Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Интенсификация разработки неоднородного по проницаемости нефтенасыщенного карбонатного коллектора термозаводнением

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Интенсификация разработки неоднородного по проницаемости нефтенасыщенного карбонатного коллектора термозаводнением"

УДК 622.276.6

КРИСТЬЯН ИГОРЬ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО

ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЕНАСЫЩЕННОГО КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА ТЕРМОЗАВОДНЕНИЕМ (на примере Красноярского месторождения)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 !> ОЕЗ

Уфа 2011

4854595

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

доктор технических наук, профессор Карамышев Виктор Григорьевич

кандидат технических наук Шаисламов Шамиль Гатуфович

Ведущая организация

■ Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ

Защита диссертации состоится 25 февраля 2011 г. в 1230 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 25 января 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Выработка остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых областях неоднородного коллектора и относящихся к категории трудноизвлекаемых, осложнена значительным снижением температуры за счет интенсивного заводнения высокопроницаемых областей коллектора холодной водой. Разработка таких охлажденных зон традиционными методами характеризуется низкой эффективностью, сопровождается дальнейшим снижением пластовой температуры и возрастанием доли неизвлекаемых запасов нефти. К настоящему времени разработано значительное количество технологий интенсификации вытеснения нефти регулированием заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использованием тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов. Однако все они остаются малоэффективными и приносят только временный эффект при сохранении сложившейся системы заводнения. Дальнейший рост эффективности выработки запасов нефти, наряду с применением физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН), связан с повышением температуры вытесняющего агента. Данная задача является актуальной проблемой для разработки нефтяных месторождений, которая, в основном, решается по двум направлениям, не отрицая при этом другие, - это вводом тепла в пласт для увеличения подвижности вязкой нефти и физико-химическим воздействием, также направленным на снижение вязкости нефти.

Цель работы - повышение нефтеотдачи пластов из залежей, представленных нефтенасыщенными неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами, термозаводнением.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ и обобщение существующих тепловых методов воздействия на пласт для интенсификации нефтевытеснения

2. Анализ и совершенствование технологий термозаводнения методом математического моделирования;

3. Разработка методики фильтрационных исследований по определению показателей вытеснения нефти водой при различных температурах теплоносителя;

4. Проведение выбора и обоснования точек нагнетания теплового источника;

5. Рассмотрение вопросов оптимизации управления тепловым полем в процессе вытеснения нефти термозаводнением из карбонатного коллектора с двойной пористостью.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта (пласт С3 Красноярского месторождения), принятого как аналог по геофизическим характеристикам коллекторов и пластовых флюидов, результатах исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, результатах математического моделирования неизотермической фильтрации жидкости с учетом регулирования и управления тепловым полем пласта.

Научная новизна результатов работы

1. Установлено и доказано численными исследованиями на модели карбонатного коллектора, что эффективность теплового воздействия тем выше, чем выше проницаемостная неоднородность коллектора.

2. Получено, что эффект от применения теплового воздействия начинает проявляться только при обводненности продукции более 80...90 % за счет объема воды, фильтрующейся по высокопроницаемым зонам (трещинам), причем неравномерность выработки запасов неоднородного по проницаемости коллектора снижается с ростом температуры воды.

3. Выявлено, что наибольший эффект при термозаводнении наблюдается при расположении нагнетательной скважины в неоднородной части пласта, добывающей - в однородной, что позволяет достигнуть прироста коэффициента извлечения нефти (КИН) до 14.2 %, а при обратном расположении эффективность прироста КИН падает до 9.1 % для рассматриваемой модели, что связано в первом случае с распространением теплового поля сначала равномерно, а во втором -преимущественно по высокопроницаемому пропластку, поэтому интенсивность нагрева со временем в низкопроницаемой части пласта снижается.

На защиту выносятся:

1. Методика численного исследования распространения теплового поля в однородном и неоднородном по проницаемости карбонатных коллекторах;

2. Результаты лабораторных исследований изменения относительных фазовых проницаемостей при различных температурах теплового источника и коэффициентах вытеснения нефти;

3. Методика расчета технологических показателей эффективности теплового воздействия на пласт путем оптимального размещения нагнетательных и добывающих скважин и управления тепловым полем от поверхностного источника.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1, Результаты теоретических и лабораторных исследований использованы при разработке программы интенсификации выработки

залежей верхнего карбона Красноярского месторождения тепловым воздействием (ООО НГДУ «Бугурусланнефть», 2010,197 е.).

2. Разработана методика расчета тепловых потерь в системе «источник тепла - призабойная зона скважин» в технологиях термозаводнения и передана для использования в промысловых условиях.

Достоверность результатов исследования получена путем применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и геолого-промысловой информации, проведения экспериментальных и численных исследований и сопоставления сходимости результатов в разновариантных технологических расчетах разработки нефтяной залежи термозаводнением.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на научных семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2008-2010 гг.), на научно-технических советах ОАО «Оренбургнефть» (г. Бузулук, 2008-2010 гг.) и нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2010 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах, в т.ч. в 1 монографии и 6 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов и организация строительства установки теплового источника на Красноярском месторождении ООО НГДУ «Бугурусланнефть».

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 106 наименований. Работа изложена на 142 страницах машинописного текста и содержит 74 рисунка, 24 таблицы.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология»: профессору Н.И. Хисамутдинову, профессору И.В. Владимирову, к.т.н. Д.К. Сагитову - за помощь и полезные советы, высказанные в процессе формирования и выполнения диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе рассмотрено состояние изученности проблемы и постановка задач исследования.

Многочисленные исследования температурных режимов пласта в технологиях активного заводнения и при исследовании неизотермической фильтрации, приведенные в работах Непримерова Н.Н., Вахитова Г.Г., Симкина Э.М., Сургучева М.Л., Кузнецова О.Л., Малофеева Г.Е., Намиота А.Ю., Чекалюка Э.Б. и других, подтверждают эффективность тепловых методов воздействия на пласт.

Однако до настоящего времени экономически рентабельные технологии теплового воздействия на пласт для широкого внедрения только создаются и есть отдельные опытно-промышленные участки.

Отдельные работы по созданию технологии теплового воздействия на пласт выполнялись на различных месторождениях, среди которых необходимо выделить следующие:

1. Технологию закачки теплоносителя из пласта с высокой температурой (воды) в пласт с высоковязкой нефтью. Технология осуществляется путем отбора воды из пласта с высокой температурой с помощью электроцентробежных насосов (ЭЦН) с последующим нагнетанием в пласт с высоковязкой нефтью. Если давление закачки в пласт является недостаточным, то применяется схема нагнетания ЭЦН в ЭЦН (перевернутый на устье в стволе нагнетательной скважины). Модификации данной технологии апробированы в ОАО «Татнефть» (НГДУ «Лениногорскнефть», «Альметьевскнефть»);

2. Технологию закачки теплоносителя в пласт путем установки на забое нагнетательных скважин электронагревателей, также широко используемых и для повышения притока нефти в добывающих скважинах. Однако эффективность технологии достаточно низка, так как большое потребление электроэнергии на нагрев воды снижает рентабельность технологии. Апробирована в ОАО «Татнефть» (НГДУ «Ямашнефть»);

3. Технологию получения тепла путем закачки отходов переработки нефти (ингибированной серной кислоты с заводов нефтепереработки г. Самары, г. Уфы). Происходит выделение тепла при смешении с закачиваемой водой (пластовой) с одновременным генерированием поверхностно-активных веществ, за счет чего происходит увеличение КИН. Широко внедрялась в ОАО «Татнефть», однако ввиду различных побочных действий по технике безопасности и осернения нефти использование технологии прекращено;

4. Технологию закачки раствора магниевой муки тонкого помола в нагнетательные скважины с последующим нагнетанием кислоты слабой концентрации. В результате активной реакции происходит выделение тепла. Апробирована в виде отдельного эксперимента в ОАО «Татнефть»;

5. Строительство крупных стационарных тепловых парогенераторных установок и нагнетание в пласт растворов разных составов и назначения (Гремихинское месторождение, ОАО «Удмуртнефть»),

Надо отметить, что методы получения тепла и нагрев нагнетаемой воды в пласт настолько разнообразны в виде теоретических и лабораторных исследований, включая технологии закачки пара в инжекционные скважины с битумными коллекторами, с использованием энергии термоядерной реакции, внутрипластового горения, но все они широкого промышленного испытания и внедрения не получили. Недостаточно разработаны и теоретические аспекты распространения и продвижения теплового вала, например в порово-трещинном коллекторе, моделирующем коллекторы с двойной пористостью, наиболее широко распространенные на месторождениях с карбонатными коллекторами в Урало-Поволжском регионе (ОАО «Оренбургнефть», ОАО «Башнефть», ОАО «Татнефть», ОАО «Самаранефтегаз»). В преобладающей степени проницаемостная неоднородность (послойная, зональная, анизотропия) и определяет механизм распространения тепла в коллекторе и эффективность применения теплового воздействия. В отличие от ранее известных трудов, в данной работе большее внимание будет уделено изучению и применению результатов теоретических исследований по вопросам управления тепловым потоком в неоднородных нефтенасыщенных карбонатных коллекторах порово-трещинного типа.

Во второй главе описаны научно-методические основы выбора объекта исследования и геолого-физическая характеристика пласта Сз Красноярского месторождения нефти, принятого как аналог. Для изучения вопросов интенсификации разработки неоднородного по проницаемости нефтенасыщенного карбонатного коллектора термозаводнением было выбрано, как пример-аналог, Красноярское месторождение, и основная задача была поставлена как решение вопроса утилизации факельного газа путем его сжигания в печах, а подогретая вода закачивается в пласт.

Месторождение по большинству критериев выбора объектов для теплового воздействия подходит к основным критериям по Малофееву Г.Е. , имея следующие параметры: глубину пласта до 1500 м, вязкость нефти в пластовых условиях 4...4000 мПа-с, пористость коллектора 20...40 %, проницаемость 250...2000 мкм2, мощность пласта 10...80 м, плотность нефти 770... 1000 кг/м3.

Определение пористости (183 определения в 54 скважинах) и нефтенасыщенности (54 определения в 54 скважинах) выполнено по геофизическим исследованиям скважин (ГИС), проницаемости - по гидродинамическим исследованиям скважин (ГДИС) (7 исследований в 3 скважинах). Для проектирования пористость и коэффициент

нефтенасыщенности приняты по ГИС. Коэффициенты вытеснения и проницаемость приняты по результатам экспериментальных исследований, где определялись на собственном керне.

Выбранный объект исследования представлен карбонатным коллектором порово-трещиноватого строения и имеет благоприятные условия, как базовая структура для теоретических исследований.

Поэтому принято, что месторождение-аналог и его характеристики не противоречат условиям применимости термозаводнения по параметрам Красноярского месторождения.

Представленные в работе данные по геолого-физическим характеристикам показывают высокую представительность исходной базы данных для моделирования и численного исследования фильтрационных характеристик карбонатного коллектора с двойной пористостью в режиме вытеснения, как холодной, так и теплой водой.

В третьей главе приведен анализ выработки запасов нефти и оценка энергетического состояния пласта С3.

Динамика технологических показателей разработки пласта С3 представлена на рисунке 1.

Как видно из рисунка 1, по пласту С3 наблюдается рост добычи жидкости, обусловленный постепенным переводом скважин с других объектов. Обводненность в целом по залежи при этом снижается, поскольку переводимые скважины вступают в разработку с различной обводненностью. На данном этапе обводнение скважин происходит пластовой водой, поскольку система поддержания пластового давления сформирована сравнительно недавно путем перевода 4-х скважин под нагнетание холодной водой.

Используя имеющуюся информацию о строении залежи и насыщающих ее флюидах, а также результаты проведенных численных исследований объекта-аналога, приведены оптимальные критерии выбора нагнетательной скважины под закачку горячего агента, но требующие теоретического и экспериментального обоснования.

1. Выделенный блок скважин должен иметь в своем составе более 3-х добывающих реагирующих скважин, находящихся в непосредственной зоне влияния проектной нагнетательной скважины.

2. Для исключения потерь тепла путем оттока части закачиваемой горячей воды в законтурную область и максимального использования тепловой энергии для увеличения коэффициента вытеснения нагнетательные скважины следует выбирать по возможности дальше от водонефтяного контура (ВНК) ближе к центру залежи.

3. Наличие непроницаемого раздела между толщинами нефти и воды в районе расположения выбираемого блока скважин также способствует положительному эффекту от закачки горячего теплоносителя, поскольку в реагирующих добывающих скважинах не происходит процесс конусообразования обводнения, а процесс вытеснения нефти происходит по напластованию.

4. Участки под закачку горячего рабочего агента следует выбирать с учетом проницаемостной неоднородности коллектора. Согласно проведенным исследованиям в первой главе, эффективность теплового воздействия тем выше, чем выше проницаемостная неоднородность коллектора. Неравномерность выработки запасов неоднородного по проницаемости коллектора снижается при увеличении температуры закачиваемой воды.

Приведены результаты физического моделирования методом теплового воздействия для условий пласта С3 Красноярского месторождения.

Результаты лабораторных исследований по определению основных свойств нефти при различных температурах представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Зависимость плотности и вязкости нефти от температуры

для условий Красноярского месторождения (пласт С3)

Температура, °С Плотность нефти, г/см3 Вязкость нефти, мПа-с

10 0.887 31.136

20 0.880 20.818

26 0.876 15.660

41 0.866 9.650

60 0.853 5.924

80 0.838 3.784

Как видно из таблицы 1, при увеличении температуры плотность и вязкость нефти значительно уменьшаются. В частности, вязкость нефти пласта Сз Красноярского месторождения при увеличении температуры с пластовой до 80 °С уменьшается в 4.1 раза, что не противоречит основным требованиям термозаводнения пласта.

Относительные фазовые проницаемости (ОФП) при пластовой температуре (26 °С) представлены на рисунке 2. Начальная нефтенасыщенность пласта равна 0,74 д.ед.

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Водонасыщенность, д.ед.

Рисунок 2 - Относительные фазовые проницаемости при пластовой температуре

В четвертой главе приведены теоретические исследования условий эффективного применения технологий теплового воздействия на базе анализа информации о геолого-физических характеристиках месторождений, результатов лабораторных исследований, а также выводов, изложенных во второй и третьей главах. Отметим, что серьезное теоретическое исследование в области внедрения теплового воздействия на карбонатные коллекторы с двойной пористостью является необходимой задачей. Это вытекает и из предпосылок, полученных из анализа работ Непримерова H.H., Намиота А.Ю., Малофеева Г.Е., Боксермана A.A.

Проведена сначала оценка динамики изменения теплового поля нефтяного месторождения при заводнении. Показано, что все негативные факторы, направленные на снижение коэффициента нефтеизвлечения, так или иначе связаны с неоднородностью распределения физических параметров пластов, прежде всего

проницаемостной неоднородности, как послойной, так и зональной. Основной причиной возникновения тепловых неоднородностей является закачка холодной воды для под держания пластового давления, которая рассматривается в нашем случае как вариант, предшествующий тепловому воздействию на пласт. Описание динамики теплового поля сводится к решению уравнения тепломассопереноса. Процесс накопления холода, вносимого в пласт закачиваемым агентом, моделируется осесимметричным уравнением тепломассопереноса с источником, расположенным в забое нагнетательной скважины. При длительной закачке в пласте вокруг скважины на 300...400 м образуется охлажденная зона. После прекращения закачки начинается рассеивание накопленного холода в окружающую породу, или, другими словами, выравнивание температурного поля. Процесс выравнивания стимулируется рядом факторов: охлажденная жидкость уносится потоком, происходит кондуктивное рассеяние холода в кровлю и подошву, а тепло поступает из недр.

Процесс выравнивания моделируется уравнением тепломассопереноса общего вида:

с = Я — Г + Я — Г + Я — Г-у(Г)УГ, (1)

ко д( кгор дх2 кгор квер &2

где V - оператор градиента; ск0, Яквер, Лкгор - объемная теплоемкость, вертикальная и соответственно горизонтальная теплопроводности коллектора (ккал/м3 -град, ккал/м-ч-град); у= у(Т) - вектор скорости фильтрации жидкости (м/ч), определяемый из линейного закона Дарси:

v(T) =--—ЧР, т

где к - проницаемость пористой среды; /л - динамическая вязкость, /л =ц(Т); Р - давление. Поле давлений считается заданным. Поскольку температура меняется в довольно широких пределах, то возникает необходимость учесть влияние температуры на вязкость.

Для упрощения воспользуемся квазитрехмерным приближением, получающимся из уравнения (1) с усреднением по мощности пласта и имеющим следующий вид:

Ско — = Л —Т + Л —Т + 2Л -Т-у(Т)ЧТ,7 = гп,0) к 8t кгор 8х2 кгор ду2 квер & 0

где плоскость г = г0 проходит через середину пласта, а градиент понимается как двумерный по переменным х, у, а поток тепла через кровлю и подошву аппроксимируется из условия:

Лпвер — = (Г - Т)171 1{Ш), (4)

р дг 2 Vй пвеР

где Т2 - начальная температура пласта. Это уравнение решается численно, где в качестве начального условия берется расчетное распределение температуры, создавшееся в результате внесения холода. Результаты расчета приведены на рисунке 3. На рисунке кривая 1 отражает возмущение температуры в пласте, накопленное за 10... 15 лет закачки холодной воды с интенсивностью 120...200 м3/ч. Кривые 2, 3, 4 изображают профили температуры, установившиеся по истечении 5, 10, 15 лет после прекращения закачки при скорости перемещения пластовых флюидов со средней скоростью, равной 170 м/год.

«г

о. &

2 еК

2000

Расстояние от оси скважины, м Рисунок 3 - Разница между среднепластовой температурой и температурой охлажденной зоны: сразу после прекращения закачки (кривая 1), по истечении 5 лет (кривая 2), по истечении 10 лет (кривая 3) и по истечении 15 лет (кривая 4). Средняя скорость движения жидкости по пласту в стадии выравнивания равна 170 м/год

Для определения средней температуры пласта принято, что

внесенное количество холода (2 = Усв(Т-Т1) частично расходуется на снижение температуры кровли и подошвы пласта

N ■ 360 ■ 24 / л , частично на

Якровли - Яподошвы

■тер

охлаждение пласта AQ = БНсп (Т2 - Г). Из уравнения теплового баланса

в = Ав + вкровли + вподошвы находим Т:

УсвТ, +сп8НТ2_

Усв + си5Я + 23^спЛпве^ ■ 360 -24!п

Из данных численных исследований, показанных на рисунке 3, видим, что для успешного вытеснения нефти подвод тепла в пласт может резко увеличить эффективность нефтевытеснения. Некоторые авторы считают, что попытки первичного вытеснения холодной водой с целью создания первичных фильтрационных каналов перед тепловым воздействием могут быть полезными и необходимыми, хотя единого мнения здесь не существует, так как на некоторых залежах с высокой вязкостью, например битумов, холодная вода не фильтруется.

Далее рассмотрено влияние проницаемостной неоднородности коллектора на эффективность теплового воздействия

Выполненные исследования и численный пример оценки температурных полей по формуле (5) позволяют определить не только охлаждение пласта, но и нагрев, т.е. задача обратная. При этом отмечено, что на появление температурных неоднородностей наибольшее влияние оказывает проницаемостная неоднородность коллектора.

Рассмотрены следующие случаи проницаемостной неоднородности коллектора. Предполагается, что значение проницаемости порового пространства неизменно и составляет величину, например, 0.01 мкм2. Проницаемость трещин принимает следующие значения: 0.01, 0.1, 1, и 10 мкм2. Рассмотрение такого широкого интервала значений трещинной проницаемости позволит оценить роль проницаемостной неоднородности в эффективности теплового воздействия.

Коэффициент, определяющий обмен жидкостью между системой трещин и поровой матрицей, задавался неизменным и равным а = 0.084.

Свойства пластовых флюидов моделировались для условий залежей с начальными пластовыми температурами 26 "С и 40 "С. Плотность и вязкость воды при начальной пластовой температуре приняты равными 1.08 г/см3 и 0.9 сПз, соответственно. Для нефти плотность в поверхностных условиях составила 0.900 г/см3.

Значения PVT свойств нефти и газа брались из проектных документов.

Сформированные исходные данные для модели достаточно достоверно описывают основные особенности разработки залежи нефти с карбонатным коллектором: 1) изменение свойств пластовых флюидов с изменением термодинамических условий, 2) проницаемостную неоднородность коллектора.

Рассмотрены три варианта разработки залежи с применением нагнетания воды с температурой 10 °С (базовый), 40 °С (первый) и 100 °С (второй).

Базовая температура 10 °С принята из условия, что пласт перед тепловым воздействием был охлажден. Моделирование разработки залежи ограничено временными рамками в 50 лет, что позволит сравнивать результаты теплового воздействия в равных условиях.

Исследована на модели динамика полей насыщенности и температуры для различных значений трещинной проницаемости и температуры закачиваемой воды.

Эффект от теплового воздействия проявляется в росте дебита нефти (рисунок 4). В начальный период до прорыва воды по трещинной системе к забою добывающей скважины дебит нефти практически не зависит от температуры закачиваемой воды. После прорыва воды и с началом обводнения добываемой продукции изменение теплового поля пласта приобретает значимую величину, что приводит к изменению и в технологических показателях разработки залежи. При этом более высокая температура закачиваемой воды способствует большему увеличению дебита нефти. Однако при очень высоких значениях проницаемостной неоднородности прирост дебита носит немонотонный характер и снижается при достижении обводненности 96...97 %.

Характеристики вытеснения показывают, что эффект от применения теплового воздействия начинает проявляться только при обводненности добываемой продукции более 80...90 %. При этом заслуживающей внимания является оценка величины теряемых запасов при закачке холодной воды или оценка прироста извлекаемых запасов нефти при закачке горячей воды. На рисунке 5 приведены зависимости текущего КИН от обводненности добываемой продукции. Кривые построены для разных значений температуры закачиваемой воды. Хорошо видно, что расхождение кривых наиболее существенно при обводненностях добываемой продукции более 80...90 %. Если рассматривать прирост (потери) извлекаемых запасов относительно изотермической фильтрации (первый вариант), то для трещинной проницаемости в 1 мкм2 при закачке горячей воды (100 °С) прирост начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составит 5 % от геологических запасов нефти, а при закачке холодной воды (10 °С) потери НИЗ составят около 6 % от геологических запасов нефти.

Для трещинной проницаемости в 10 мкм2 эти цифры составят: прирост - 14 %, потери - 18 % от геологических запасов. Полученные результаты позволяют сделать очень важный вывод: эффективность теплового воздействия тем выше, чем выше проницаемостная неоднородность коллектора. При этом это относится как к приросту НИЗ при закачке воды с температурой выше начальной температуры пласта, так и к потерям извлекаемых запасов при закачке холодной воды. Данный эффект связан с тем, что при высокой проницаемости трещинной системы быстрее достигается прогрев пласта на удаленных от нагнетательной скважины участках. При этом система поровых блоков на этих участках не заводнена, что обеспечивает быстрое снижение вязкости нефти и соответствующее увеличение нефти в потоке жидкости. Трещины являются эффективными проводниками тепла.

е.

о

.......N гм N N т го т

ооооооооооо

ГМС\1ГМГ\1Г^СЧ»ГМГЧГ^ГМГ^ N N н" ^ <^Ггоит"осГг^ О?

э «и -Г < 2 °

ш -Г

СП <

-дебит нефти (база) прирост дебита нефти (второй)

< го о 5 о - ш 5 и.

■приростдебита нефти (первый)

50 100 150 200 250

Накопленная добыча жидкости, м3

300

б)

Рисунок 4 - Динамика дебита нефти (а) и характеристики

вытеснения (б) для модели пласта с соотношением проницаемости трещин и матрицы 100 отн.ед. Приведены изменения дебита для различных значений температуры закачиваемой воды: 10 °С (базовый), 40 °С (первый), 100 °С (второй)

О 0.2 0.4 0.6 0.£ Обводненность, д.ед.

0.2 0.4 0.6 0.8 Обводненность, д.ед.

а)

б)

Рисунок 5 - Зависимости текущего КИН от текущей обводненности для моделей с трещинной проницаемостью 1 (а) и 10 (б) мкм2. Кривые получены для значений температуры закачиваемой воды 10 °С (базовый), 40 °С (первый), 100 °С (второй)

200

400

600

800

1000

Соотношение проницаемости трещин и матрицы, отн.ед.

штрихами показана зона оптимальных соотношений проницаемости трещин и матрицы

Рисунок 6 - Зависимость КИН от соотношения проницаемости трещин и поровой матрицы при разных значениях температуры закачиваемой воды: 10 °С (базовый), 40 °С (первый), 100 °С (второй)

Возрастание неоднородности пронидаемостного поля приводит, с одной стороны, к увеличению КИН за счет увеличения проницаемости трещин и продуктивности залежи, с другой стороны, к снижению КИН за счет возрастания неравномерности выработки запасов (рисунок 6).

В результате численных исследований обнаружен противоречивый факт, когда неравномерность выработки запасов нефти неоднородного по проницаемости коллектора снижается за счет увеличения температуры пласта. Это явление носит главное и определяющее значение при тепловом воздействии на пласт, представленный высокой проницаемостной неоднородностью.

При закачке же горячей воды за счет прорыва воды по высокопроницаемому пропластку происходит прогрев низкопроницаемого пропластка, запасы которого постепенно отбираются добывающей скважиной. Поэтому размещение нагнетательной скважины в неоднородной части коллектора, а добывающей - в однородной более предпочтительно.

При обратном расположении скважин (нагнетательная - в однородной части пласта, добывающая - в неоднородной части пласта) эффективность применения теплового воздействия падает, прирост КИН составляет всего лишь 9.1 % в рассматриваемой модели. Объяснением является тот факт, что при расположении нагнетательной скважины в однородной части пласта тепловое поле распространяется сначала равномерно, затем преимущественно по высокопроницаемому пропластку. Нагрев низкопроницаемого пропластка при этом происходит менее интенсивно, поскольку температура закачиваемой воды при движении по пласту снижается. В то же время расположение нагнетательной скважины в однородной части пласта, а добывающей -в неоднородной части пласта более эффективно при закачке холодной воды, поскольку в начальный период создается равномерный фронт вытеснения.

В пятой главе приведена методика выделения объекта и выбора параметров технологии термозаводнения на примере пласта Сз.

За основу были взяты варианты разработки, предлагаемые в работе, выполненной Тюменским нефтяным научным центром (ТННЦ), с учетом фонда скважин, переведенных на Сз с других горизонтов.

По пласту Сз рассмотрены 3 прогнозных варианта разработки. Во всех вариантах рассмотрена закачка горячих и холодных рабочих агентов (воды).

Далее выполнено обоснование принципиальной схемы системы нагнетания рабочего агента-теплоносителя в пласт, которое принято в следующем виде. Вода с установки подготовки нефти (УПН) (рисунок 7) по трубопроводу движется на установку для нагрева, использующую факельный газ, смонтированную на площадке АГЗУ № 2. Далее вода, нагретая до температуры 110 °С, поступает по трубопроводу на

водораспределительный пункт (ВРП) ВРП-За, где происходит ее распределение между нагнетательными скважинами № 150, № 59, № 204, и на ВРП, смонтированный в непосредственной близости от установки нагрева для подачи горячей воды в нагнетательную скважину № 95.

Рисунок 7 - Принципиальная схема нагнетания горячей воды в пласт С3 Красноярского месторождения (район АГЗУ № 2)

Приведена методика расчета и оценка тепловых потерь при движении нагнетаемой воды от установки нагрева до призабойной зоны нагнетательной скважины.

Научно-методические подходы, примененные для расчета радиуса прогрева пласта в зависимости от времени, являются наиболее значимыми, так как по этому показателю рассчитывается эффективность прогрева пласта во времени, которая была использована для получения трехмерной зависимости «температура прогрева - время прогрева - радиус прогрева пласта» (рисунок 8).

С увеличением температуры закачиваемой воды и времени разработки (рисунок 8) дополнительная добыча нефти увеличивается, но и растет расход теплой воды, в связи с чем важно максимально снизить расход теплой воды и потери тепла при движении закачиваемого агента от установки подогрева до забоев нагнетательных и добывающих скважин, например, за счет преимущественной фильтрации по высокопроницаемым пропласткам целесообразно снизить отбор попутной теплой воды в добывающих скважинах путем водоизоляции. Это позволяет увеличить коэффициент использования теплой воды.

Проведена оценка охвата пластов воздействием. Полученные результаты по всем вариантам указывают на эффективность закачки горячей воды в пласт. Максимальный коэффициент извлечения нефти достигнут в 4-ом варианте при закачке горячей воды и составляет 0.368 при утвержденном 0.300. Этот же вариант при закачке холодной воды обеспечивает достижение КИН 0.330. Приращение КИН составляет 0.038 д.ед.

Температура, °С

8 47 38

а) на начало разработки, б) через 5 лет; в) через 10 лет; г) через 20 лет; д) через 30 лет; е) через 40 лет

Рисунок 8 - Распределение температурного поля по вариантам разработки

При уменьшении плотности сетки с 36 до 28 га/скв. при закачке холодной воды достигаемый КИН увеличивается на 1.5 %. Дальнейшее уплотнение сетки скважин не приводит к значительному увеличению КИН. При закачке же горячей воды наблюдается увеличение КИН при уменьшении плотности сетки скважин по всему исследуемому диапазону (рисунок 9).

Установлено, что наибольший «скачок» КИН в вариантах наблюдается при изменении плотности сетки скважин с 32 до 28 га/скв., при дальнейшем уплотнении сетки скважин скорость увеличения КИН замедляется, а наибольший эффект от внедрения теплового воздействия по сравнению с закачкой холодной воды наблюдается при наиболее плотной сетке скважин (6.25 га/скв. в рассматриваемом диапазоне изменения сетки).

Плотность сетки скважин, га/скв.

Рисунок 9 - Зависимость КИН от плотности сетки скважин

В шестой главе приведены данные о технико-экономической эффективности рекомендаций автора.

Рассматривается для реализации рекомендаций автора схема, состоящая из следующих элементов: «источник тепла (печь) —» трубопроводы распределительный пункт —> нагнетательная скважина -> пласт» на примере Красноярского месторождения по исходным данным, имеющимся в базе НГДУ «Бугурусланнефть».

Расчет основных показателей экономической эффективности рекомендаций автора проводится по следующей схеме в виде методических основ:

1) определяется объем валовой прибыли от реализации продукции за весь расчетный период по годам. При реализации на экспорт валовая прибыль определяется с учетом доли продукции, реализуемой на экспорт по соответствующей цене в твердой валюте с переводом ее в рублевый эквивалент по принятому курсу;

2) рассчитывается. объем прибыли, подлежащей налогообложению;

3) на основе рассчитанной налогооблагаемой прибыли определяется размер налога на прибыль;

4) накопление ежегодного дисконтированного чистого потока денежных средств образует суммарный (аккумулированный) поток денежных средств или чистый дисконтированный доход от реализации проекта (НЧДЦ);

5) расчет накопленного дисконтированного потока денежных средств проводится в течение жизненного экономического цикла (экономически предельного срока).

В соответствии с определенными критериями оценки выбирается такой вариант разработки месторождения, который в наибольшей степени отвечает наилучшим значениям этих критериев. Расчет показателей экономической эффективности разработки Красноярского месторождения осуществлялся при действующих условиях лицензионного соглашения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Численными исследованиями динамики изменения теплового поля нефтяного пласта установлена интенсивность возникновения тепловых неоднородностей от заводнения холодной водой для неоднородного карбонатного пласта при длительной закачке, ведущих к росту вязкости нефти и снижению коэффициента вытеснения, что наблюдается, и снижается такая негативность процесса при закачке теплового нефтевытесняющего агента.

2. Путем численного моделирования вытеснения нефти теплой водой для условий карбонатных коллекторов с двойной пористостью установлено, что эффективность теплового воздействия тем выше, чем выше проницаемостная неоднородность коллектора. Причем эффект от теплового воздействия начинает проявляться только при обводненности добываемой продукции более 80...90 % за счет объема воды, фильтрующейся по высокопроницаемым зонам, а неравномерность выработки запасов для неоднородного по проницаемости коллектора снижается с ростом температуры закачиваемой воды

3. Эффективность теплового воздействия на пласт при различном расположении очагов нагнетания теплоносителя возрастает при расположении нагнетательной скважины в неоднородной части пласта,

а добывающей - в однородной, так как при таком расположении тепловое поле в нагнетательной скважине сначала распространяется равномерно, а затем преимущественно по высокопроницаемому пропластку, и коэффициент использования теплой воды резко снижается. При закачке холодной воды размещение нагнетательной скважины в однородной части коллектора, а добывающей — в неоднородной более эффективно, так как в начальный период создается равномерный фронт вытеснения. Рост конечной накопленной добычи для рассмотренной автором модели колеблется от 9.10 % (холодная) до 14.03 % (теплая вода).

4. Численно исследованы изменение температурных режимов движения теплой воды от «источника тепла до пласта», его влияние на охват пластов воздействием теплового источника и изменение средней скорости роста КИН от сетки скважин. Получено, что эффективность закачки теплой воды в пласт увеличивает КИН, например, для Красноярского месторождения (пласт Сз) от 0.300 до 0.368 д.ед.

5. Наибольший эффект от внедрения теплового воздействия по сравнению с закачкой холодной водой наблюдается при плотности сетки 6.25 га/скв., при дальнейшем уплотнении сетки рост КИН замедляется, а экономический показатель для Красноярского месторождения при этом имеет отрицательное значение.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Методика расчета тепловых потерь в системе «источник тепла - призабойная зона скважин» в технологиях термозаводнения / И.А. Кристьян, М.С. Антонов, О.И. Пилюшко, И.В. Яровенко, P.P. Байгазин, Д.А. Кравец. - Уфа: ООО «Выбор», 2009. - 23 с.

2. Кристьян И.А., Кротов С.А., Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И. Оценка эффективности внедрения теплового воздействия при различном расположении очагов нагнетания теплоносителя // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - № 10. - С. 31-33.

3. Кристьян И.А., Кротов С.А., Владимиров И.В., Сагитов Д.К. Исследование изменения конечного КИН карбонатного коллектора при термозаводнении на примере пласта Сз верхнего карбона Красноярского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - № 10. - С. 43-47.

4. Кристьян И.А., Кротов С.А., Владимиров И.В., Антонов М.С. Моделирование исследований изменения температурного режима при заводнении карбонатного пласта с двойной пористостью // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - № 11. - С. 33-38.

5. Кристьян И.А. Критерии выбора очагов нагнетательных скважин под закачку теплоносителя в карбонатные коллекторы // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - № 12. - С. 31-35.

6. Пицюра Е.П., Шаисламов В.Ш., Кристьян И.А., Сагитов Д.К. Использование результатов промысловых и гидродинамических исследований при выборе скважин для проведения ГТМ по стимуляции добычи нефти // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - № 12. - С. 38-40.

7., Хисамутдинов Н.И., Антонов М.С., Кристьян И.А., Пилюшко О.И. Опыт оценки тепловых потерь в системе «источник тепла - призабойная зона скважин» в технологиях термозаводнения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - № 1. -С. 23-27.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 20.01.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 4. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кристьян, Игорь Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Общие положения.

1.2. Опыт применения технологий теплового воздействия на месторождениях нефти России.

1.3. Критерии применимости технологий теплового воздействия.

1.4 Особенности описания теплового воздействия на нефтенасьпценные 14 коллектора.

1.5. Выводы к главе 1.

ГЛАВА 2. ВЫБОР ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ И ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТА СЗ КРАСНОЯРСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ.

2.1 .Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Сз.

2.2. Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ОЦЕНКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПЛАСТА СЗ.

3.1. Анализ выработки запасов нефти.

3.2. Энергетическое состояние пласта Сз Красноярского месторождения.

3.3. Выделение термобарически связанных блоков. Критерии выбора очагов нагнетательных скважин по закачку теплоносителя.

3.4. Физическое моделирование метода теплового воздействия для условий пласта

С3 Красноярского месторождения.

3.4.1. Подготовка керна и пластовых флюидов.

3.4.2. Лабораторные исследования по определению основных свойств нефти при различной температуре.

3.4.3. Фильтрационные исследования по определению показателей вытеснения нефти водой при различных температурах пласта.

3.4.4. Определение относительных фазовых проницаемостей в системе нефть-вода при различной температуре вытесняющего агента.

3.5. Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ.

4.1. Оценка динамики изменения теплового поля нефтяного месторождения при заводнении.

4.2. Влияние проницаемостной неоднородности коллектора на эффективность теплового воздействия.

4.3 Эффективность внедрения теплового воздействия при различном расположении очагов нагнетания теплоносителя.

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫДЕЛЕНИЯ ОБЪЕКТА И

ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИИ.

5.1. Обоснование выбора эксплуатационных объектов для теплового воздействия.

5.2 Выбор расчетных вариантов разработки.

5.3. Обоснование принципиальной схемы системы нагнетания рабочего агента-теплоносителя в пласт.

5.3.1 Устройство и работа печи прямого нагрева ППН-За и ее составных частей.

5.3.2 Методика расчета и оценка тепловых потерь при движении нагнетаемой воды от установки нагрева до призабойной зоны нагнетательной скважины.

5.4 Оценка охвата пластов воздействием.

5.5 Исследование влияния различной компенсации отборов жидкости закачкой воды при тепловом воздействии.

5.6. Выводы к главе 5.

ГЛАВА 6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ

ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕКОМЕНДАЦИЙ АВТОРА.

6.1 Показатели экономической оценки.

6.2 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат.

6.3 Технико-экономические показатели вариантов разработки по 123 рекомендациям автора.

6.4. Выводы к главе 6.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Интенсификация разработки неоднородного по проницаемости нефтенасыщенного карбонатного коллектора термозаводнением"

Актуальность работы

Выработка остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых областях неоднородного коллектора и относящихся к категории трудноизвлекаемых, осложнена значительным снижением температуры за счет интенсивного заводнения высокопроницаемых областей коллектора холодной водой. Разработка таких охлажденных зон традиционными методами характеризуется низкой эффективностью, сопровождается дальнейшим снижением пластовой температуры и возрастанием доли неизвлекаемых запасов нефти. К настоящему времени разработано значительное количество технологий интенсификации вытеснения нефти регулированием заводнения продуктивных коллекторов путем ограничения отборов воды, использованием тампонирующих составов и водоизолирующих добавок, которые в целом позволяют добиться повышения эффективности процесса выработки запасов. Однако все они остаются малоэффективными и приносят только временный эффект при сохранении сложившейся системы заводнения. Дальнейший рост эффективности выработки запасов нефти, наряду с применением физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН), связан с повышением температуры вытесняющего агента. Данная задача является актуальной проблемой для разработки нефтяных месторождений, которая, в основном, решается по двум направлениям, не отрицая при этом другие, - это вводом тепла в пласт для увеличения подвижности вязкой нефти и физико-химическим воздействием, также направленным на снижение вязкости нефти.

Цель работы - повышение нефтеотдачи пластов из залежей, представленных нефтенасыщенными неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами, термозаводнением.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ и обобщение существующих тепловых методов воздействия на пласт для интенсификации нефтевытеснения;

2. Анализ и совершенствование технологий термозаводнения методом математического моделирования;

3. Разработка методики фильтрационных исследований по определению показателей вытеснения нефти водой при различных температурах теплоносителя;

4. Проведение выбора и обоснования точек нагнетания теплового источника;

5. Рассмотрение вопросов оптимизации управления тепловым полем в процессе вытеснения нефти термозаводнением из карбонатного коллектора с двойной пористостью.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта (пласт Сз Красноярского месторождения), принятого как аналог по геофизическим характеристикам коллекторов и пластовых фшоидов, результатах исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации об объекте, результатах математического моделирования неизотермической фильтрации жидкости с учетом регулирования и управления тепловым полем пласта.

Научная новизна результатов работы

1. Установлено и доказано численными исследованиями на модели карбонатного коллектора, что эффективность теплового воздействия тем выше, чем выше проницаемостиая неоднородность коллектора.

2. Получено, что эффект от применения теплового воздействия начинает проявляться только при обводненности продукции более 80.90 % за счет объема воды, фильтрующейся по высокопроницаемым зонам (трещинам), причем неравномерность выработки запасов неоднородного по проницаемости коллектора снижается с ростом температуры воды.

3. Выявлено, что наибольший эффект при термозаводнении наблюдается при расположении нагнетательной скважины в неоднородной части пласта, добывающей - в однородной, что позволяет достигнуть прироста коэффициента извлечения нефти (КИН) до 14.2 %, а при обратном расположении эффективность прироста КИН падает до 9.1 % для рассматриваемой модели, что связано в первом случае с распространением теплового поля сначала равномерно, а во втором — преимущественно по высокопроиицаемому пропластку, поэтому интенсивность нагрева со временем в низкопроницаемой части пласта снижается.

На защиту выносятся:

1. Методика численного исследования распространения теплового поля в однородном и неоднородном по проницаемости карбонатных коллекторах;

2. Результаты лабораторных исследований изменения относительных фазовых проницаемостей при различных температурах теплового источника и коэффициентах вытеснения нефти;

3. Методика расчета технологических показателей эффективности теплового воздействия на пласт путем оптимального размещения нагнетательных и добывающих скважин и управления тепловым полем от поверхностного источника.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты теоретических и лабораторных исследований использованы при разработке программы интенсификации выработки залежей верхнего карбона Красноярского месторождения тепловым воздействием (ООО НГДУ «Бугурусланнефть», 2010, 197 е.).

2. Разработана методика расчета тепловых потерь в системе «источник тепла — призабойная зона скважин» в технологиях термозаводнения и передана для использования в промысловых условиях.

Достоверность результатов исследования получена путем применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и геолого-промысловой информации, проведения экспериментальных и численных исследований и сопоставления сходимости результатов в разновариантных технологических расчетах разработки нефтяной залежи термозаводнением.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на научных семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2008-2010 гг.), на научно-технических советах ОАО «Оренбургнефть» (г. Бузулук, 2008-2010 гг.) и нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2010 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах, в т.ч. в 1 монографии и 6 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов и организация строительства установки теплового источника на Красноярском месторождении ООО НГДУ «Бугурусланнефть».

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 106 наименований. Работа изложена на 142 страницах машинописного текста и содержит 74 рисунка, 24 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кристьян, Игорь Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Численными исследованиями динамики изменения теплового поля нефтяного пласта установлена интенсивность возникновения тепловых неоднородностей от заводнения холодной водой для неоднородного карбонатного пласта при длительной закачке, ведущих к росту вязкости нефти и снижению коэффициента вытеснения, что наблюдается, и снижается такая негативность процесса при закачке теплового нефтевытесняющего агента.

2. Путем численного моделирования вытеснения нефти теплой водой для условий карбонатных коллекторов с двойной пористостью установлено, что эффективность теплового воздействия тем выше, чем выше проницаемостная неоднородность коллектора. Причем эффект от теплового воздействия начинает проявляться только при обводненности добываемой продукции более 80.90 % за счет объема воды, фильтрующейся по высокопроницаемым зонам, а неравномерность выработки запасов для неоднородного по проницаемости коллектора снижается с ростом температуры закачиваемой воды

3. Эффективность теплового воздействия на пласт при различном расположении очагов нагнетания теплоносителя возрастает при расположении нагнетательной скважины в неоднородной части пласта, а добывающей - в однородной, так как при таком расположении тепловое поле в нагнетательной скважине сначала распространяется равномерно, а затем преимущественно по высокопроницаемому пропластку, и коэффициент использования теплой воды резко снижается. При закачке холодной воды размещение нагнетательной скважины в однородной части коллектора, а добывающей - в неоднородной более эффективно, так как в начальный период создается равномерный фронт вытеснения. Рост конечной накопленной добычи для рассмотренной автором модели колеблется от 9.10 % (холодная) до 14.03 % (теплая вода).

4. Численно исследованы изменение температурных режимов движения теплой воды от «источника тепла до пласта», его влияние на охват пластов воздействием теплового источника и изменение средней скорости роста КИН от сетки скважин. Получено, что эффективность закачки теплой воды в пласт увеличивает КИН, например, для Красноярского месторождения (пласт Сз) от 0.300 до 0.368 д.ед.

5. Наибольший эффект от внедрения теплового воздействия по сравнению с закачкой холодной водой наблюдается при плотности сетки 6.25 га/скв., при дальнейшем уплотнении сетки рост КИН замедляется, а экономический показатель для Красноярского месторождения при этом имеет отрицательное значение.

134

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кристьян, Игорь Александрович, Уфа

1. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. - Уфа: Китап, 1994. - 178 с.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982.-407 с.

3. Амелин И.Д. Внутрипластовое горение. М.: Недра, 1980. - 230 с.

4. Амелин Н.Д., Сергеев А.И., Гейхтман Г.М., Тепловое воздействие на пласт движущимся фронтом горения // Нефтяное хозяйство. 1969. - № 1, с. 44-60.

5. Андреев И.И. и др. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды в системе поддержания пластового давления М.: ВНИИОЭНГ, 2006. - 227 с.

6. Аширов К.Б., Сафронов A.B., Гавура В.Е. и др. Влияние внутриконтурного заводнения на пластовую температуру и условия вытеснения нефти / Геология и разработка нефтяных месторождений. Сб. науч. тр. «Гипровостокнефть». - М.: Недра, 1971.-С. 136-145.

7. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку «Азнефтеиздат», 1956. — 250 с.

8. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М:. Недра, 1981.

9. Дополнение к проекту разработки Красноярского месторождения. — Тюмень. ООО «ТННЦ», 2009. 326 с.

10. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 368 с.

11. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 208 с

12. Батрашкин В.П. «Оптимальное применение технологий селективной изоляции заводненных пластов в добывающих и нагнетательных скважинах» Дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. — Уфа, 2007. — 174 с.

13. Беляков М.Ф. Влияние искусственного заводнения на термальный режим месторождения. Докл. АН СССР. - Т. 66. - № 3. -1949.

14. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М: «Высшая школа», 1990. - 544 с.

15. Боксерман A.A., Желтов Ю.П., Жданов С.А. и др. Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных месторождений. Тр. ВНИИ, вып. 58, 1974. - С. 28-32.

16. Боксерман A.A., Шалимов Б.В., Якуба С.И. Расчеты процесса вытеснения нефти горячей водой из пористых сред. В сб. «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта». - М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - С. 4461.

17. Боксерман A.A., Шалимов Б.В., Якуба С.И., Расчеты процесса вытеснения нефти горячей водой из пористых сред. В сб. «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабоцных зон пласта». М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - С. 4460.

18. Брагин В.А., Гарушев А.Р. и др. Опыт применения методов термического воздействия на нефтяной пласт в объединении «Краснодарнефтегаз». — М.: ВНИИОЭНГ, 1967.- 57 с.

19. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.-«Недра», 1996.-382 с.

20. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: «Недра», 1988. - 424 с.

21. Буторин О.И., Петрякова H.H. Временное методическое руководство по обоснованию коэффициента нефтеотдачи нефтяных месторождений терригенных отложений девона Татарии. Бугульма, 1980. — 32 с.

22. Вахитов Г.Г., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. — М.: «Недра», 1978. — 216 с.

23. Владимиров И.В. Нестационарные технологии в разработке нефтяных месторождений. — Дисс. докт. техн. наук. — Уфа, 2005. — 327 с.

24. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Халиуллин Ф.Ф., Хисамутдинов А.И. Расчет температурных полей при закачке холодной воды в нагнетательную скважину // Нефтепромысловое дело 2003. - № 7. - С.25-28.

25. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело. 2005. - № 1. - С.30-37.

26. Владимиров И.В., Фролов А.И. Моделирование работы скважины в установившейся фильтрации в пространственно-неоднородном пласте // Нефтепромысловое дело. 2003. - № 7. - С.15-19.

27. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Михеев Ю.В., Абдульмянов С.Х. Влияние анизотропии латеральной проницаемости на выработку запасов нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2010. - № 1. - С.8-20.

28. Владимиров И.В., Хисамутдинов H.H., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2007.-360 с.

29. Воронкова JI.H., Качалов О.Б., Симкин Э.М. О термических напряжениях, возникающих в неоднородном пласте при тепловом воздействии. «Труды ВНИИ», вып. 51, 1976. -С. 96-100.

30. Гавура В.Е. // Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. — 1995.-496 с.

31. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: Недра, 2002. - 639 с.

32. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.-285 с.

33. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. - 352 с.

34. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1982,312 с.

35. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975. - 168 с.

36. Дияшев Р.Н., Костерин A.B., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. Казань, 1999. - 238 с.

37. Дияшев Р.Н., Костерин A.B., Скворцов Э.В., Дияшев И.Р. Исследование режимов фильтрации в деформируемых карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1993. -№ 11. - С.23-26.

38. Дияшев Р.Н., Мусабирова Н.Х. Модели карбонатных коллекторов месторождений Татарии // Нефтяное хозяйство. 1989. -№ 9. - С.43-48.

39. Желтов Ю.П. Внутрипластовые окислительные процессы — перспективное направление к повышению нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 7. - С. 18-26.

40. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004, 520с.

41. Закиров С.Н., Сомов Б.Е. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. — М.: Недра, 1988.

42. Инструкция по изоляции зон поглощения и водопроявления с применением тампонажных смесей с высокими структурно-механическими свойствами и концентрациями разноразмерных наполнителей. РД 39Р-0135648-009-91. - Уфа, БашНИПИнефть, 1992. - 87 с.

43. Инструкция по промышленному внедрению метода регулирования разработки и повышения нефтеотдачи месторождений путем воздействия на призабойную зону пласта вязкоупругими составами. РД 39-0148311-209-86. - Самара, Гипровостокнефть, 1986. -64 с.

44. Инструкция по технологии ограничения притока вод и интенсификации добычи нефти многокомпонентной пеной на основе силиката натрия и хлористого кальция. РД 39-1-1221-84. - Москва, ВНИИнефть, 1985. - 22 с.

45. Каюмов М.Ш., Вафин Р.В., Зарипов P.P., Щелков С.Ф., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Коряковцев В.М. Исследование процессов установления стационарного режима работы скважины в зонально-неоднородном пласте // Нефтепромысловое дело. 2003. -№8. -С. 15-21.

46. Кочешков A.A., Хомутов В.И. Изучение механизма вытеснения нефти теплоносителями В сб. «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта». - М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - С. 74-83.

47. Кристьян И.А. Критерии выбора очагов нагнетательных скважин по закачку теплоносителя в карбонатные коллектора // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2010. -№ 12. — С. 31-35.

48. Куванышев У.П. Поле температуры нефтяного пласта при наличии в нем системы нагнетательных скважин. — В сб. «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта». — М.: ВНИИОЭНГ, 1971. С. 61-69.

49. Лыков A.B., Тепло-массообмен. М.: Энергия, 1972, 560 с.

50. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтянных месторождений. М., Недра, 1987, 246с.

51. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра. - 1980. - 288 с.

52. Малофеев Г.Е., Толстов Л.А., Шейнман А.Б., Исследование распространения тепла в пласте при радиальном течении горячей жидкости // Нефтяное хозяйство. 1966. - № 8. - С.29-41.

53. Манапов Т.Ф., Титов А.П., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Потери подвижных запасов нефти в неоднородном по проницаемости пласте в результате охлаждения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008. - №2. -С.25-26.

54. Методическое руководство по селективной закупорке микробной биомассой высокопроницаемых пропластков с целью увеличения охвата пласта заводнением. — РД 39-0147276-204-85. Уфа, БашНИПИнефть, 1986. - 48 с.

55. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972. - 200 с.

56. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения.: Учебное пособие. Казань. Изд-во Казанского ун-та, 2002, 596 с.

57. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Т. 1 М.: ВНИИОЭНГ, 1995, -490 с.

58. Непримеров H.H. Трехмерный анализ нефтеотдачи охлажденных пластов. Казань: Изд. КГУ, 1978, 189 с.

59. Непримеров H.H., Пудовкин М.А., Марков А.И., Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Изд. Казанского университета. 1968. - 163 с.

60. Обиход А.П., Батрашкин В.П., Титов А.П., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Владимиров И.В. Методика построения корреляционных разрезов для уточнения геологической модели нефтяного месторождения. Уфа.Изд-во ООО «Выбор». 2005. -26с.

61. Петров H.A., Кореняко A.B., Янгиров Ф.Н., Есипенко А.И. Ограничение притока воды в скважинах. М.: Недра, 2005. - 130 с.

62. Протокол заседания территориального отделения ЦКР Роснедра по РТ от 31.11.2009 г. .№1026. Казань (дополнение к проекту разработки Красноярского нефтяного месторождения Оренбугской области.

63. Руководство по отключению отдельных обводненных интервалов пласта и отдельных пластов в скважинах месторождений Башкирии. — РД 39-0147276-012ВНИИ-86. Уфа, БашНИПИнефть, 1986. - 135 с.

64. Самарский A.A., Гулин A.B. Численные методы. М.,Наука, 1989. - 430 с.

65. Справочная книга по добыче нефти. /Под. ред. д.т.н. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1974., 703с.

66. Справочник по теории вероятностей и математической статистике / Королюк B.C., Портенко Н.И., Скороходов A.B. и др. М.: Наука, 1985, 640 с.

67. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова/ Ю.П.Борисов, М.Д. Розенберг и др. М.: Недра, 1983. - 463с.

68. Сургучев JIM. Ресурсосбережение при извлечении нефти. М.: Недра, 1991. - 170 с.

69. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985.-308 с.

70. Сургучев M.JL, Кузнецов O.JL, Симкин Э.М., Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклическое воздействие на нефтяные пласты. М:. Недра, 1975. 180 с.

71. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов Д0 и Д1 Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки // Нефтепромысловое дело. 2003. - № 12. - С.9-14.

72. Тазиев М.З., Федотов Г.А., Авраменко A.IL, Хисамутдинов Н.И., Мукминов Ф.Х., Хабибуллин И.Т., Численные расчеты по оценке потерь нефти в пласте при закачке холодной воды // Нефтепромысловое дело. 2000. - №11.— С 27-29.

73. Тазиев М.З., Федотов Г.А., Авраменко А.Н., Хисамутдинов H.H., Мукминов Ф.Х., Хабибуллин И.Т., Аналитические расчеты по оценке потерь нефти в пласте при закачке холодной воды // Нефтепромысловое дело. 2000. - № 11. - С 52-55.

74. Титов А.П. Повышение нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов в условиях неизотермической фильтрации. Дисс.на соиск. учен, степени канд. техн. наук. — Уфа, 2008, 172 с.

75. Титов А.П. Состояние разработки пластов ABi и АВ2-3 Самотлорского месторождения и стратегия их доразработки // Нефтепромысловое дело 2007. - №10. -С.15-17.

76. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения. ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр», компания «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед». — Тюмень-Москва, 2005.

77. Файзуллин И.Н, Яковлев С.А., Владимиров В.Т., Владимиров И.В., Каюмов М.ТТТ. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на залежи горизонта Д. Абдрахмановской площади // Нефтепромысловое дело. — 2002. № 5. — С. 10-17.

78. Хамидуллин Ф.Ф., Амерханов И.И., Шаймарданов P.A. Справочник. Физико-химические свойства и составы пластовых нефтей при дифференциальном разгазировании на месторождениях республики Татарстан.-Казань.МастерЛайн,- 2000.-344 с.

79. Ханин A.A. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа. М.: Недра, 1965.

80. Хисамов P.C., Ибрагимов Н.Г., Салихов М.М., Хисамутдинов А.И., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Исследование изменения температурных полей в зоне активного заводнения по Восточно-Сулеевской площади // Нефтепромысловое дело. — 2003. № 12. - С. 68-73.

81. Христофорова H.H., Христофоров A.B., Муслимов Р.Х. Температура и тепловой поток в гранито-гнейсовом слое земной коры (по результатам экспериментальных измерений в скважинах Татарского свода) // Георесурсы № 1(2). — 2000. — С. 17-22.

82. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965.

83. Шашель А.Г., Ковалев B.C., Выжигин Г.Б. и др. Эффективность изотермическогоI

84. J заводнения нефтяных залежей пластовыми и сточными водами на нефтяныхместорождениях Самарской области / Повышение надежности и экологическойIбезопасности в нефтедобывающем производстве. Сб. науч. тр. «Гипровостокнефть». -М.: Недра, 1998.-С. 72-83.

85. Akima H. Scattered-data surface fitting that has the accuracy of a cubic polynomial. TOMS 22,3 (Sep 1996) 362

86. Chappeleur J. E., Volek C.W. The Injection of a Hot Liquid into a Porous Medium. "Soc. Petr. Eng. Jour." 1968, v.9, p. 100-114.