияние свойств смачиваемости поверхности пористой среды на эффективность вытеснения нефти. Показано, что в условиях газовой репрессии из-за гидрофильных свойств коллектора коэффициент вытеснения нефти при водогазовом воздействии с последовательной закачкой газа и воды выше, чем при чередующейся и/или совместной закачке.

3. В результате опытно-промышленного эксперимента обосновано влияние свойств смачиваемости поверхности породы коллектора на коэффициент охвата вытеснением. Установлено, что увеличение значения коэффициента охвата при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением возможно только для нефтенасыщенного коллектора с показателем смачиваемости менее 0,8.

4. Установлено, что коэффициент охвата вытеснением зависит от объема закачки за один цикл газа и воды, при этом максимальное значение достигается в случае, когда размер оторочки каждого из агентов не превышает 3 – 5 % от порового объема дренируемой области.

5. Показана возможность образования отложений водных клатратов в призабойной зоне пласта при пластовой температуре выше температуры гидратообразования при нагнетании газа в пласт из-за охлаждения потока при фильтрации сквозь среду с большим градиентом пористости.

6. Установлено, что при вытеснении нефти из низкопроницаемого слоисто-неоднородного пласта водогазовое воздействие (последовательное вытеснение нефти водой и газом) возможно только для интервалов пласта с наибольшей абсолютной проницаемостью, при этом в период закачки газа в пласт вытеснение нефти также осуществляется из интервалов не дренируемых водой.

7. В промысловых условиях при вытеснении нефти дымовыми газами обнаружены отличные от известных массообменные процессы, определяющие переход легких компонентов нефти в газовую фазу после насыщения нефти углекислым газом и образования на границе нефть/газ второй жидкой фазы СО₂.

8. Установлено, что воспламенение нефти в пластовых условиях при закачке воздуха в пласт описывается моделью цепного, а не теплового, взрыва.

Практическая значимость результатов исследований.

9. Получена формула, позволяющая прогнозировать прирост коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением в зависимости от проницаемости коллектора для сходных геолого-физических условий.

10. Установлено снижение эффективности водогазового воздействия в условиях гидрофильного коллектора.

11. Для условий гидрофильного коллектора предложена технология водогазового воздействия, предусматривающая длительный единичный цикл нагнетания газа с последующим заводнением до конца разработки месторождения, обеспечивающая наибольшее значение нефтеотдачи по сравнению с альтернативными способами разработки.

12. Установлена возможность технологически эффективного применения в качестве третичного способа разработки водогазового воздействия на пласт с показателем смачиваемости (М) поверхности не более 0,8.

13. Определена оптимальная продолжительность периодов закачки газа и воды для увеличения эффективности водогазового воздействия путем увеличения охвата воздействием.

14. Установлена причина снижения приемистости водогазонагнетательной скважины в процессе закачки газа в пласт – образование гидратных отложений в призабойной зоне пласта, что позволяет разрабатывать меры по борьбе с данным явлением.

15. Обоснована необходимость, предложена и применена методика проведения промысловых исследований по определению параметров нагнетания газа в пласт для выбора компрессорной станции.

8. Для условий слоисто-неоднородного низкопроницаемого пласта обоснована необходимость закачки газа в пласт без предварительного нагнетания воды в призабойную зону нагнетательной скважины.

9. Определены критерии, определяющие возможность использования в качестве вытесняющего агента неуглеводородных газов.

10. Установлены контрольные параметры работы добывающих скважин, определяющие возможность прорыва вытесняющего агента (газа) и необходимость изменения типа рабочего агента (начала закачки воды).

11. Предложен способ определения времени самовоспламенения нефти в пластовых условиях.

Степень внедрения результатов исследований.

По результатам исследований, выполненных в рамках диссертационной
работы, был получен ряд технических и технологических решений
использовавшихся при подготовке проектных документов для Приобского
(северная лицензионная территория), Комсомольского, Барсуковского и
Степноозеркинского месторождений. Часть технологических и

методологических решений использовалась при проведении работ на двух опытных участках закачки газа в пласт: кустовая площадка №82 Приобского месторождения (южная лицензионная территория) и площадке скважины №134 Вишанского месторождения. Применение технологии в условиях Вишанского месторождения позволило увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) по объекту воздействия в 1,37 раз с 0,19 до 0,26.

Созданы высокопродуктивные технические решения, обеспечивающие повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов, новизна которых защищена тремя патентами на изобретения РФ. Подготовлен методический материал для учебного курса в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Технологические основы повышения эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при водогазовом воздействии на пласты.

2. Принципы выбора потенциальных объектов для водогазового воздействия на пласт в зависимости от проницаемости коллектора и свойств смачиваемости поверхности.

3. Методические положения по выбору оптимальных технологий водогазового воздействия в зависимости от свойств смачиваемости поверхности пористой среды коллектора, соотношения и абсолютных значений проницаемости пропластков для слоисто-неоднородного коллектора.

4. Комплекс новых технико-технологических решений, направленных на повышение эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами за счет применения технологий водогазового воздействия.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на конференциях: VII научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» 25-27 сентября 2007 г. (г.

Геленджик), IV Всероссийская научно-практическая конференция

«Нефтепромысловая химия» 26-27 июня 2008 г. (г. Москва), Всероссийская
научно-практическая конференция «Новые технологии и безопасность при
бурении нефтяных и газовых скважин» 27 – 28 мая 2009 г. в рамках VIII
Конгресса нефтегазопромышленников России 26 – 29 мая 2009 г. (г. Уфа),
Научно-практическая конференции «Актуальные вопросы разработки

нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование.
Безопасность. Экология.» 26 – 27 мая 2010 г. (г. Уфа), Всероссийская
конференция «Проблемы и перспективы развития научных исследований и
индустрии нанотехнологий» 26 мая 2010 г. (г. Санкт-Петербург), Научно-
практическая конференция «Инновационные технологии – основа реализации
Стратегии Блока разведки и добычи ОАО «Газпром нефть» 29 сентября – 1
октября 2010 г. (г. Санкт-Петербург), Межвузовская научно-практическая
конференция «Оценка месторождений полезных ископаемых с падающим
объемом добычи в условиях исчерпания запасов» 25 марта 2011 г. (г. Санкт-
Петербург), IV научно-практическая конференция «Математическое
моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки
месторождений, добычи и переработки нефти» 26 – 28 апреля 2011 г. (г. Уфа);
24-й международной конференции по химической термодинамике «IUPAC
International Conference on Chemical Thermodynamics» 21 – 26 августа 2016 г.
(г. Гуилинь, КНР), Международная конференция по технике повышения
нефтеотдачи пластов за 2016 г. (г. Карамай, КНР).

Научные публикации и личный вклад автора.

Основные положения диссертационной работы изложены в 34 опубликованных научных работах, из них: одна монография, 30 статей в российских и зарубежных рецензируемых журналах и изданиях (в том числе 22 статьи в журналах, входящих в перечень изданий, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ), 3 патента на изобретения РФ.

Автору принадлежат постановка задачи исследования, создание
классификации технологий водогазового воздействия на пласт и

технологических схем реализации ВГВ, разработка основных положений и
методики проведения экспериментов и проведение экспериментальных
исследований с использованием керновых моделей и прозрачных

микромоделей пористой среды, определение эмпирических и аналитических
функций, описывающих зависимость коэффициента вытеснения нефти при
ВГВ от ФЕС, обоснование основных особенностей проведения

фильтрационных исследований для условий нефтяного пласта с

гидрофильными свойствами поверхности, анализ и обобщение результатов лабораторных исследований и опытно-промышленных работ.

Диссертационная работа состоит из введения, десяти глав, выводов по работе и списка литературы, включающего 245 публикации отечественных и зарубежных авторов. Сама работа изложена на 400 страницах машинописного текста, и включает 80 таблиц и 133 рисунков.

Благодарности. Автор выражает искреннюю признательность научному консультанту А.Т. Зарипову, Р.А. Максутову, О.В. Чубанову, А.Г. Телину, А.К. Макатрову, а также А.А. Боксерману, М.М. Хасанову, В.Н. Ивановскому, Ю.В. Алексееву, А.М. Кузнецову, С.Н. Закирову, Г.Н. Пиякову, А.Б. Золотухину, И.А. Ахмадейшину, И.Р. Кузееву и другим учителям, коллегам и соавторам.

Обзор реализованных проектов с применением технологий водогазового воздействия на пласт

Первый опыт применения технологии ВГВ с совместной закачкой агентов, когда нагнетаемая водогазовая смесь рассматривалась не как средство для повышения охвата при вытеснении газом или заводнении, а в качестве самостоятельного агента, относится к 1959 году (Введеновская площадь) [75].

Нагнетание водогазовой (водовоздушной) смеси производилось в рифовые массивы с продуктивной толщиной 257,6 м, характеризуемые большим количеством нефтенасыщенных слоев и высокой неоднородностью. Помимо сокращения прорывов вытесняющего агента по промытым зонам пласта, увеличения нефтеотдачи планировалось достичь благодаря лучшей вытесняющей способности ВГС (предполагалось, что содержащиеся в воде сравнительно крупные газовые включения (пузырьки) могут в наиболее гидрофобных участках поверхности пористой среды разрывать пленку нефти и вытеснять последнюю в водную среду).

Первый проект ВГВ с совместной закачкой вытесняющих агентов (SWAG-процесс) за рубежом был реализован в период 1963 – 1966 гг. на месторождении Seeligson. Совместная закачка была использована для того, чтобы повысить эффективность реализуемой с 1957 года закачки обогащенного газа, сопровождающейся ранними прорывами вытесняющего агента к добывающим скважинам [101]. Поставленная задача была решена, но как сопутствующий результат была отмечена более низкая эффективность нефтевытеснения ВГС по сравнению с нагнетанием обогащенного газа [56].

Условия применения технологии водогазового воздействия с совместной закачкой воды и газа на других месторождениях приведены в таблице 1.4.

В отличие от технологий ВГВ с раздельной закачкой агентов, большинство проектов водогазового воздействия на пласт с совместным нагнетанием газа и воды в составе водогазовой смеси реализовано в отечественной практике. Основной причиной этого является возможность бескомпрессорной закачки ВГС, что сокращает затраты на реализацию.

Впервые водогазовое воздействие без использования компрессоров было реализовано в 1975 – 1977 гг. на Федоровском месторождении [77 – 80]. Газ отбирался из пласта АС4 того же месторождения (давление на устье добывающей скважины 16 МПа) и без дополнительного компремирования вместе с водой из системы ППД подавался в скважины №№ 510б и 512. Содержание газа в водогазовой смеси (ВГС) варьировалось от 15 до 43%.

Поскольку до проведения данного эксперимента имевшая место практика показывала, что закачка ВГС практически невозможна по причине снижения относительных проницаемостей для двухфазного потока и возможности сегрегации газа и воды в интервале пласта [106], при проведении эксперимента основное внимание уделялось изучению изменения приемистости нагнетательных скважин при закачке ВГС [79].

Опытно-промышленные работы были завершены в 1977 г. Всего по двум участкам было закачано 122 тыс. м3 воды и 1646 тыс. нм3 газа.

В 1976 - 1979 гг. на месторождениях Сурухали и Сангачали-море проводились работы по вытеснению нефти из слабопроницаемых (0,075 мкм2) истощенных пластов оторочкой РСУО (композиция, проявляющая псевдопластические свойства без четко выраженного напряжения сдвига). Состав оторочки РСУО: сульфанол - 2%; углеводородный растворитель - 20%; степень аэрации - 60. Технология обеспечила увеличение отбора нефти по всем реагирующим скважинам в среднем на 26,8%.

На Советском месторождении закачка ВГС в обводненную до 85% залежь пласта проводилась внутрискважинным эжектором в сентябре 1992 г. Продолжительность эффекта составила 6 месяцев. В 2008 г. в работе [107] автором настоящей диссертации на основе анализа динамики накопленного количества случаев реализации ВГВ с совместной закачкой воды и газа (SWAG-процесса) с использованием S-образных (логистических) кривых (аппроксимация функцией = 25 ?"20е ), был сделан вывод о том, что «технологии водогазового воздействия с одновременной закачкой вытесняющих агентов находятся на стадии активного развития и в ближайший период времени стоит ожидать 1-2 пилотных проектов ежегодно» [107]. К настоящему времени данный прогноз полностью подтвердился.

Если в период с 1993 по 2008 гг. были реализованы три проекта водогазового воздействия на Илишевском (2004 г.), Алексеевском (2006 г.) и Самотлорском (2006 г.) месторождениях, то с 2009 г. - 6 проектов (таблица 1.4).

На Илишевском месторождении объектом водогазового воздействия являются пласты Cvi1 Cvi2 бобриковского горизонта. Закачка ВГС производится в приконтурную область в скважины №№327, 1642, 1667. По увеличению пластового давления в сводовой части залежи фиксируется образование газовой шапки. Технология направлена на увеличение коэффициента охвата, т.к. коллектор имеет высокую послойную неоднородность, а нефти относятся к категории вязких. Технологическая схема закачки реализована на основе использования бустерных насосно-компрессорных установок СИН 50.04.07.000 с подпорным винтовым компрессором. Испытанная на месторождении в декабре 1999 г. установка УБР 14-100 16Г показала наработку 5074 ч. и была признана непригодной.

Условия и техническая реализация ВГВ на Алексеевском месторождении подобны проекту на Илишевском месторождении и отличаются более низким пластовым давлением и повышенной вязкостью нефти. Поскольку основной решаемой задачей является утилизация ПНГ, содержание газа в смеси в пластовых условиях составляет только 3 – 4 %.

После завершения в 1991 г. водогазового воздействия с раздельной закачкой газа и воды (таблица 1.2) на Самотлорском месторождении в 2006 - 2007 гг. производилась закачка мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) в пласт БВ8. Для создания МВГС использовалось эжекционно-диспергирующее устройство, расположенное на устье нагнетательной скважины.

Выбор опытного участка из четырех нагнетательных скважин (№№10445, 10540, 10479, 10541) обусловлен локализацией газлифтной инфраструктуры и тем, что основные извлекаемые запасы в данной зоне сосредоточены в прикровельной части пластов БВ80 и БВ81-3. На момент начала работ КИН по участку составлял 0,604 при отборе от начальных извлекаемых запасов 88,9% при среднегодовой обводненности 94,6%.

С декабря 2006 по декабрь 2007 г. в пласт было закачено 47665 тыс. нм3 газа и 1098 тыс. м3 воды. Было зафиксировано увеличение работающей толщины пласта в нагнетательных скважинах и подключение не принимавших воду интервалов, но выполненная по характеристикам вытеснения количественная оценка не показала дополнительно добытой нефти.

Технологии ВГВ с одновременной закачкой воды и газа

Предшествовавшие изучению ВГВ исследования вытеснения нефти углеводородным газом [113] показали, что коэффициент вытеснения зависит от состава газа (наличия тяжёлых фракций), пластового давления и компонентного состава нефти. Использование воды рассматривалось как средство сокращения расхода рабочего агента (газа) и предотвращения падения коэффициента охвата [113], что нашло отражение в современных критериях применимости [7, 108-111].

Согласно последующим исследованиям, закачка воды после оторочки газа действительно позволяет увеличить коэффициент охвата в условиях зональной и слоистой неоднородности как в условиях газовой репрессии [114, 115, 116, 117, 118], так и при режиме вытеснения близком к смешивающемуся [119].

Помимо этого, в институте АзНИИ в работе [120] было установлено, что при закачке в пласт газа (воздуха) регулярная закачка воды повышает эффективность процесса разработки, при этом «роль воды в этом случае не ограничивается, как часто полагают, уменьшением возможности образования путей прорыва воздуха» [120]. Было экспериментально показано [121], что наибольшей эффективностью обладает совместное использование воды и газа, как для достижения максимального коэффициента вытеснения, так и для снижения удельного расхода вытесняющего агента. Аналогичные результаты были получены при проведении первых лабораторных исследований по вытеснению нефти комбинированным агентом (газом и водой) в лаборатории Института нефти АН СССР [122].

В статье [122] описаны опыты по переменному нагнетанию газа и воды и насыщенного водой воздуха (водогазовой смеси). Прирост коэффициента вытеснения (Кв) к заводнению в проведенных экспериментах составил от 11 до 27 %. Причиной автор считает изменение фазовой проницаемости по жидкости в модели.

В работах, проведённых в Институте нефти Академии Наук Казахской ССР [123], также использовались вода и воздух, отличительными особенностями было использование образцов вязкой нефти (32 - 145 мПас) и возможность изменять расположение насыпной модели в диапазоне от 0 до 25 относительно горизонта. Прирост Кв в ряде опытов достиг значения 0,4.

Первые лабораторные исследования по вытеснению нефти углеводородным газом и водой проведены на образцах песчаника группой Холмгрена К.Р. [124]. Было установлено, что наличие газа в пористой среде перед циклом закачки воды обеспечивает прирост коэффициента вытеснения (по условиям опыта до 20%). Авторы предполагали, что основным действующим фактором является процесс замещения нефти в среде нагнетаемым газом.

На основании результатов первых лабораторных исследований, подтвержденных промысловыми данными, комбинация газа и воды стала рассматриваться не только как способ увеличения коэффициента охвата, но и как комплексный вытесняющий агент.

Объяснение механизма водогазового воздействия было предложено при проведении первых опытных работ по применению водогазового воздействия на рифовой залежи Введеновской площади для случая совместной закачки воды и газа [75] (1.2). При обосновании целесообразности закачки ВГС помимо сокращения прорывов вытесняющего агента по промытым зонам пласта, увеличения коэффициента извлечения нефти планировалось достичь за счет лучшей вытесняющей способности водогазовой смеси, поскольку содержащиеся в воде сравнительно крупные газовые включения (пузырьки) могут в наиболее гидрофобных участках поверхности пористой среды разрывать пленку нефти и вытеснять последнюю в водную среду [75].

Сейчас наиболее распространенным объяснением механизма вытеснения нефти совместно водой и газом как комплексным агентом является модель процесса, согласно которой происходит пропитка водой мелких и дренирование газом крупных поровых каналов при условии, что каналы меньшего сечения являются гидрофильными, а большего, соответственно – гидрофобными [7, 125]. Данная модель была предложена на основании обобщения результатов экспериментальных исследований Островским Ю.М. и Лискевичем Е.И. в 1973 году в работе [125].

Аналогичная модель механизма ВГВ представлена в работах большинства отечественных исследователей, занимающихся данной проблематикой. В качестве примеров можно привести следующие наиболее крупные работы Иванишина В.С. [126], Лискевича Е.И. [127], Островского Ю.М. [128], Степановой Г.С. [129], Сургучева М.Л. [130], Трофимова А.С. [131] и др.

На сегодняшний день накоплен достаточный объем косвенных и прямых доказательств справедливости этой теории. Так, опытным путем эта модель была подтверждена зарубежными исследователями Feng Q-x., Di L-c., Tang G-q., Chen Z-y., Wang X-l., и Zou J-x., которые при проведении экспериментов с использованием прозрачных микромоделей пористой среды в работе [132] получили визуальные данные, подтверждающие, что вода пропитывает мелкие, а газ при этом дренирует крупные поры.

Поскольку данная модель рассматривает механизм ВГВ как гидродинамический процесс, эффективность водогазового воздействия должна определяться свойствами пористой среды, а не только свойствами нефти и газа, определяющими режим вытеснения нефти как при газовом воздействии (ГВ).

Процессом, характерным только для водогазового воздействия, является возникновение особого вида четочного течения флюидов в пористой среде, отличного от течения при вытеснении нефти газом или водой. Выраженность этого явления определяется для конкретной технологии водогазового воздействия (последовательная, чередующаяся (попеременная), совместная закачка).

Первые работы по экспериментальному изучению водогазового воздействия на качественном уровне показали эффективность данного вида воздействия и возможность достижения при использовании ВГВ более высоких темпов разработки по сравнению с заводнением. В дальнейшем вопросами лабораторного изучения и совершенствования технологий водогазового воздействия в разные периоды времени занимались в институтах БашНИПИнефть, ВНИИнефть, КраснодарНИПИнефть, СевКавНИПИнефть, СибНИИНП, НПО «Союзнефтеотдача», ТатНИПИнефть, УкрНИИПНД и ряде других [133 – 155]. В экспериментах использовались насыпные модели пласта длиной более 1,5 м, и модели, составленные из образцов керна общей длинной 0,4 – 1,14 м. Опыты проводились с соблюдением критериев подобия в термобарических условиях моделируемых залежей с использованием пластовых или рекомбинированных проб нефти и газа (таблица 2.1). В таблице также представлены некоторые данные из зарубежных публикаций по вопросу водогазового воздействия.

Классификационное деление раздельной закачки газа и воды на последовательную и чередующуюся (попеременную) было введено по результатам экспериментальных исследований с использованием керна и пластовых флюидов Битковского [138] и Федоровского [141] месторождений, которые показали, что коэффициент вытеснения нефти (Кв) зависит от объема закачки за один цикл газа и воды, при этом максимальное значение достигается в случае, когда размер оторочки каждого из агентов не превышает 0,12 первоначально насыщенного нефтью объема порового пространства. В этом случае в пористой среде образуется водогазовая смесь, а коэффициент вытеснения в условиях данных экспериментов равен Кв при совместной закачке.

Интерпретация результатов экспериментальных исследований водогазового воздействия. Построение функции зависимости эффективности водогазового воздействия от проницаемости коллектора

Блок электроники содержит в себе: электронные блоки датчиков дифференциального давления, блоки (драйверы) управления шаговыми двигателями приводов насосов высокого давления, измеритель-регулятор температуры, стабилизаторы напряжения, усилители системы управления пневматическими клапанами и коннекторные блоки, системный блок персонального компьютера, цифровой измеритель иммитанса, преобразователь интерфейса и электронные блоки ультразвука и сепаратора-измерителя с платой сбора данных (осциллограф).

В основную систему установки входят: емкости Ё1, Ё2, Ё3 и Ё4; пневматические клапаны; датчики давления; парные насосы непрерывного действия с шаговыми двигателями; дифференциальные манометры Рдм1 и Рдм2; кернодержатель КД с электрическим ленточным нагревателем; разделительная емкость РЁ1.

Кернодержатель КД включает в себя металлический корпус с резиновой манжетой и двумя крышками с накидными гайками. Подготовленные образцы керна, представляющего моделируемый пласт, вставляются во внутреннюю полость манжет. Пространство между внутренней поверхностью корпуса кернодержателя и наружной поверхностью манжет заполняется водой или маслом от вспомогательной гидравлической системы.

Емкости Ё1, Ё2, Ё3 и Ё4 предназначены для жидкостей, использующихся в работе основной системы.

Парные насосы обеспечивают, а датчики давления контролируют создание пластового давления и непрерывную фильтрацию жидкости в надлежащих подсистемах. Датчики давления предназначены для измерения давления на входе кернодержателя.

Клапан К38 предназначен для включение/выключение обходной («байпасной») ветки дифференциальных манометров Рдм1 и Рдм2, измеряющих перепад давления на керновой модели в процессе фильтрации. Клапан К37 производит отключение дифференциального манометра Рдм2 в случае превышения допустимого давления.

Вспомогательная система установки состоит из емкости Ё5, пневматических клапанов, датчиков избыточного давления и парных насосов непрерывного действия с шаговыми двигателями. Емкость Ё5 заполняется трансформаторным или автомобильным маслом, используемым в качестве рабочей жидкости вспомогательной системы. Насосы обеспечивают, а датчики давления контролируют создание горного давления в кернодержателе КД.

Система противодавления содержит: электронный регулятор давления РД, датчик давления Ррд, сепаратор-измеритель СИ1 и разделительные емкости РЁ2, РЁ3, РЁ4.

Трехфазный сепаратор-измеритель СИ1 обеспечивает измерение объема газа, нефти (легкая фаза) и воды (тяжелая фаза жидкости) на выходе из кернодержателя в пластовых условиях (по давлению). Регулятор давления РД создает противодавления на выходе из кернодержателя, контроль при этом осуществляется датчиком давления Ррд.

Для обеспечения стабильной работы регулятора давления РД используются разделительные емкости РЁ2, РЁ3 и РЁ4, установленные параллельно и обеспечивающие разделение жидких фаз на выходе из кернодержателя КД и рабочей жидкости регулятора давления (дистиллированная вода).

Измерение перепада давления осуществляется измерительными преобразователями дифференциального давления, установленными в основном блоке. Температурный блок, состоящий из термопреобразователей сопротивления и терморегуляторов, используется для измерения и регулирования пластовой температуры и температуры нагрева шкафа. 3.2 Экспериментальное исследование водогазового воздействия с последовательной закачкой рабочих агентов на низкопроницаемых линейных моделях пласта При проведении всех экспериментальных работ моделировались геолого-физические условия пласта АС12 Приобского месторождения: - линейные модели пласта были приготовлены из образцов керна терригенного коллектора Приобского месторождения; - в образцах керна (песчаника), образующих модель пласта, создавалась связная водонасыщенность, соответствующая фактическим значениям; - модель насыщалась рекомбинированной пробой нефти, по своим физическим свойствам соответствующей пластовой нефти; - в ходе экспериментов поддерживались термобарические условия пласта АС12 (tпл = 900 C; Рпл = 25 МПа). Для выполнения данных условий при моделировании пласта АС12 Приобского месторождения был произведен отбор керна, проб нефти и воды.

Керновый материал был представлен в виде цилиндрических образцов, которые, в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях», были проэкстрагированы спиртобензольной смесью в аппаратах Сокслета, отмыты от солей дистиллированной водой и высушены при температуре 105 0С в сушильном шкафу. Также были определены фильтрационно-емкостные свойства образцов: пористость по методу Преображенского и абсолютная проницаемость по воздуху.

Отбор проб нефти и пластовой воды был выполнен с учетом анализа фонда работающих скважин рассматриваемого объекта по параметру обводненности добываемой продукции. Проба нефти была отобрана из скважины с минимальной обводненностью (скважина №8317), а проба пластовой воды – из скважины с максимальной обводненностью продукции (скважина №8366).

Механизм вытеснения нефти водой и газом в гидрофильном коллекторе

В главе 3 было установлено, что корреляционная зависимость коэффициента вытеснения (Кв) нефти газом является функцией логарифма коэффициента проницаемости (Кпр) также, как и зависимость коэффициента вытеснения нефти водой. Данные функции отличаются значениями угловых коэффициентов прямых, построенных в логарифмических координатах аппроксимирующих функции и констант.

Показателем эффективности разработки нефтяного месторождения является значение коэффициента извлечения нефти (КИН), определяемого как произведение коэффициента вытеснения (Кв) на коэффициент охвата (Кохв). При этом, значение коэффициента вытеснения само по себе позволяет оценить потенциальный КИН, поскольку Кв характеризует влияние структуры пористой среды коллектора на эффективность замещения нефти рабочим агентом на микроуровне.

Известно, что коэффициент вытеснения нефти водой зависит от проницаемости нефтенасыщенной пористой среды и линейной скорости фильтрации. Это очевидно, поскольку вытеснение нефти водой происходит путем замещения одного флюида другим в капиллярах под действием внешней репрессии. Для движения воды по заполненному нефтью капиллярному каналу градиент давления должен быть больше значения капиллярного давления, определяемого межфазным натяжением на границе вытесняющий агент – нефть и радиусом порового канала.

Получаемый в ходе фильтрационного эксперимента коэффициент вытеснения будет в первую очередь определяться числом пор, вовлеченных в процесс фильтрации, т.е. объемом поровых каналов, в которые при существующих капиллярных эффектах способен попасть вытесняющий агент. Поэтому более точным следует признать определение такого параметра, как коэффициента замещения (коэффициент охвата процессом замещения), как это принято за рубежом [111].

Поскольку зависимость коэффициента вытеснения водой или газом от проницаемости коллектора описывается функцией одного вида, очевидно, что с точки зрения гидродинамики отличие в процессе вытеснения нефти только водой или только газом заключается в значении капиллярного давления на границе вытесняющий агент – нефть.

Коэффициент вытеснения (коэффициент замещения), определяемый экспериментальным путем, равен единице в том случае, если вытесняющий агент находится в состоянии неограниченной растворимости с вытесняемой нефтью, т.е. когда капиллярное давление на границе вытесняющий агент – нефть стремится к нулю. Для газа состояние смесимости с нефтью возникает при давлении большем или равном минимальному давлению смесимости (МДС), которое зависит от компонентного состава нефти и газа.

Однако, заполнение пор нефтенасыщенной породы газом с вытеснением из них нефти может происходить и при давлениях существенно меньших МДС, при этом считать, что вытеснение нефти из таких пор происходит не полностью, нет достаточных физических оснований. Таким образом, в действительности наличие режима неограниченной растворимости (смесимости) является необходимым условием вовлечения в процесс дренирования всего числа пор пористой среды.

Рассмотрим процесс замещения нефти в капиллярных каналах только одним вытесняющим агентом.

В присутствии градиента давления вытесняющий агент попадает в поровый канал и движется по нему, при этом возникает капиллярное давление, в общем виде определяемое по формуле Лапласа: pк-pн-pв-2c„H-o„ Jg (4Л) где ства_н - коэффициент поверхностного натяжения на границе нефть вода; Н - кривизна поверхности раздела; Ф - поверхность раздела нефти и вытесняющего агента. Если приближенно принять форму порового канала цилиндрической, то тт cosG кривизна поверхности раздела будет определяться как Н = , где г - радиус г порового канала, а 0 - угол смачивания. Следовательно, выражение (4.1) примет вид: Рк = Рн - Рва = 2ва-н (4.2) Г Коэффициент вытеснения нефти будет зависеть в общем виде от распределения остаточной нефти в капиллярных каналах пористой среды (пространственного распределения нефти в керне). Определение пространственного распределения фаз в пористой среде в зависимости от внешних условий является сложной задачей, требующей для своего решения задания некоторой определенной модели системы поровых каналов.

Для описания пористой среды может использоваться одна из двух основных существующих моделей: фиктивного грунта и идеального грунта. Если при рассмотрении пористой среды как фиктивного грунта структура рассматривается в виде гранулярных моделей, то для идеального грунта используются капиллярные модели. Для низкопроницаемых коллекторов со сцементированными породами средней пористости капиллярные модели считаются более адекватными для описания проницаемости.