Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов

Чупров, Илья Федорович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов"

На правах рукописи

ЧУПРОВ ИЛЬЯ ФЕДОРОВИЧ

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ АНОМАЛЬНО ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ на соискание ученой степени доктора технических наук

Ухта 2009

! О СЕЧ Я»

003476237

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет (УГТУ)»

Научный консультант - доктор технических наук, профессор Леонид Михайлович Рузин

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Николай Васильевич Долгушин

доктор технических наук, профессор Михаил Константинович РогачБв

доктор технических наук Александр Михайлович Кузнецов

Ведущая организация : РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится 1 октября 2009 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д. 212.291.01 в Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13, УГТУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета по адресу : 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

Автореферат разослан 25 августа 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н., профессор

|1Кг Н.М. Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Запасы высоковязких нефтей и битумов в мире составляют по разным оценкам 790-900 млрд т и почти в два раза превышают запасы лёгких нефтей. В Российской Федерации такие запасы оцениваются от 10 до 35 млрд т. На территории Тимано-Печорской нефтегазовой провинции доля высоковязких нефтей составляет около 17% и по мере выработки запасов лёгких нефтей продолжает расти. Однако в промышленной разработке находятся лишь два крупных месторождения аномально вязкой нефти - Ярегское и пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения (Республика Коми) с суммарными геологическими запасами 870 млн т.

В процессе разработки этих месторождений накоплен большой опыт освоения новых технологических и технических средств в различных геолого-промысловых условиях. В то же время следует констатировать, что потенциал высоковязких нефтей используется недостаточно - темп отбора на двух упомянутых месторождениях составляет всего 0,5% от начальных извлекаемых запасов. Одна из причин такого положения - недостаток эффективных научно-обоснованных технологий, обеспечивающих необходимый уровень рентабельности при высокой степени использования запасов.

Поэтому вопрос создания новых технологий даже для этих двух месторождений, на которых уже более 35 лет осваиваются современные методы добычи высоковязкой нефти, остаётся актуальным.

Общепризнано, что термические методы добычи нефти в настоящее время являются базовой технологией разработки высоковязких нефтей и битумов. В то же время следует отметить сложность и многообразие процессов, протекающих в пластовой системе при искусственном воздействии на неё теплом. При этом в широких пределах изменяются не только реологические свойства нефтей, но и активизируются практически все известные режимы нефтеизвле-чения, влияющие на нефтеотдачу пласта.

Среди известных методов воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти, наиболее широко применяются пароцикпические обработки скважин в комбинации с площадной закачкой пара. Применение освоенных технологий в условиях сложнопостроенных коллекторов, в которых наряду с низкопроницаемой пористой матрицей, содержащей основные запасы нефти, присутствуют зоны аномально высокой проницаемости, недостаточно эффективно. В этих условиях не всегда удается управлять процессом теплового воздействия и использовать его для достаточно эффективного извлечения нефти. Решение проблемы значительно усложняется при разработке залежей аномально вязких нефтей (вязкостью сотни, тысячи цПа-с) и битумов. Поэтому создание теоретических и технологических основ теплового воздействия разработки подобных залежей относится к числу актуальных проблем, имеющих важное народнохозяйственное значение.

Проблемы, связанные с технологией термообработки пластов, снижением паронефтяного отношения и увеличения нефтеотдачи, актуальны как для месторождений, разрабатываемых в настоящее время, так и в будущем.

Основная идея, которой посвящена работа, формулируется в виде следующих положений:

1. Аналитические исследования процесса прогрева пластов, насыщенных аномально вязкой нефтью с использованием естественных или искусственных каналов высокой проницаемости.

2. Исследования закономерностей и оценка тепловой эффективности процесса прогрева пластов при различных вариантах прогрева.

3. Установление оптимальных режимов осуществления исследуемых процессов путем численных экспериментов.

4. Оценка нефтеотдачи изучаемых залежей при различных вариантах его прогрева.

5. Разработка технологических решений, направленных на повышение эффективности разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов.

Основные идеи работы и актуальность изучаемых проблем позволяют определить следующие задачи исследования.

1. Системный анализ теоретических работ по тепловому воздействию на нефтяные пласты.

2. Математическое моделирование температурного поля и тепловой эффективности процесса при термовоздействии на залежи нефти аномально высокой вязкости или битумов.

3. Исследование динамики прогрева пластов через высокопроницаемые зоны, трещины, стволы скважин.

4. Разработка технологических основ теплового воздействия в различных геолого-промысловых условиях.

5. Разработка методики для оценки нефтеотдачи трещиновато-пористых пластов.

6. Исследование нефтеотдачи однородных и трещиноватых пластов залежей нефти аномально высокой вязкости и битумов.

7. Построение статистических моделей по промысловым данным и проверка их на адекватность.

Научная новизна работы

1. На основе теоретических исследований с учетом промысловой практики выявлены особенности технологии прогрева залежей нефти аномально высокой вязкости и битумов на начальной стадии разработки.

2. Созданы математические модели, которые позволяют исследовать температурные режимы пластов и эффективность их прогрева через высокопроницаемые пропластки, трещины и стволы скважин за счёт теплопроводности.

3. Определены оптимальные режимы процессов прогрева пластов, при которых достигается наиболее эффективное использование тепла.

4. Разработана методика оценки нефтеотдачи пластов, дренируемых системой горизонтальных скважин, которая показала хорошую сходимость с фактическими данными разработки Ярегского месторождения термошахтным методом.

5. Обоснованы новые технологические решения, повышающие эффективность теплового воздействия на изучаемых объектах.

6. Построены регрессионные модели с использованием промыслового статистического материала, позволяющие интерпретировать и прогнозировать технологические показатели разработки месторождений аномально вязких нефтей.

Практическая значимость работы

1. На основе проведенных исследований научно обоснованы технологии теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов с различной геолого-промысловой характеристикой.

2. Разработанные математические модели могут быть использованы при проектировании разработки месторождений аномально вязких нефтей и битумов.

3. Созданная компьютерная программа с достаточной для практики точностью позволяет прогнозировать нефтеотдачу пласта при термошахтной разработке нефтяных месторождений.

4. Разработанная «Методика для определения термодинамических показателей разработки залежей нефти аномально высокой вязкости и битумов при прогреве через водоносный горизонт» может быть использована в качестве инженерного регламента при проектировании разработки нефтяных месторождений.

5. Опубликованные учебные пособия и монографии используются в вузе при подготовке специалистов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».

Защищаемые положения

1. Научно обоснованная и подтверждённая практикой технология прогрева пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или битумом на начальном этапе теплового воздействия.

2. Математические модели, описывающие температурные режимы пластов при различных способах теплового воздействия.

3. Технологические основы теплового воздействия в различных геолого-промысловых условиях.

4. Методика прогнозирования нефтеотдачи трещиновато-пористых пластов, дренируемых системой горизонтальных скважин.

Основные результаты доложены и обсуждены на научном семинаре кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» МИНХ и ГП им. И.М. Губкина (ноябрь 1980), на республиканском семинаре «Современные методы разведки и разработки месторождений полезных ископаемых в условиях крайнего севера» (Сыктывкар, 1989), на всероссийском семинаре «Теория функций» (Сыктывкар, 1993), на всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» (Ухта, 2003), на научно-технических конференциях Ухтинского государственного технического университета (Ухта, 2000, 2001, 2002, 2003, 2006, 2007), на региональном семинаре «Состояние и перспективы разработки высоковязких нефтей и битумов» (Ухта, 2007), на региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (Ухта, 2008), на заседании кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2009).

Публикации. Основные результаты диссертации отражены в 30 опубликованных работах, в том числе в 2 монографиях и 2 учебных пособиях. 8 работ помещены в изданиях, предусмотренных ВАК РФ для опубликования основных результатов докторских диссертаций. Наиболее значимые из опубликованных работ приведены в автореферате.

Структура и объём работ. Диссертация состоит из введения, 9 глав, заключения; содержит 273 страницы текста, в том числе: 32 таблицы, 75 рисунков. Список литературы включает 155 наименований.

Благодарности. Автор благодарен коллективам кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых месторождений и подземной гидравлики» и

«Высшей математики» Ухтинского государственного технического университета и их руководителям профессору А. А. Мордвинову и доценту И.И. Волковой за всестороннюю поддержку в работе. Автор особо признателен научному консультанту д.т.н., профессору Л.М. Рузину за привлечение внимания к проблеме, стимулирующие дискуссии и ценные рекомендации, а также д.т.н., профессору Н.Д. Цхадая и д.т.н. профессору И.Н. Андронову за постоянную поддержку и содействие.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность проблемы вовлечения в более активную разработку огромных запасов аномально вязких нефтей и природных битумов, сформулирована цель диссертационной работы, определены основные задачи исследований, показана научная новизна и практическая значимость полученных результатов, изложены основные защищаемые положения.

В первом разделе обобщен и проанализирован отечественный и зарубежный опыт разработки высоковязких нефтей (ВВН) и битумов.

Анализ опыта разработки месторождений ВВН и битумов в разных странах мира показал, что при применении традиционных для маловязких нефтей (до 30 цПа-с) технологий разработки (на естественном режиме или с заводнением) не превышает 10-15%. Наиболее промышленно освоенным методом интенсификации добычи и улучшения использования запасов ВВН и битумов является термическое воздействие на пласт. В настоящее время в разных странах мира на 60 месторождениях ВВН и битумов закачивается около 200 млн т пара в год, за счет чего добывается около 70 млн т нефти. Применение термических методов позволяет кратно увеличить конечную нефтеотдачу пласта по сравнению с традиционными методами. Однако применение термических технологий, в частности, наиболее распространенной - площадной закачки пара в системе вертикальных скважин, особенно при очень высокой вязкости нефти, характеризуется большими энергетическими затратами.

По добыче ВВН и битумов и количеству действующих проектов первое место принадлежит США. В 2004 г. здесь за счет внедрения методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, химических, газовых, микробиологических) дополнительно добыто 33,2 млн т нефти. Из них больше половины (17,3 млн т) добыто с помощью тепловых методов. Если первоначально термические методы применялись только в однородных пластах большой толщины с высокой нефтенасыщенностью и расположенных на малых глубинах, то промышленное внедрение технологических и технических усовершенствований позволило существенно расширить область применения и ввести в разработку глубоко залегающие тонкие пласты со сложным геологическим строением, а также вернуться на ранее заброшенные высокообводненные участки с не полностью выработанными запасами.

Канада является ведущей нефтедобывающей страной мира по масштабам добычи ВВН и битумов термическими методами. Организация трех новых проектов паротеплового воздействия и продолжение применения пара на двенадцати переходящих проектах способствовали увеличению термической добычи ВВН и битумов на 30%. Рост добычи ВВН и битумов в Канаде за последние годы связан, прежде всего, со значительными научно-техническими достижениями в создании новых технологий закачки пара через горизонтальные скважины, способов «холодного» нефтеизвлечения. Это оказалось возможным благодаря крупному инвестированию научно-исследовательских разработок и широкому использованию технологий смежных отраслей ТЭК - горной, химической, машиностроения.

В этом разделе также проведен краткий анализ добычи ВВН и битумов в Венесуэле, Индонезии, Китае.

В настоящее время в РФ разрабатываются несколько месторождений ВВН. В Удмуртии разрабатывается Гремихинское месторождение, расположенное на глубине 1000 м. Вязкость нефти до 180 цПа-с. Наибольшую эффективность здесь показала технология импульсно-дозированного воздействия на пласт. Промышленное применение этой технологии позволило дополнительно добыть 1,8 млн т нефти, ожидаемая нефтеотдача около 39%.

Наибольший опыт применения паротепловых технологий добычи ВВН накоплен при разработке пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегского месторождения в Республике Коми.

Самая крупная по величине геологических запасов нефти (650 млн т) в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения расположена на глубине 1100-1500 м и содержит нефть аномально высокой вязкости (710 цПа-с в среднем). Лабораторные исследования механизма нефтеотдачи, подтвержденные анализом промысловых данных, показали, что при начальной температуре (23°С) пласта в процесс нефтеизвле-чения могут быть вовлечены только запасы нефти, сосредоточенные в трещинах, кавернах, карстовых полостях. Для повышения конечной нефтеотдачи разработка залежи осуществляется с применением двух технологий:

- площадная закачка пара на участке ПТВ-3;

- пароциклические обработки скважин.

Площадная закачка пара ведется на залежи с 1992 г. на участке ПТВ-3 с балансовыми запасами нефти 48,1 млн т. Здесь пробурено 193 скважины, в том числе 40 нагнетательных. Всего на этом участке закачано 16 млн т пара. Накопленная добыча нефти составила 9,4 млн т, в том числе за период паротеплового воздействия - 6,1 млн т. Нефтеотдача за этот период возросла с 6,1 до 19,5% при паронефтяном отношении 6,8 т/т.

Большой опыт применения термошахтного способа разработки залежи нефти аномально высокой вязкости (до 16000 цПа-с) накоплен на Ярегском месторождении, где действуют три нефтяные шахты. Уникальная термошахтная технология, при которой для закачки пара и отбора нефти применяется плотная сетка вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин длиной до 300 м, пробуренных из подземных горных выработок, применяется уже почти 40 лет.

через пологовосходящие скважины, пробуренные через 20-30 м из буровых галерей, расположенных в нижней части пласта. При двухгоризонтной системе отработано и находятся в разработке свыше 500 га площадей, где текущая нефтеотдача около 40%, при паронефтяном отношении 2,69 т/т.

По всем системам термошахтных технологий (одногоризонтной. двухгоризонтной, двухярусной с оконтуривающей нагнетательной галереей, панельной) с начала термошахтной разработки было введено в разработку более 700 га площадей с начальными геологическими запасами свыше 40 млн т. На полностью отработанных площадях нефтеотдача составила 51%. На отдельных участках нефтеотдача пласта превысила 60%.

Обоснован вывод, что в XXI веке основными источниками углеводородного сырья станут месторождения с трудно извлекаемыми запасами, к которым относятся и месторождения ВВН и битумов. Распространение термошахтного метода на неглубоко залегающие месторождения позволит значительно увеличить ресурсную базу как у нас в стране, так и за рубежом.

Во втором разделе проводится системный анализ теоретических исследований по тепловому воздействию на нефтяные пласты при закачке горячей жидкости или пара. Здесь также приведены исследования соискателя по динамике температуры нефтяного пласта и тепловой эффективности при закачке горячей жидкости.

Анализ работ по определению динамики поля температуры пласта при закачке горячей жидкости показал, что все авторы рассматривали частные случаи нахождения температурного поля при вполне определённом режиме закачки. Рассмотрены фактически все возможные комбинации относительно учета теплопроводности и конвекции в пласте и в окружающих породах в горизонтальном и вертикальном направлениях. Сопоставление различных вариантов решений, предложенных схем и экспериментальные данные Г.Е. Малофеева позволили H.A. Авдонину сделать вывод, что среди всех расчетных формул, доступных для практического использования, наилучшие результаты дают решения, полученные по «неполной схеме сосредоточенной емкости» и по схеме X. Ловерье.

Автором настоящей работы получены решения уравнения теплоперено-са в однородной пористой среде при закачке горячей жидкости. Для упрощения постановки и решения задачи используется переменный во времени коэффициент теплообмена, учитывающий потери тепла в окружающие породы. Задача определения поля пластовой температуры сводится к решению уравнения

при условиях и,(0,т) = 1; и1(°°,х) = 0; И](г,0) = 0,

где щ - безразмерная температура, Р(т) - безразмерный коэффициент теплообмена, V - безразмерный конвективный параметр, X - критерий Фурье, г -безразмерная координата.

Методом интегрального преобразования Вебера получено решение поставленной задачи при произвольных V и ^(т). В качестве частных случаев приводятся решения при различных аналитических выражениях коэффициента теплообмена. При V =0, 7г(т) = 0 решение совпадает с известным решением

Г. Карслоу, описывающим температурное поле массива пород, сформировавшееся под влиянием постоянной возмущающей температуры.

Путем введения понятия подвижного радиуса теплового влияния, как расстояния от оси нагнетательной скважины до ближайшей точки пласта, где температура равна начальной пластовой, аппроксимации поля температуры в виде параболы п-й степени, и при условии сохранения теплового баланса процесса в интегральной форме, найдено приближенное решение уравнения (1). Поле температуры при п = 2 и = 2Ь/^/т определяется из выражения

Э г2 г дг к ' 1 Эх

(1)

(2)

Здесь и далее величины с индексом «1» относятся к пласту, с индексом «2» - к окружающим породам.

Сравнительные расчеты по (2), схемам X. Ловерье и Н.А. Авдонина с привлечением опытных данных Г.Е. Малофеева показали, что полученная соискателем расчетная формула обладает удовлетворительной для практики точностью.

Для оценки вклада конвективной и теплопроводной составляющих в формирование температурного поля пласта получено приближенное решение уравнения (1) без слагаемых, описывающих кондуктивный перенос тепла. В этом случае формула для определения температурного поля имеет вид

Сравнительный анализ (2), (3) показывает, что при закачке теплоносителя в однородную среду основную роль в формировании температурного поля играет конвективный теплоперенос.

Для оценки эффективности процесса термовоздействия получена формула для определения коэффициента полезного использования тепла

Таким образом, приведённые исследования показали, что при закачке теплоносителя в относительно однородный пласт, основной вклад в формирование температурного поля вносит конвективный теплоперенос. При численных расчётах по определению температурного поля и теплоиспользования полученные формулы дают результаты, близкие к схеме X. Ловерье. При этом для практического использования они очень просты, т.к. выражаются через элементарные функции.

г'

(3)

(4)

Температурные поля нефтяных пластов при нагнетании водяного пара, из-за большой сложности математического описания процесса, исследованы в

значительно меньшей степени, чем при нагнетании горячей воды. При закачке пара в пласт появляется подвижная граница, называемая фронтом конденсации, разделяющая зоны пара и горячего конденсата. Закон движения этой границы не известен и подлежит определению так же, как и пластовая температура. Известные решения можно разделить на две группы. К первой группе относятся работы при пароциклической обработке скважин. При этом пласт можно считать теплоизолированным. Ко второй группе относятся работы при площадной закачке теплоносителя. При постановке этих задач необходимо учитывать потери тепла в окружающие пласт породы. Приведены расчетные формулы Б. Уилмана, И. Маркса и Н. Лангенхейма, позволяющие определять положение фронта зоны пара и прогретую площадь пласта. А.Б. Золотухин и Г.Е. Малофеев получили приближенное решение задачи с четким определением зоны пара и горячего конденсата, а также простую зависимость для определения температуры в зоне горячего конденсата.

Исследователями процессов термовоздействия на неоднородные коллекторы рассматриваются слоисто-неоднородные и трещиноватые пласты. Все авторы отмечают, что процесс прогрева таких пластов имеет принципиальные особенности по сравнению с однородными. В неоднородных пластах теплоноситель распространяется в первую очередь по высокопроницаемым пропласт-кам и трещинам. Малопроницаемые пропластки и блоки прогреваются за счет теплопроводности. Имеющиеся работы по исследованию тепловых процессов в неоднородных коллекторах носят, в основном, качественный характер. Целенаправленные исследования, связанные с прогревом пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или битумом не проводились.

Проведенный анализ позволил наметить направления дальнейших исследований процессов теплового воздействия на пласты нефти аномально высокой вязкости и природные битумы.

Отмечен большой вклад в развитие теории и практики применения термических методов отечественных и зарубежных учёных: Авдонина H.A., Анто-ниадиД.Г., Байбакова Н.К, Боксермана A.A., ВахнинаГ.И., Гарушева P.A.,

ЖелтоваЮ.П., Гурова Е.И., Жданова С.А., Золотухина А.Б., Ибатуллина P.P., Коноплева Ю.П., Коробкова Е.И., Кудинова В.И., Лысенко В.Д., Максутова P.A., Малофеева Г.Е., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Раковского НЛ., Рубинштейна Л.И., Рузина Л.М., Пудовкина М.А., Оганова К.А., Симкина Э.М., Стрижова И.Н., Табакова В.П., Тюнькина Б.А., ЧарногоИ.А., Чекалюка Э.Б., Шейнмана А.Б., ЯловаЮ.Н., Батлера, Бурже, Ловерье, Лангерхейма, Маркса, Фарук-Али и других.

В третьем разделе проводятся исследования технологии прогрева пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или битумом.

Известно, что основным способом передачи тепла при термовоздействии в относительно однородных коллекторах является конвекция.

Принципиальной особенностью залежей аномально вязких нефтей и битумов, которая создает основные проблемы и предопределяет выбор эффективного варианта разработки, является чрезвычайно высокое фильтрационное сопротивление пористой части пласта. Такой пласт, насыщенный малоподвижной нефтью, не позволяет реализовать традиционный и наиболее эффективный процесс гидродинамического вытеснения нефти при реально допустимых давлениях нагнетания. Лабораторные исследования и промысловый опыт показали, что создание фильтрационного потока при реально допустимых градиентах давления в пласте даже высокой проницаемости, но содержащей нефть аномально высокой вязкости (сотни, тем более тысячи цПа-с), возможно только после предварительного прогрева пласта и снижения вязкости до определенного уровня.

Расчеты показывают, что приёмистость нагнетательной скважины при аномальной вязкости нефти практически равна нулю. Например, при Ц. = 15000цПа-с, АР = бМПа, к = (ОД-З)мкм2 приёмистость на один метр толщины пласта составляет 0,02-0,2 м3/сут-м. Для того, чтобы приёмистость составила хотя бы 1-2,5 м3/сут-м, градиент давления должен бьггь 75-500 МПа, что многократно превышает реальные возможности.

В условиях высоких фильтрационных сопротивлений пористой части пласта в начальной стадии теплового воздействия фильтрация закачиваемого

теплоносителя может происходить только по высокопроницаемым зонам. Этими зонами могут быть естественные или искусственные трещины, высокопроницаемые пропластки в пределах залежи или подстилающий водоносный пропласток, стволы вертикальных или горизонтальных скважин. При этом передача тепла в высокопроницаемых зонах осуществляется в основном за счет конвекции, в то время как основная часть пласта прогревается за счет теплопроводности. Чем больше соотношение объёмов низкопроницаемых и высокопроницаемых коллекторов в залежи, тем большую роль играет теплопроводный прогрев пласта, скорость которого намного меньше, чем скорость переноса тепла за счет конвекции.

Таким образом, для эффективного теплового воздействия на рассматриваемые залежи обязательным является наличие в разрезе залежи высокопроницаемых каналов (трещин, кавернозных зон, пропластков), проницаемость которых позволяет осуществлять в них закачку теплоносителя достаточно высокими темпами. Если же такие естественные каналы отсутствуют, то их приходится создавать искусственно или же в качестве таковых использовать стволы скважин путем организации в них циркуляции теплоносителя. Таким способом, например, осуществляется предварительный прогрев пласта на некоторых объектах при разработке битумов в провинции Атабаска (Канада). Эти же идеи реализуются в технологии парогравитационного метода дренирования пласта.

Анализ процесса прогрева пласта Ярегского месторождения термошахтным способом показал, что решающую роль в прогреве и нефтеотдаче пласта играют трещины.

При дренировании пласта плотный сеткой горизонтальных скважин, расположенных через 20-30 м, закачиваемый пар распространяется преимущественно по системе трещин и основным механизмом прогрева пористой части пласта является теплопроводность.

В этом случае, при поддержании в трещинах постоянной температуры, скорость прогрева определяется только продолжительностью закачки теплоно-

сителя и теплофизическими параметрами пласта и не зависит от темпов ввода тепла в пласт. Известно, что количество тепла, передаваемого в единицу времени за счет теплопроводности прямо пропорционально разности температур между поверхностью нагрева и нагреваемой средой. Поскольку разность температур по мере прогрева уменьшается, то расход вводимого тепла, в целях повышения тепловой эффективности, должен снижаться во времени. Превышение темпа ввода тепла в пласт приводит к увеличению потерь тепла за пределы разрабатываемого участка и с добываемой жидкостью.

По мере повышения температуры пласта и снижения вязкости нефти фильтрационные сопротивления пористых блоков снижаются и создаются условия для гидродинамического вытеснения нефти при реально допустимых давлениях нагнетания.

Опыт применения теплового воздействия на пласт Лыаёльской площади Ярегского месторождения с поверхности показал, что одной из наиболее сложных проблем является освоение скважин под закачку пара и обеспечение приемлемых темпов закачки. Это связано с тем, что вероятность вскрытия вертикальными скважинами тектонических нарушений, расположенных под углом 60-80°, мала, а фильтрационное сопротивление пористой части пласта из-за высокой вязкости нефти очень велико.

При увеличении давления нагнетания пара до 3 МПа приемистость нагнетательных скважин увеличивалась до 30 т/сут., однако, как выяснилось, за счет поступления пара в водоносный горизонт. Характер распространения тепловых полей по разрезу пласта показал, что за счет использования водоносного про-пластка для предварительного теплопроводного прогрева продуктивного горизонта удалось добиться высокого охвата разрабатываемого объекта процессом теплового воздействия по площади и по разрезу. В результате на площади 6 га была достигнута нефтеотдача 35% при паронефтяном отношении 6,8 т/т.

Многие месторождения нефти аномально высокой вязкости и битумов являются водоплавающими. Поэтому одним из вариантов теплового воздействия на пласт может быть использование водоносного горизонта для предвари-

тельного прогрева продуктивной части пласта за счет теплопроводности. После снижения вязкости нефти и фильтрационного сопротивления до определенного уровня можно осуществлять переход к традиционному гидродинамическому вытеснению нефти из пласта.

Четвёртый раздел посвящен моделированию процесса прогрева пласта, насыщенного нефтью аномально высокой вязкости или битумом, через трещины.

Исследования показали, что при теплопроводном прогреве пласта через одиночную трещину за реальные сроки можно прогреть незначительные объёмы пласта. За 3 года изотерма 70°С продвигается всего на 4 м от трещины при температуре в трещине 100°С и до 6 м при 150°С.

Рассмотрим прогрев пласта через систему параллельных трещин, что характерно, например, для Ярегского пласта, который разбит тектоническими нарушениями, среднее расстояние между которыми составляет 20-25 м (рис. 1).

^ у у у д.д

■г*?5

1.Г ' " '' '"':.!'л: I."? " " "

'■■ т 1 л1

2Ь

Рисунок 1 - Схема прогрева пласта через систему параллельных трещин

Расстояния между трещинами 2Ь, толщина пласта Л , начальная температура пласта 7о. В трещинах поддерживается температура Тп > Тц. Через кровлю и подошву пласта происходит теплообмен с окружающими породами. Как показано в разделе 3, до достижения определенного уровня фильтрацион-

ного сопротивления, пласт прогревается с помощью теплопроводной составляющей. Если расположить начало координат по средине между трещинами, то уравнение и краевые условия, описывающие температурное поле блока, запишутся в виде

Э/ дх2 ср/г 1 У ; о;

при краевых условиях

(г>0 ;-Ь<х<Ь)

Т(х,0) = Т0; = Т(±Ь,()=ТП.

Решение задачи (5) при условиях (б) имеет вид

(5)

(6)

8 =

, _ 741 „

( г^ ¿Л ^ '

тп-т0

хсоз,л.|хехр

( Г

/•о

(7)

п. ай „ а-? „ . /- л

где ш = —---критерии Био; го=—$--критерии Фурье; Ця =[2п — !}•—;

А- Ь/ 2

к - отношение прогреваемой площади к периметру.

Обобщенной характеристикой динамики прогрева через параллельные трещины будет средняя (среднеинтегральная) температура, как функция времени. Используя (7), находим

-1НГ

2 . (Ь

К+Щ-Л

ь-у/т V А

2 втц^ехр

■Ро

Результаты расчетов по формуле (8), выполненные для условий Ярегско-го месторождения, приведены на рис. 2. На этом рисунке показана динамика средней температуры пласта при различных расстояниях между трещинами и температуре в трещине 100°С и 150°С. Через 3 года после начала прогрева температура блока стабилизируется на уровне 56-73°С в зависимости от расстояния меяаду трещинами при Тп = 100°С.

О 0,5 123456789 Продолжительность прогрева, годы

Рисунок 2 - Динамика средней температуры пласта при различных расстояниях между трещинами: 1 - 20 м, 2 - 25 м, 3 - 30 м (Т„=100°С); 4 - 25 м (ТП=150°С)

Сравнение фактической и теоретической скоростей прогрева показывает, что фактическая скорость прогрева пласта существенно ниже теоретической. Это, в основном, обусловлено тем, что при применяемых на месторождении технологиях основная часть пара закачивается в вертикальные и крутонаклонные скважины, что приводит к неполному охвату вертикальных трещин нагнетательными скважинами. При закачке пара через горизонтальные скважины был бы обеспечен практически полный охват трещин и фактический темп прогрева был бы близок к теоретическому.

Проведены исследования коэффициента теплоиспользования при рассматриваемом варианте прогрева пласта. Показано, что он равен отношению средней безразмерной температуры при условии теплообмена пласта с окружающими породами к средней безразмерной температуре теплоизолированного пласта. Динамика коэффициента теплоиспользования показана на рис. 3.

Продолжительность прогрева, годы

Рисунок 3 - Коэффициент теплоиспользования при прогреве пласта через систему трещин: 1 - 20 м; 2 - 25 м; 3 - 30 м.

Результаты выполненных исследований свидетельствуют о высокой эффективности прогрева пласта при фильтрации пара только по системе параллельных трещин. В то же время исследования показывают, что на поздней стадии теплового воздействия интенсивная закачка пара мало эффективна, так как не приводит к существенному росту температуры пласта. Отсюда следует, что на поздней стадии теплового воздействия в целях повышения тепловой эффективности необходимо не только снижать темп закачки пара, но и переходить на вытеснение нефти попутной водой из прогретого пласта.

На основании выполненных исследований могут быть сделаны следующие технологические выводы:

1. Прогрев трещиноватых пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или битумом, может быть эффективно осуществлен при фильтрации теплоносителя только по трещинам. С увеличением расстояния между трещинами более 20-25 м, необходимо соответственно увеличивать температуру закачиваемого теплоносителя.

2. Для достижения максимального охвата трещин теплоносителем нагнетательные скважины должны располагаться вкрест простирания основной системы трещин.

3. Для повышения тепловой эффективности процесса необходимо снижать темп закачки пара по мере прогрева пласта.

4. Для создания условий, стимулирующих поступление нефти из пористых блоков в трещины, необходимо после прогрева пласта до температуры 50-60°С переходить на циклический режим закачки пара.

5. В поздней стадии прогрева, после повышения температуры до 70-80°С, необходимо переходить на вытеснение нефти попутно добываемой водой.

В пятом разделе рассматривается вариант прогрева пласта от кровли к подошве. Благодаря гравитационному разделению паровой и жидкой фаз, пар имеет тенденцию к преимущественному распределению по верхней части пласта.

При прогреве пласта от кровли к подошве распределение температуры по разрезу залежи описывается уравнением

—=а—>0, 0<г<°°) Э* Эг

(9)

э т

при условиях Г(г,0) = Г0,Г(0,?) = Г/7, —

= 0.

Решение этой задачи

Т -Т 1п 1о

/ \ г

(Ю)

Средняя температура по разрезу определяется из выражения

ЧМ^УАжНЩ-Щ""

На рис. 4 показано расчетное распределение температуры по разрезу при тешюфизических параметрах Ярегского месторождения. Для сравнения приводится фактическая термограмма уклонного блока ЮГ-2 через 3 года после начала прогрева.

Температура, °С

Рисунок 4 - Распределение температуры по толщине пласта при температуре в кровле 100°С: 1 - через 1 год; 2 - через 3 года; 3 - через 5 лет; 4 - фактическая температура блока ЮГ-2 НШ-1

Из приведенных на рис. 4 графиков видно, что при толщине пласта 20 м тепловой фронт за один год достигает середины пласта и только через два года доходит до подошвы. Фактическая температура блока ЮГ-2 и теоретическая по (10) через 3 года практически совпадают.

Недостатком рассматриваемого способа прогрева является неравномерное распределение температуры по разрезу и очень низкий охват прогревом нижней части пласта (до 70°С через 5 лет прогревается только верхняя полови-

на разреза). Это приводит к тому, что при практически полной выработке верхней части пласта, нижняя часть находится в начальной стадии прогрева. В результате увеличивается срок разработки и снижается нефтеотдача пласта.

Проведённые исследования позволяют сделать следующий вывод: для равномерного охвата прогревом всего разреза теплоноситель необходимо закачивать через горизонтальные скважины, расположенные вблизи подошвы пласта.

В шестом разделе рассматривается теплопроводный прогрев пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или битумом, через скважины.

Как отмечалось в разделе 3, при высокой насыщенности пласта нефтью аномально высокой вязкости или битумом, не удается создать гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами, если они не связаны высокопроницаемыми каналами (трещинами или пропластками).

Рассмотрим задачу о прогреве пласта через стволы скважин с помощью теплопроводности. Каждая скважина принимается за линейный источник тепла мощностью Скважины расположены в точках с координатами (х1, у,). Для определения температурного поля следует интегрировать уравнение (д2Т Э2Т) д(г) V я/ , дТ

при начальном условии Т(х,у,0) = То.

Решение (12), полученное методом функции Грина имеет вид

(12)

Г(г,г)=Г0 +

ехр

;=1 о

Г-Х

¿Т,

где г* =(х-х;)2 +(у-у,)2.

(13)

Проведенный анализ показал, что в практических расчётах можно пользоваться более простой зависимостью

т _т я

-Е1

( 2 ^Л Г

4 Ш

(14)

В работе рассмотрены различные комбинации расположения скважин в пласте. На рис. 5 представлена динамика средней температуры квадратного блока стороной 20 м, в вершинах которого расположены нагревательные скважины.

Рисунок 5 - Динамика средней температуры пласта при прогреве от четырёх скважин: 1 - Тп= 100°С; 2 -Тп= 150°С

ИЗ графиков следует, что наибольшая скорость прогрева в течение первого года. До 50-60°С пласт прогревается в течение 5 лет, т.е. за реальный срок.

Рассмотрена динамика прогрева межскважинной зоны при парогравита-ционном методе воздействия на пласт, широко применяемой при разработке залежей битумов (рис. 6). Задача первой стадии разработки - установление гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами. С этой целью необходимо осуществлять предварительный прогрев призабой-ных зон обеих скважин путем циркуляции в них пара. Автором разработана методика расчета необходимого времени теплопроводного прогрева межсква-жинного пространства.

Расчёты показали, что при расстоянии 5 м между нагнетательной и добывающей скважинами средняя температура в межскважинной зоне уже через четыре месяца достигает 60°С при температуре теплоносителя 200°С. При такой температуре пластовая нефть становится достаточно подвижной для гидродинамического вытеснения. При расстоянии 10 м между скважинами, такая температура достигается через 8-9 месяцев.

Одним из основных факторов, определяющих выбор расстояния между скважинами при парогравитационной технологии является зависимость динамической вязкости нефти или битума от температуры для конкретного месторождения.

Полученные результаты исследования позволяют сделать следующие выводы:

• от одиночного источника с температурой 150°С можно прогреть пласт в радиусе 4-6 м до 30-40°С за 4-5 лет;

• при прогреве пласта системой тепловых источников, расстояние между которыми 20-25 м средняя температура 50-60РС достигается в течение 5-6 лет. При расстояниях между скважинами более 25-30 м продолжительность прогрева резко возрастает.

Седьмой раздел посвящен моделированию процесса и технологическим принципам теплового воздействия на пласты высоковязкой нефти или битумов посредством прогрева через подстилающий водоносный горизонт или высокопроницаемые пропластки в пределах залежи.

Моделирование процесса прогрева пласта при закачке теплоносителя в подстилающий водоносный пропласток проведено на основе схемы Ловерье-Малофеева (рис. 7). При этом продуктивный пласт прогревается путем теплопроводности, а водоносный пропласток с помощью конвекции.

г , I к ' -и

■> | 1 " * * * ( * * * ' | «1 » " ■ . . • •• .-.с "; • - .'• . V ' '*,'•.'■',* • • ♦VI -Г. - ■.■•л.'.: • ■ • • К V-•'• V • •

2 Я

Рисунок 7 - Схема прогрева продуктивного пласта через водоносный горизонт

Расчётные формулы при принятой схеме прогрева имеют вид: 1) для водоносного пропластка

Г \

•а(тЧ);

т -Т Т- Гл

'ж

2) для продуктивного пласта

Т -Т

тж-т0

с( х-Ь)

4А-Г 2-г сп , е. [О при т-§<0,

где т =-=-; а = —; а(1-и = -{

сп-к2 к с2 у ' [1 при >0.

(15)

При закачке горячей жидкости

5 =

4кХг2

При закачке пара

4к-Х-АТп-г2

К-Яп{с'ц-АТп+хп-сгУ

где - массовый расход нагнетаемого пара, хп — степень сухости пара, сп — теплоёмкость пара при заданном давлении, сг - скрытая теплота парообразования, АТП=ТП-Т0.

Средняя безразмерная температура продуктивного пласта выразится формулой

в(§,х)=| / еф " 1

% + 1 К

1"'

' 2к + Н.-$

ъ-к

дг =

■4%-к

Г г ехр

2Л

ет/с

(17)

-ехр

4йв2а(х-^)

Исследования температуры продуктивного пласта при закачке горячей жидкости показали, что пласт существенно прогревается только в радиусе 20-30 м от нагнетательной скважины. Средняя температура в зоне прогрева такая, что вязкость пластовой нефти ещё не позволяет перейти к площадному вытеснению нефти. При этом коэффициент теплоиспользования не превышает 0,4. Отсюда следует, что горячая вода является малоэффективным агентом для прогрева пласта через водоносный горизонт.

Исследования показали, что более эффективным рабочим агентом при прогреве пласта через водоносный горизонт является насыщенный водяной пар. Пар, занимающий объём в несколько раз больший чем вода, будет прогревать значительно большую площадь пласта на линии ВНК. Кроме того, пар распространяется не по всей толщине водоносного пропластка, а за счет гравитации преимущественно концентрируется в верхней части водоносного пропластка, частично проникая в пласт. Главное преимущество пара по сравнению с горячей жидкостью - высокая энтальпия за счет скрытой теплоты парообразования.

Проведены исследования зависимости средней температуры нефтяного пласта от его толщины, толщины водоносного пропластка и от темпа закачки пара. Исследования показали, что нефтяной пласт толщиной Юм при толщине водоносного пропластка 4 м за 1,5-2 года в радиусе 50 м прогревается до температуры, при которой фильтрационное сопротивление снижается настолько, что становится возможным гидродинамическое вытеснение нефти из пласта путем непосредственной закачки в него пара. Для пласта толщиной 15 м это время составляет около 3 лет.

Толщина водоносного пропластка в радиусе до 30 м незначительно влияет на среднюю температуру пласта (рис. 8). Водоносный пропласток толщиной более 8 м на расстоянии 60-70 м от нагнетательной скважины фактически полностью поглощает энергию теплоносителя. Отсюда следует, что плотность сетки скважин следует связывать с толщиной водоносного пропластка.

Темп закачки пара в радиусе до 20 м практически не влияет на среднюю температуру пласта (рис. 9). При расстоянии более 50 м от нагнетательной скважины температура пласта увеличивается почти пропорционально темпу закачки. Отсюда следует, что темпы закачки тоже следует связывать с плотностью сетки скважины.

Рисунок 8 - Средняя температура пласта в зависимости от толщины водоносного пропластка при й„ = 10 м, 50 т/сут через 2 года после начала закачки: 1 - А, = 2 м; 2 - кв = 4 м; 3 - \ = 8 м; 4 - \ = 10 м

Радиус прогрева, м

Рисунок 9 - Средняя температура пласта в зависимости от темпа закачки пара при кв= 4 Ш=\ год: 1 -qп = 50 т/сут; 2-дп- 100 т/сут; 3-дп= 150 т/сут

Проведены исследования тепловой эффективности при закачке пара в водоносный горизонт. В этом случае коэффициент теплоиспользования представляет собой отношение количества тепла, переданного в продуктивный пласт, ко всему теплу, закачанному в водоносный пропласток. Формула для определения коэффициента теплоиспользования (КТИ) имеет вид

сп-о„-%-г2-к

Г|= п гп-X

¿4* 2

«-г*-1

2 т^ч)

■<Ь+Г0

-Тп

(18)

С использованием вышеприведенной формулы исследовано влияние толщины водоносного горизонта, толщины продуктивного пласта и темпа закачки пара на величину коэффициента теплоиспользования.

Как и следовало ожидать, толщина водоносного слоя оказывает значительное влияние на тепловую эффективность (рис. 10). Максимальное значение тепловой эффективности Т] = 0,578 при \=2и.

Рисунок 10 - Зависимость КТИ от толщины водоносного пропластка при Л„ = 10 м, да - 50 т/сут., г = 50 м: 1 - Ав = 2м;2- Л„ = 4м;3- Ав = 8м

С увеличением толщины пласта коэффициент теплоиспользования увеличивается. Для пласта толщиной h- 5 м максимальная тепловая эффективность достигается 0,397 при t = 250 сут. (рис. 11). Это объясняется тем, что при малых hH прогреваются и породы, находящиеся выше пласта.

Рисунок 11 -Зависимость КТИ от толщины продуктивного пласта: 1 - Лн = 5 м; 2 - Ни - 10 м; 3 - \ = 15 м или Н„ = 20 м

Коэффициент теплоиспользования во всех случаях имеет максимум, т.е. существует оптимальное время прогрева пласта, при котором достигается максимальная тепловая эффективность.

Цель закачки теплоносителя в водоносный пропласток - снижение фильтрационного сопротивления продуктивного горизонта до уровня, обеспечивающего необходимые темпы закачки теплоносителя непосредственно в нефтяной пласт. Поэтому прогрев через водоносный пропласток следует рассматривать как необходимую подготовительную технологическую операцию, предшествующему активному гидродинамическому вытеснению нефти из пласта.

Для определения момента перехода к вытеснению нефти исследуется динамика фильтрационного сопротивления нефтяного пласта по мере его прогрева.

Динамику снижения фильтрационного сопротивления можно определить как отношение начальной приемистости пласта к текущей. Для осе-симметричного случая и при ступенчатом изменении вязкости нефти в каждом интервале Л, -н

= ~-д-5-. 09)

[1„ 1п— го

Для нефти Ярегского месторождения зависимость вязкости от температуры в интервале 10°-150°С хорошо аппроксимируется зависимостью

ц(Г) = ехр(0,000411 Г2-0,108-7+10,167). (20)

Определяя среднюю температуру пласта по (17) в размерном виде, вязкость нефти по (20), получена зависимость для динамики фильтрационного сопротивления

^ехр^ДЫО-4 •7}2-1,08-10~1 +10,167)-1п

Я,

, к

На рис. 12 показана динамика фильтрационного сопротивления при теп-лофизических параметрах Ярегского пласта толщиной 10 м. Расчёты выполнены с помощью программы МаШсас!13.

Можно выделить три этапа снижения фильтрационного сопротивления: 1) период резкого снижения до 270 суток прогрева; 2) период умеренного снижения от 270 до 365 суток; 3) период фактической стабилизации после 350 суток прогрева. Таким образом, при принятых исходных данных, через 350 суток можно переходить к площадному вытеснению нефти из прогретого пласта. Перед переходом к площадному вытеснению необходимо провести изоляцию водоносного пропластка для предотвращения ухода в него тепла.

Продошигельность закачки пара, сут

Рисунок 12 — Динамика фильтрационного сопротивления пласта в радиусе 50 м, Л, = 8 м: 1 - Т„=150°С; 2 - Т„ = 200°С

В работе рассматриваем циклический режим закачки пара в водоносный горизонт, как способ повышения тепловой эффективности процесса и снижения паронефтяного отношения. При нагнетании теплоносителя в водоносный пропласток через некоторое время, зависящее от темпа закачки теплоносителя, толщины водоносного пропластка и расстояния до добывающих скважин, пар прорывается в эксплуатационные скважины. Дальнейшее нагнетание пара приводит к утечкам тепла за пределы разрабатываемого элемента и неэффективному использованию энергии теплоносителя. Средняя температура продуктивного пласта в некоторый период после прекращения закачки будет меньше температуры водоносного пропластка. Поэтому до момента выравнивания температур пласта и водоносного горизонта пласт будет нагреваться и в период пропитки. Схематически этот процесс показан на рис. 13.

га

а. &

о. 0} с 2 ш I-

1 - температура пласта; 2 - температура водоносного пропластка

Продолжительность пропитки

Рисунок 13 - Динамика температуры пласта и водоносного пропластка после прекращения закачки пара

Так, например, исследованиями установлено, что при А(=4м, дл = 50 т/сут, Л = 50 м паровая зона достигает добывающих скважин через 170 суток. В течение одного месяца пропитки температура продуктивного пласта толщиной 5 м повышается с 46 до 58°С. Продолжительность цикла составляет около 7 месяцев. После второго цикла такой же продолжительности температура пласта достигает 70°С. При такой температуре можно переходить к площадному вытеснению нефти. Нефтяной пласт толщиной 10 м прогревается до температуры 70°С за три полных цикла. Общая продолжительность тепловой обработки более 1,5 лет при таком же темпе закачки теплоносителя и толщине водоносного пропластка, как и для пласта толщиной 5 м.

Для обоснования технологии разработки залежи высоковязкой нефти через водоносный горизонт:

• разработана математическая модель прогрева пласта через водоносный горизонт;

• проведены исследования влияния толщины пласта, водоносного горизонта и темпа закачки пара на среднюю температуру пласта;

• предложена математическая модель для исследования динамики фильтрационного сопротивления пласта, позволяющая определить условия для перехода к площадному вытеснению нефти;

• разработана методика циклической закачки пара, как способ повышения тепловой эффективности и снижения паронефтяного отношения.

Таким образом, в результате теоретических исследований прогрева залежи через подстилающий водоносный горизонт при закачке пара с помощью вертикальных скважин с поверхности, обоснована технология разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водоносным пропластком.

Восьмой раздел посвящен моделированию процесса извлечения нефти аномально высокой вязкости из трещиновато-пористого коллектора, дренируемого системой горизонтальных скважин, при паротепловом воздействии.

Основным направлением разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов является применение различных вариантов теплового воздействия системой горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин. Наибольший опыт разработки залежей горизонтальными скважинами накоплен на Ярегском месторождении. Разработка этого месторождения осложняется аномальной вязкостью нефти, развитой трещиноватостью и низким энергетическим потенциалом (малым содержанием растворенного газа и низким пластовым давлением). Как сказано выше, применяется несколько систем термошахтной разработки. При всех этих модификациях нефть добывается через плотную сетку горизонтальных и пологовосходящих скважин.

Специфической особенностью разработки Ярегского месторождения является одновременный прогрев и отбор нефти на всей разрабатываемой площади. Здесь практически отсутствуют последовательно перемещающиеся гидродинамические и тепловые фронты, как при традиционной технологии разработки с поверхности с использованием редких сеток скважин. Это обусловлено применением очень плотных сеток скважин, вскрывающих многочисленные тектонические нарушения и образующих вместе с ними единую дренажную систему, которая используется и для закачки пара и для отбора нефти.

При указанных выше условиях обоснованным представляется следующий механизм извлечения нефти: на начальной стадии разработки (температура пласта ниже 50°С) основное количество нефти притекает из пористой части пласта в крупные трещины, а затем в добывающие скважины. После повышения температуры пласта до уровня, при котором достигается достаточная подвижность нефти, начинает проявлять себя гравитационный режим нефтеизвлечения. На этом этапе приток будет осуществляться как через трещины, так и непосредственно из пористых блоков в горизонтальные скважины.

Моделирование процесса нефтеотдачи проведено в условиях двухфазной фильтрации. Трещиновато-пористый пласт рассечен системой параллельных вертикальных трещин, которые вскрываются системой горизонтальных добывающих скважин (рис. 14).

Температуру пласта определяем по формуле (8) в размерной форме. Используя идеи последовательной смены стационарных состояний, будем считать температуру в интервале времени Д^ постоянной, равной полусумме температур в начале и в конце рассматриваемого интервала. Относительную фазовую проницаемость для нефти определяем по зависимости (И.А. Чарный, Чэнь Чжун-сян)

к ^^ = |((0,85-^)/0,85)2,8-(1+2,4^)при0<5<0,85, ^ [О при 0,85

где 5 - водонасыщенность.

Рисунок 14 — Модель трепщновато-пористош пласта, разрабатываемого системой горизонтальных скважин

Объемный дебит с единицы площади в трещины при последовательной

смене стационарных состояний

. . ч (23)

щ \1{Т)-24ш

Дебит в горизонтальные скважины непосредственно из пористого блока по формуле Ю.П. Борисова

2х-к:ь(рк-рс)

Чпор Г Г (я)-Л. Л , Нша

и\ 1п—^—-+--1п-

^ 1-ыаа п-£ 2ж-гс у

(24)

Фазовая проницательность кн —ки где к - абсолютная прони-

цаемость. Дебит нефти из элемента объёма пласта АУ будет равен сумме дебетов, вычисленных по формулам (23) и (24). Умножив полученный результат на число объёмов АУ и на время Аг, получим приток за рассматриваемый промежуток времени.

Расчёт нефтеотдачи на промежутке времени Д/2 следует начинать с определения водонасыщенности пласта, достигнутой к концу промежутка време-

ни А/,. На этом этапе водонасыщенность определяется как отношение суммы начального объёма воды в пласте и объёма добытой нефти за промежуток времени А/, к поровому объёму пласта.

Далее методика определения нефтеотдачи такая же, как и в предыдущем цикле. Следуя этой методике, определяется нефтеотдача за заданный промежуток времени разработки. Разработана компьютерная программа на языке программирования Borland Delphi 7.0, которая позволяет прогнозировать нефтеотдачу при различных геолого-промысловых условиях.

В качестве примера на рис. 15 приведена нефтеотдача пласта, полученная по разрабатываемой методике для блока площадью S = 105 м2, h = 20 м при начальной водонасыщенносга s = 0,2 и уклонных блоков ЭУ-З-ЮГ и ЮГ-3 НШ-1.

«S

5" Я

5 40

х 30

1 20 f 10

3 4 5 6 7 8 9 10 12 14 16 18 20 Продолжительность разработки, годы

Рисунок 15 - Нефтеотдача трещиноватой залежи разрабатываемой системой горизонтальных скважин: 1 - по разработанной методике; 2 - уклонного блока ЭУ-З-ЮГ НШ-1; 3 - уклонного блока ЮГ-3 НШ-1

Разработанная методика для оценки нефтеотдачи трещиноватых пластов, дренируемых системой горизонтальных скважин, показала хорошую сходимость с фактическими данными при разработке Ярегского месторождения.

В девятом разделе на основе промысловых данных методами корреляционно-регрессионного анализа построены и исследованы статистические модели, позволяющие интерпретировать и прогнозировать результаты нефтедобычи.

Технология разработки нефтяных месторождений с применением тепловых методов является одной из наиболее сложных в нефтедобыче и не поддающаяся в целом аналитическому описанию процессов. Поэтому статистические методы выявления связей и прогнозирования технологических показателей разработки могут быть достаточно эффективными. Экстраполяция построенной по фактическим данным зависимости позволяет с высокой точностью прогнозировать добычу нефти и нефтеотдачу на последующий период.

Результирующей характеристикой проводимых мероприятий по тепловому воздействию является нефтеотдача как отдельных объектов, так и месторождения в целом. Коэффициент нефтеотдачи зависит от большого числа факторов и носит стохастический характер, т.е. содержит элементы неопределенности. Эти неопределенности связаны с переплетением и взаимодействием факторов, влияющими на объём нефтедобычи.

Возможность и эффективность использования статистических методов рассмотрена на примере Ярегского месторождения, на котором за более чем 35-летний период применения тепловых методов накоплен большой статистический материал как по отдельным блокам, так и по месторождению в целом. На основе этого материала установлены количественные связи между главными факторами, влияющими на КИН пластов этого месторождения.

На основе анализа статистических данных установлено, что в динамике добычи нефти и закачки пара при разработке Ярегского месторождения выделяются три стадии. Первая стадия - стадия растущей добычи нефти и закачки пара. Средняя продолжительность этой стадии 3-4 года. К концу этого периода

объём закачки пара составляет 0,2-0,4 порового объёма пласта, нефтеотдача достигает 15-16%. Вторая стадия - стадия стабильной добычи нефти и закачки пара. Продолжительность стадии 3-6 лет. К концу этой стадии объём закачки пара достигает 0,5-0,8 порового объёма пласта, нефтеотдача 30-40%. Третья -завершающая стадия разработки характеризуется монотонным снижением добычи нефти и составляет 10-15 лет.

Однофакторные статистические модели, отражающие зависимости между закачкой пара в поровых объёмах и нефтеотдачей для нескольких уклонных блоков показали линейный характер между рассматриваемыми признаками с коэффициентами корреляции, близкими к единице. Линейный характер полученных зависимостей полностью отражает результаты лабораторных и промысловых исследований зависимости нефтеотдачи от температуры.

Построена линейная многофакторная модель, связывающая количество закачанного в пласт пара, число действующих добывающих скважин и площадь в тепловой обработке с количеством добытой нефти по месторождению. С помощью критерия Стьюдента показано, что на уровне значимости 0,05 все коэффициенты уравнения регрессии статистически значимы. Исследования влияния рассматриваемых факторов на количество добытой нефти с помощью коэффициента эластичности показали, что наибольшее влияние оказывает количество закаченного пара. Наименьшее влияние - количество добывающих скважин.

На основе промысловой статистики построена линейная модель зависимости годовой добычи нефти на одного рабочего от квалификации рабочих и внутрисменных простоев. Совокупный коэффициент множественной корреляции, характеризующий тесноту связи между результирующим и факторными признаками, равен 0,745. Проверка с помощью критерия Фишера показала, что модель статистически значима. Проведены исследования влияния каждого из рассматриваемых факторов на производительность труда

Нелинейная многофакторная модель для выявления связей между основными показателями разработки построена в виде полинома второй степени. В

качестве факторных признаков приняты количество закачанного в пласт пара, число действующих нагнетательных скважин, число действующих добывающих скважин и площадь пласта, находящаяся в тепловой обработке. Результирующим признаком является количество добываемой нефти. С помощью критерия Сильверста показано, что модель удовлетворительно отражает имеющиеся связи при разработке Ярегского месторождения.

Полученные модели показали хорошее совпадение с фактической добычей, что даёт основание для их применения как на вновь вводимых, так и на разрабатываемых площадях.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Диссертационная работа представляет собой теоретические исследования и анализ промысловых работ при тепловом воздействии на залежи нефти аномально высокой вязкости и битумов, и создание на этой основе технологических, принципов разработки подобных залежей. Реализация этих технологий позволяет решить важную научно-техническую проблему - вовлечь в активную разработку большие запасы высоковязких нефтей и битумов.

Результаты исследований формулируются в виде следующих положений:

1. Выполнен системный анализ отечественных и зарубежных исследований по тепловому воздействию на нефтяные пласты, а также различных технологий разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. На основании проведенного анализа выявлены основные технологические проблемы и сформулированы направления работы по исследованию теоретических и технологических основ теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов.

2. Проведены исследования по определению температурного поля в относительно однородном пласте при радиальном течении горячей жидкости. Получены точные и приближенные решения. Численные эксперименты показали,

что полученные приближенные решения дают удовлетворительные результаты и могут использоваться для инженерных расчетов.

3. Разработаны математические модели прогрева пласта в различных геолого-промысловых условиях с использованием естественных и искусственных зон высокой проницаемости, трещин, стволов скважин, водоносных пропласт-ков. С помощью этих моделей обоснованы возможность и пути использования этих зон для организации эффективного процесса разработки залежей нефти аномально высокой вязкости и битумов.

4. На основе теоретических исследований разработаны технологические принципы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей в различных геолого-промысловых условиях.

5. Разработана методика и на её основе компьютерная программа для оценки нефтеотдачи трещиноватого пласта, дренируемого системой горизонтальных скважин. Численные эксперименты показали результаты, близкие с фактическими данными разработки пласта Ярегского месторождения.

6. Построены статистические модели по данным, полученным при разработке Ярегского месторождения термошахтным методом. Полученные модели могут использоваться для прогнозирования технологических показателей разработки месторождений термошахтным способом.

7. Методики, разработанные на основе выполненных исследований, могут быть использованы при проектировании разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

а) монографии

1. Рузин, Л.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов [Текст]: монография / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров; под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УПГУ, 2007. - 244 с.

2. Чупров, И.Ф. Решение прикладных задач нефтегазового дела приближенными методами [Текст] / И.Ф. Чупров, А А. Мордвинов. - Ухта: УГТУ. -2008.-118 с.

б) научные статьи в журналах, рекомендованных ВАК РФ

3. Рузин, JI.M. О возможности прогрева трещиноватой залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой [Текст] / JI.M. Рузин, В.И. Мигунов, И.Ф. Чупров // Нефтяное хозяйство. -1977. - № 9. - С. 36-38.

4. Чупров, И.Ф. Исследование распределения тепла в пласте при радиальном течении горячей жидкости [Текст] / И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. -1999. - № 5. - С. 34-37.

5. Регрессионная модель зависимости производительности труда от квалификации рабочих и внутрисменных простоев [Текст] / Г.А.Голубева, Л.П. Попова, Е.А. Канева, И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. - 2005. -№5. -С. 104-108.

6. Чупров, И.Ф. Моделирование температуры пласта при закачке пара в водоносный пропласток [Текст] / И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. -2008,-№4.-С. 60-64.

7. Чупров, И.Ф. Тепловая эффективность при прогреве пласта через водоносный пропласток [Текст] / И.Ф. Чупров // Нефтепромысловое дело. 2008. -№12.-С. 28-31.

8. Чупров, И.Ф. Динамика фильтрационных сопротивлений пласта при закачке пара в водоносный пропласток [Текст] / И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. - 2008. - № 5. - С. 43-46.

9. Чупров, И.Ф. О возможности прогрева залежи высоковязкой нефти через трещины [Текст] / И.Ф. Чупров // Геология, геофизика, разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 10. - С. 50-52.

10. Чупров, И.Ф. Статистическая модель для прогнозирования добычи нефти термошахтным методом [Текст] / И.Ф. Чупров // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 1. - С. 26-27.

в) статьи и доклады на конференциях

11. Рузин, Л.М. Задача о теплопроводном прогреве нефтяного пласта через плотную сетку скважин [Текст] / Л.М. Рузин; институт Печорнипинефть, И.Ф. Чупров; Ухтинский индустриальный институт. - Ухта, 1978. - 10 с. Деп. в ВИНИТИ 17.04.1978, №150.

12. Чупров, И.Ф. Методика определения термодинамических показателей разработки залежи высоковязкой нефти при прогреве через подстилающий водоносный горизонт [Текст] / И.Ф. Чупров. - Ухта: Печорнипинефть, 1979. -19 с.

13. Чупров, И.Ф. Исследование температурного поля нефтяного пласта при термовоздействии с помощью преобразования Вебера [Текст] / И.Ф. Чупров // Теория функций: Тезисы докладов Всесоюзного семинара -Сыктывкар, 1993. - С. 73-74.

14. Чупров, И.Ф. Эффективное решение задачи термодинамики нефтяного пласта [Текст] / И.Ф. Чупров // Сборник научных трудов УИИ: проблемы освоения природных ресурсов Европейского севера. - Ухта: УИИ, 1997. - С. 242-245.

15. Бенч, А.Р. Оценка эффективности паротеплового воздействия на пер-мокарбоновую залежь Усинского месторождения [Текст] / А.Р. Бенч, Е.Ф. Крейнин, И.Ф. Чупров // Современные методы разведки и разработки месторождений полезных ископаемых в условиях крайнего севера. Труды Ш республиканского семинара (3-5 апреля 1989 г.). - Сыктывкар: Коми научный центр УО АН СССР, 1989. - С. 27-29.

16. Чупров, И.Ф. Интегральная величина тепловых потерь при термовоздействии на нефтяной пласт [Текст] / И.Ф. Чупров // Сборник научных трудов № 4 / Министерство образования Российской Федерации, Ухтинский государственный технический университет, под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта, УГТУ, -2000.-С. 69-71.

17. Чупров, И.Ф. Статистическая модель расчёта и прогнозирования добычи нефти на Ярегском месторождении [Текст]: сборник научных трудов №5 / И.Ф. Чупров, И.В. Гребенщиков. - Ухта: УГТУ, 2001. - С. 69-73.

18. Чупров, И.Ф. Моделирование процесса нагревания нефтяного пласта при импульсно-дозированном воздействии [Текст] / И.Ф. Чупров // Сборник научных трудов / Федеральное агентство по образованию, Ухтинский государственный технический университет; под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта, УГТУ, -2005.-С. 280-282.

19. Чупров, И.Ф. Выявление связей и прогноз показателей нефтедобычи методом многофакторного регрессионного анализа [Текст]: сборник научных трудов. Ч. Ш. / И.Ф. Чупров, И.И. Волкова, Е.А. Канева. - Ухта: УГТУ, 2006. -С. 198-202.

20. Чупров, И.Ф. Различные математические модели прогрева пласта при тепловом воздействии и их сравнительный анализ [Текст] / И.Ф. Чупров // Состояние и перспективы разработки высоковязких нефтей и битумов. Материалы регионального семинара 23 ноября 2007 г. - Ухта: УГТУ, 2008. - С. 64-68.

21. Волкова, И.И. Статистический анализ некоторых технологических показателей добычи нефти на примере Ярегского нефтяного месторождения [Текст] / И.И. Волкова, И.Ф. Чупров, A.A. Волков // Сборник научных трудов: материалы научно-технической конференции (17-20 апреля 2007 г.); в 2 ч., ч. П // под ред. Н.Д. Цхадая. - Ухта: УГТУ, 2008. - С. 332-337.

г) учебные пособия

22. Бенч, А.Р. Новые методы увеличения нефтеотдачи [Текст]: учеб. пособие для вузов / А.Р. Бенч, A.B. Петухов, И.Ф. Чупров. - Ухта: УИИ, 1991. -108 с.

23. Чупров, И.Ф. Уравнения математической физики с приложениями к задачам нефтедобычи и трубопроводного транспорта газа [Текст]: учеб. пособие для студентов обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело» / И.Ф. Чупров, Е.А. Канева, A.A. Мордвинов. - Ухта: УГТУ, 2004. -127 с.

Ухтинский государственный технический университет Отпечатано в отделе оперативной полиграфии. Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13. Усл. печ. 2,77. Тираж 110 экз. Заявка №.1140.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Чупров, Илья Федорович

Введение.

1. Отечественный и зарубежный опыт разработки залежей высоковязких нефтей и битумов тепловыми методами.

1.1. Запасы.

1.2. Добыча.

1.3. Современные способы разработки ВВН и битумов термическими методами.

1.3.1. Традиционные термические технологии.

1.3.2. Прогрев пласта через подстилающий водоносный пропласток.

1.3.3. Метод термогравитационного дренажа (ТГДП).

1.3.4. Выработка пара в забойных парогазогенераторах.

Выводы к разделу 1.

2. Теоретические работы по тепловому воздействию на нефтяной пласт.

2.1. Формулировка краевых задач по исследованию температурных полей в нефтяных пластах при термозаводнении.

2.2. Математические модели температурного поля пласта при закачке горячей жидкости.

2.3. Работы соискателя по исследованию температурного поля нефтяного пласта при закачке горячей жидкости.

2.3.1. Решение уравнения теплопереноса в пласте с помощью преобразования Вебера.

2.3.2. Приближенное решение задачи.

213.3. Оценка теплопроводной и конвективной составляющих в формировании поля температуры.

2.3.4. Тепловая эффективность процесса.

2.4. Исследования температурного поля пласта при нагнетании в него водяного пара.

2.5. Исследования термодинамических процессов при воздействии на неоднородные пласты.

Выводы к разделу 2.

3. Исследование технологии прогрева пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости нефти или битумом.

3.1. Закономерности прогрева нефтяных пластов через трещины на примере Ярегского месторождения).

3.2. Результаты опытно-промышленных работ по разработке нефтяных и битумных пластов с применением прогрева через водоносный пропласток.

Выводы к разделу 3.

4. Прогрев пласта, насыщенного нефтью аномально высокой вязкости или битумом, через трещины.

4.1. Прогрев пласта от одиночной вертикальной трещины.

4.2. Прогрев пласта через систему параллельных трещин.

4.3. Тепловая эффективность процесса через параллельные трещины .111 Выводы разделу 4.

5. Прогрев пласта от кровли к подошве.

5.1. Средняя температура пласта.

5.2. Тепловая эффективность при прогреве пласта от кровли к подошве.

Выводы к разделу 5.

6. Теплопроводный прогрев пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или>природными битумами, через скважины.

6.1 Моделирование процесса прогрева пласта через систему скважин.

6.2. Расчёт скорости прогрева пласта через одиночную скважину.

6.3. Прогрев пласта через систему скважин.

6.3.1. Расстояние между скважинами 30 м.

6.3.2. Расстояние между скважинами 20 м, 15 м, 12 м.

6.3.3. Прогрев блока пласта от четырёх скважин.

6.4. Прогрев пласта при парогравитационном методе воздействия.

Выводы к разделу 6.

7. Моделирование процесса и технологические принципы разработки пластов высоковязкой нефти или битумов посредством прогрева через подстилающий водоносный пропласток.

7.1. Особенности процесса прогрева водоплавающей залежи, насыщенной высоковязкой нефтью или битумом.

7.2. Математическая модель для исследования температуры пласта при закачке теплоносителя в подстилающий водоносный горизонт.

7.3. Прогрев пласта через водоносный горизонт при закачке горячей жидкости.

7.3.1. Динамика прогрева пласта по толщине.

7.3.2. Влияние толщины продуктивного пласта на его температуру.

7.3.3. Влияние толщины водоносного пропластка на температуру продуктивного пласта.

7.3.4. Влияние темпа закачки на температуру пласта.

7.4. Прогрев пласта через водоносный пропласток при закачке пара.

7.4.1. Влияние толщины продуктивного пласта на среднюю температуру.

7.4.2. Влияние толщины водоносного пропластка на среднюю температуру пласта.

7.4.3. Влияние темпа закачки пара на среднюю температуру пласта.

7.5. Тепловая эффективность процесса при прогреве пласта через водоносный пропласток.

7.5.1. Тепловая эффективность при закачке горячей жидкости.

7.5.2. Тепловая эффективность при закачке пара.

7.6. Динамика фильтрационных сопротивлений продуктивного^ пласта.

7.7. Циклический способ паротепловой обработки пласта через водоносный пропласток.

7.7.1. Радиус паровой зоны.

7.7.2. Расчёт температуры водоносного пропластка в период её остывания.

7.7.3. Динамика температуры продуктивного пласта в период остывания водоносного пропластка.

7.7.4. Динамика температуры пластапосле прекращения закачки пара.

7.7.5. Циклический прогрев пласта толщиной 5'м.182'

7.7.6:,Циклический прогрев пласта толщиной 10 м.

Выводы разделу 7.

8. Нефтеотдача пластов при разработке месторождений горизонтальными скважинами.

8.1. Анализ математических моделей притока жидкости к горизонтальным скважинам.

8.1.1. Приток жидкости к скважинам в пластах различной конфигурации.

8.2. Приток от пористых блоков к системе горизонтальных скважин, дренирующих пласт.

8.3. Приток нефти к трещинам при тепловом воздействии на пласт.

8.4. Одновременный приток в трещины и в скважины из пористых блоков пласта. Сравнение с промысловыми данными.

Выводы к разделу 8.

9. Статистические модели интерпретации результатов и. прогнозирования нефтедобычи.

9.1. Статистический анализ показателей по этапам разработки.

9.2. Характеристика завершающей стадии разработки.

9.3. Однофакторные модели.

9.3.1. Статистические зависимости между закачкой пара и нефтеотдачей.

9.3.2. Статистические зависимости между числом добывающих скважин и удельным расходом пара.

9.4. Многофакторные модели.

9.4.1. Линейная модель выявления связей между основными показателями разработки.

9.4.2. Нелинейная модель выявления связей между основными показателями разработки.

9.4.3. Регрессионная модель зависимости годовой добычи нефти от квалификации рабочих и внутрисменных простоев.

Выводы к разделу 9.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов"

Актуальность проблемы. Bt настоящее время в.России в. промышленной разработке находятся сотни нефтяных месторождений. Из них гигантские и крупнейшие месторождения в значительной мере уже выработаны.

Современные более высокие технические возможности разведки позволили открыть много малопродуктивных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Резко возросло число месторождений, имеющих трещиноватые и трещиновато-поровые пласты, содержащие нефти повышенной, высокой и аномально высокой вязкости.

Проблема вовлечения в более активную разработку огромных запасов1 аномально вязких нефтей. и битумов из года в. год, по мере опережающей выработки запасов легких нефтей, становится все более актуальной. Это обусловлено, во-первых, большими запасами этих углеводородов, а во-вторых, многогранностью, сложностью, наукоемкостью задач, решаемых при их освоении.

Запасы высоковязких нефтей и битумов, в мире составляют по разным оценкамг790-900 млрд т и почти в два раза превышают запасы лёгких нефтей. В Российской Федерации такие запасы оцениваются от 10 до 35 млрд т. На территории Тимано-Печорской нефтегазовой провинции доля высоковязких нефтей составляет около 17% и по мере выработки запасов лёгких нефтей продолжает расти. Однако в промышленной разработке находятся лишь два крупных месторождения аномально вязкой, нефти - Ярегское и пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения (Республика Коми) с суммарными геологическими запасами 870 млн т.

В? процессе разработки этих месторождений, накоплен большой опыт освоения; новых технологических и технических средств в различных геолого-промысловых условиях. В то же время, следует констатировать, что потенциал высоковязких нефтей используется недостаточно - темп отбора на- двух упомянутых месторождениях составляет всего 0,5% от начальных извлекаемых запасов. Одна из причин такого положения - недостаток эффективных научно-обоснованных технологий, обеспечивающих необходимый уровень рентабельности при высокой степени использования запасов.

Общепризнано, что термические методы добычи нефти в настоящее время, являются базовой технологией разработки высоковязких нефтей и битумов. В то же время, следует отметить сложность и многообразие процессов, протекающих в пластовой системе при искусственном воздействии на неё теплом. При этом в" широких пределах изменяются не только реологические свойства, нефтей, но и активизируются практически все известные режимы нефтеизвле-чения, влияющие на нефтеотдачу пласта.

Среди известных методов воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти, наиболее широко применяются пароциклические обработки скважин в комбинации' с площадной закачкой пара. Применение освоенных технологий в условиях сложнопостроенных коллекторов, в которых наряду с низкопроницаемой пористой матрицей, содержащей основные запасы нефти, присутствуют зоны аномально высокой проницаемости, недостаточно эффективно. В» этих условиях не всегда удается^ управлять процессом теплового воздействия и использовать его для достаточно эффективного извлечения нефти. Решение проблемы значительно усложняется при разработке залежей аномально вязких нефтей (вязкостью сотни, тысячи цПа-с) и битумов. Поэтому создание теоретических и технологических основ теплового воздействия разработки подобных залежей относится к числу актуальных проблем, имеющих важное народнохозяйственное значение.

Проблемы, связанные с технологией термообработки пластов, снижением, паронефтяного отношения и увеличения нефтеотдачи, актуальны как для, месторождений, разрабатываемых в настоящее время, так и в.будущем.

Основная идея; которой посвящена работа, формулируется в. виде следующих положений:

1. Аналитические исследования процесса прогрева пластов, насыщенных аномально вязкой нефтью с использованием естественных или.искусственных каналов высокой проницаемости.

3. Установление, оптимальных режимов осуществления исследуемых процессов путем численных экспериментов.

4. Оценка нефтеотдачи изучаемых залежей при различных вариантах его прогрева.

5; Разработка технологических решений, направленных на повышение эффективности разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов.

Основные идеи, работы и актуальность изучаемых проблем позволяют определить следующие задачи исследования.

1. Системный анализ теоретических работ по тепловому воздействию на-нефтяные пласты.

2. Математическое моделирование температурного поля и тепловой эффективности процесса при термовоздействии на залежи нефти аномально высокой вязкости1 или битумов.

3. Исследование основных закономерностей прогрева рассматриваемых объектов через высокопроницаемые каналы (трещины, стволы скважин, водоносные пропластки).

4. Разработка технологических принципов t теплового воздействия при различных вариантах прогрева.

5. Разработка расчетных методов для исследования и оценки нефтеотдачи трещиноватых залежей аномально вязких нефтей и битумов.

6. Прогнозирование показателей разработки залежей при тепловом воздействии вероятностно-статистическими методами.

Научная новизна работы

1. Доказано, что в процессе прогрева залежей нефти аномально высокой вязкости и битумов на- начальной стадии разработки конвективный параметр (критерий Пекле) близок к нулю.

2. Получены аналитические зависимости для определения средней температуры при прогреве пластов через систему трещин, через систему скважин, от кровли к подошве, через водоносный горизонт.

3. Установлены закономерности распределения температуры в пласте, насыщенном нефтью аномально высокой вязкости и битумом в.различных геолого-промысловых условиях.

4. Получены формулы для определения тепловой эффективности при различных вариантах прогрева.

5. Адаптированы, зависимости притока для интерпретации и- прогноза нефтеотдачи трещиноватого пласта, дренируемого горизонтальными скважинами в условиях теплового-воздействия.

6. Построены статистические модели для прогнозирования показателей при тепловом воздействии, в условиях термошахтной разработки месторождения.

Практическая значимость работы

2. Разработанные математические модели могут быть использованы при проектировании разработки месторождений аномально высокой вязких нефтей и битумов.

3. Созданная компьютерная программа с достаточной для практики точностью позволяет прогнозировать нефтеотдачу пласта при термошахтной, разработке нефтяных месторождений. -

Защищаемые положения

1. Особенности механизма прогрева пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или битумом на начальном этапе теплового воздействия.

3. Закономерности динамики температуры при различных способах прогрева пласта.

4. Технологические основы теплового воздействия, в различных геолого-промысловых условиях.

5. Методика прогнозирования нефтеотдачи трещиновато-пористых пластов, дренируемых системой горизонтальных скважин.

6. Статистические модели интерпретации и прогнозирования показателей разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов.

Основные результаты доложены и обсуждены на научном семинаре кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» МИНХ и ГП им. И.М. Губкина (ноябрь 1980), на республиканском семинаре «Современные методы разведки и разработки месторождений полезных ископаемых в условиях крайнего севера» (Сыктывкар, 1989), на всероссийском семинаре «Теория функций» (Сыктывкар, 1993), на всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» (Ухта, 2003), на научно-технических конференциях Ухтинского государственного технического университета (Ухта, 2000, 2001, 2002, 2003, 2006, 2007, 2009), на региональном семинаре «Состояние и перспективы разработки высоковязких нефтей и битумов» (Ухта, 2007), на региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (Ухта, 2008), на заседании кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2009).

Благодарности. Автор благодарен коллективам кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений и подземная гидромеханика» и «Высшая математика» Ухтинского государственного технического университета и их руководителям профессору А.А. Мордвинову и доценту И.И. Волковой за всестороннюю поддержку в работе. Автор особо признателен научному консультанту д.т.н., профессору JI.M. Рузину за привлечение внимания к проблеме, стимулирующие дискуссии и ценные рекомендации, а также д.т.н., профессору Н.Д. Цхадая и д.т.н. профессору И.Н. Андронову за постоянную поддержку и содействие.

Отечественный и зарубежныйопыт разработки залежей высоковязких нефтей и битумов тепловыми методами

В- последние десятилетия доминирующей тенденцией качественного изменения структуры мировых запасов нефти является- непрерывный рост доли высоковязких нефтей (ВВН) и битумов,, которая, превышает суммарные запасы обычных маловязких нефтей. В то же время уровень мировой добычи ВВН и битумов, несмотря на относительное увеличение, остаётся' крайне незначительным.

Накопленный, опыт разработки месторождений. ВВН и битумов, в разных странах мира свидетельствует о том, что при реализации-традиционных для месторождений обычных маловязких нефтей (до 30 [Шах) технологий естественного режима или заводнения, использование запасов ВВН' (вязкость от 30 до 10 ООО |Ша-с) не превышает 10-15%, добыча битумов» (вязкость, свыше 20 000 цНа-с) оказывается практически невозможной.

Наиболее промышленно освоенным методом интенсификации добычи и улучшения, использования запасов ВВН и битумов является- термическое воздействие с целью прогрева нефти в пласте и снижение её вязкости. Принципиальная возможность термического воздействия на пласт впервые была доказана в 1931 г. на месторождении Woodson (штат Техас, США), где за 70 дней в, одну нагнетательную скважину в пласт было закачано 300 т пара, что способствовало увеличению дебитов соседних добывающих скважин. В' настоящее время в разных странах мира на 60 месторождениях ВВН и битумов закачивается около 200 млн т пара в год, за счёт чего добывается более 70 млн т нефти.

Применение термических методов,позволяет в однородных терригенных коллекторах увеличить конечную нефтеотдачу, в среднем' до 30-45%. Однако внедрение термических технологий в виде площадной или циклической закачки пара и добычи нефти через вертикальные скважины при очень высокой вязкости нефти характеризуется большими энергетическими затратами, и недостаточно эффективно.

1.1. Запасы

Стратегическое значение ВВН и битумов определяется величиной их мировых запасов,- которые по разным оценкам составляют до 900 млрд м3, что превышает текущие запасы всех месторождений обычных маловязких нефтей. На рис. 1.1 представлена диаграмма мировых запасов ВВН'и битумов. Ив 1 неё следует, что Венесуэла и Канада являются странами с наибольшей концентрацией'ВВН и битумов. Суммарные запасы месторождений бассейна Oriо о noco Belt в Венесуэле (320 млрд м ) и канадской провинции Альберта (350 млрд м ) составляют около 90% от мировых запасов. К странам, также имеющим наиболее

О О крупные запасы ВВН и битумов, относятся США (28 млрд м ), Россия (10 млрд м ), Индонезия (2,5 млрд м3) и Китай (1,5 млрд м3).

Гораздо меньшими запасами обладают Колумбия, Тринидад, Индия и другие страны, суммарная доля которых в мировых запасах составляет около о

5% или 38 млрд м .

Всего в мире открыто 1681 месторождение ВВН и битумов. 90% месторождений расположено на континенте, только 12 месторождений находится в открытом море, половина из которых принадлежит Бразилии.

Потенциально извлекаемые термическими и другими методами мировые о запасы ВВНи битумов составляют около 250 млрд м , что в 2 раза превышает доказанные запасы нефти стран'ОПЕК.

Базовые ресурсы высоковязких нефтей и битумов в России, как сказано выше, составляют около 10 млрд м3 и в основном (80%) и приурочены к почти 300 залежам Западной Сибири, Поволжья и Республики Коми [114].

Канада; 46,7%

Венесуэла; 42,7%

Другие страны;

5'1% т/- - n icr J Индонезия; Кшаи; 0,2%^ 0>3%

США; 3,7% Россия; 1,3%

Рисунок 1.1 - Распределение мировых запасов ВВН и битумов

Страна Запасы, млрд. мЗ

Канада 350

Венесуэла 320

США 28

Россия 10

Индонезия 2,5

Китай 1,5

Другие страны 38

В Тимано-Печорской нефтегазовой провинции (по данным ИГ и РГИ) высоковязкие нефти составляют 17% балансовых запасов. Запасы битума на начало 2006 г. составляют на Европейском севере около 600 млн т - 17 месторождений. Толщина битумонасыщенных пластов от 10 до 100 м. Небольшая часть доступна для разработки карьерным способом [33]:

Наиболее крупными месторождениями ВВН (без битумов) на территории СНГ являются [23]:

• Ван-Еганское - 1,3 млрд т;

• Северо-Комсомольское - 700 млн т;

• Усинское - 650 млн т;

• Русское - 299 млн т;

• Каражанбас - 230 млн т;

• Северные Бузачи - 195 млн т;

• Ярегское - 220 млн т;

• Балаханы-Сабунчи - 114 млн т;

• Гремихинское - 74 млн т;

• Кенкияк - 72 млн т.

Основная часть (93,7%) остаточных геологических запасов ВВН категорий А+В+С1 на территории России расположены в 8 субъектах РФ. Из них 37,3% в Тюменьской области, 18,7% - в Республике Татарстан, 14,4% - в Республике Коми, 8% - в Архангельской области, по 4,6% в Удмуртии и в Самарской области, 3,8% - в Пермской области и 2,4% - в Республике Башкортостан.

Запасы категорий А+В+С1 четырёх уникальных месторождений - Ван-Еганского, Северо-Комсомольского, Усинского и Русского составляют 2,9 млрд т или 46,7% от общих запасов рассматриваемых объектов. Запасы крупных месторождений оцениваются в 1,3 млрд т, что составляет 21% от общих запасов.

Суммарная доля запасов уникальных и крупных месторождений категорий А+В+С1 составляет 67,7% от общих запасов высоковязких нефтей. Доля средних и мелких.месторождений равны соответственно 19; 1% - 1,19 млрд т и: 13,2% - 826 млн т.

Запасы ВВН категорий А+В+С1, залегающих на глубине до 1000 м, составляют 589 млн т, или 9,4% от общих запасов данных категорий; Из этого количества большая часть нефтей сосредоточена в республиках Коми и Татарстан.

Более 86% от общих запасов ВВН промышленных категорий; объём которых составляет 5,4 млрд т, залегают на глубинах от 1000 м до 1500 м. Они приурочены к месторождениям в первую очередь Тюменской; Архангельской и Самарской областей; республик Татарстан, Коми и, Удмуртии: Доля запасов ВВ№ промышленных категорий, залегающих на: глубинах свыше 1500 м, невелика и составляет всего 4,5% от суммарных запасов категорий А+В+С1, а их объём оценивается в 278-млн т [68]:

1.2. Добыча

Среди термических методов по масштабам применения и конечным результатам во всех странах; на первом месте стоит паротепловое воздействие в виде площадного вытеснения; нефти и циклических обработок призабойных зон скважин закачиваемым паром, за счёт чего добывается более 95% термической нефти.

На рис. 1.2 представлены объёмы и количество?действующих,проектов добычи ВВН и битумов: термическими методами в основных нефтедобывающих странах мира (без России и других стран СНГ) в 1996-2001 гг.

США

Канада Венесуэла Индонезия Китай Другие страны 1996 ■ 2001

Рисунок 1.2 - Объёмы и количество действующих проектов добычи ВВН и битумов термическими методами

Уменьшение объёмов добычи ВВН и битумов объясняется низкими ценами на нефть в эти годы. Перелом в стабилизации цен на нефть, произошедший в 1999 г., когда страны-члены ОПЕК приняли новый механизм регулирования цен, привел к быстрому повышению цен. Высокие цены на нефть вынуждают нефтяные компании вести разведку и разработку месторождений в глубоководных шельфах и регионах с суровыми климатическими условиями с большими затратами производства. Эти факторы дают основание считать, что тенденция повышения цен на нефть сохранится и в перспективе [13]. Отмеченные выше обстоятельства будут стимулировать и добычу ВВН и битумов.

По данным обзора, публикуемого журналом Oil and Gas Journal каждые два года, внедрение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) способствует наращиванию извлекаемых запасов из месторождений, вступивших на позднюю стадию разработки. МУН показали свою эффективность при добыче тяжелых нефтей и битумов, содержащихся в огромных объёмах в битуминозных песчаниках в Западной Канаде. В перспективе эти методы могут играть.всё большую роль, при добыче нефти уже из разведанных месторождений вместо наращивания объёма поисково-разведочных работ [14].

В 2004 г. в США за счёт внедрения МУН (тепловые, химические, газовые, микробиологические) дополнительно добыто 33,2 млн т нефти. Из них больше полвины (17,3 млн т) добыто с помощью тепловых методов'(таблица 1.1).

Таблица 1.1- Добыча нефти в США за счёт тепловых методов

Методы Л Добыча нефти по годам, млн т

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004

Тепловые: 23,034 20,928 21,204 22,298' 20,884 18,573 17,276 закачка пара 22,700 20,790 20,967 21,950 20,730 18,286 17,013 внутрипластовое горение 0,235 0,126 0,224 0,238 0,139 0,119- 0,095 закачка горячей воды 0,099 0,013 0,013 0,110 0,015 0Д68 0,168

Уменьшение показателей с 1998 г. связано со снижением добычи нефти на месторождениях Калифорнии, где реализуются проекты по внедрению МУН при добыче тяжелых нефтей, а также с резким ростом цен на газ. Количество действующих проектов за 5 лет уменьшилось со 133 до 56, т.е. на 55%. Основные причины заключаются в закрытии мелких нерентабельных проектов и объединении нескольких проектов, реализуемых различными фирмами на одном и том же месторождении, под руководством одной компании-оператора, что позволяет сократить расходы на эксплуатацию дорогостоящего термического оборудования. Несмотря на сокращение уровня, США продолжают оставаться мировым лидером добычи ВВН и битумов термическими методами.

Необходимо отметить, что полных статистических данных о проектах по термическим методам не имеется. Не освещаются и в достаточной степени экономические результаты внедрения термических методов. Недостаточна и технологическая информация: любая фирма старается сохранить в секрете все-детали технологий, как объект продажи лицензий.

При разработке месторождений ВВН и битумов термическими методами в США скважины размещаются по площадной системе, чаще всего обращенной пятиточечной или семиточечной. Плотность размещения скважин от 1 до 4 га на скважину.

Приемистость нагнетательных скважин варьируется в широких пределах - от 20 до 500 т/сутки пара на скважину. Давление нагнетания в среднем составляет - 7,0 МПа.

Реакция добывающих скважин проявляется через 2-6 месяцев после начала нагнетания пара. В большинстве своем реакция выражалась в увеличении дебита по нефти, который резко возрастал в 6-10 раз. В высокообводненных пластах вначале увеличивались отборы воды и только через некоторое время (от 4 до 8 месяцев) начинался рост добычи нефти.

В ходе многих испытаний отмечается неравномерность распространения агента, на нагнетание реагирует только половина или даже треть добывающих скважин. Результаты термометрии подтверждают, что пар преимущественно занимает только верхнюю часть пласта или прорывается по присводовым про-пласткам. Гравитационная, сегрегация пара приводит к тому, что в кровельных частях пласта остаточная^ нефтенасыщенность ниже, чем в подошвенных,, где происходит вытеснение нефти конденсационной водой.

Если первоначально термические методы применялись только в однородных пластах большой: толщины,, с высокой начальной нефтенасыщенностью и расположенных на малых глубинах, то промышленное внедрение технологических и технических усовершенствований позволило- существенно расширить область применения термических методов добычи ВВН и ввести в разработку глубоко залегающие тонкие пласты со сложным геологическим строением, а также вернуться, на ранее заброшенные высокобводненные. участки с не полностью выработаннымизапасами.

Конечная нефтеотдача завершенных проектов? оценивается* величинами 33-35%. Существенного влияния вязкости нефти и толщины пласта на, конечную нефтеотдачу не обнаружено. Наиболее высокая, нефтеотдача (63%) получена, на одном из участков месторождения Kern River в пласте толщиной 66 м, насыщенном нефтью с вязкостью 4 Па-с.

Почти все проекты отличаются удельными расходами пара на добычу 1 т нефти, изменяющимися от 3 до 6 т/т.

В Канаде запланирована реализация многих проектов, связанных с разработкой битуминозных песчаников в провинции Альберта путем закачки пара для ускорения гравитационного дренажа (SAGD) [14].

В' 2002 г. началась разработка месторождения Mackay River с использованием метода SAGD; где добыча достигла 4,3 тыс. т/сут.

Компания Suncor Enerqy в конце 2003 г. приступила к внедрению метода SAGD на месторождении Firebaq. К середине 2005 г. добыча должна достигнуть 5 тыс. т/сут. Всего на месторождении проектируется• выполнить работы в три этапа и к.2010 г. добыча должна составить 20 тыс. т/сут. По проекту извлекаемые запасы битума составляют 1,328 млрд т.

В соответствии с проектом, реализуемым компанией Епсапа на месторождении Christinadake с использованием метода SAGD, к 2009 г. добычу битума из 700 горизонтально пробуренных скважин намечается довести до 7,1-10 тыс. т/сут.

В проекте разработки битумонозных песчаников Primorse, Wolflake, Burnt Lake нефтяная компания Canadian Natural Resources предусматривает использовать технологию циклической закачки пара, а также метод SAGD. В течение 15-20 лет компания планирует увеличить добычу до 17,1 тыс. т/сут. Это будет достигнуто в результате бурения ещё около 600 горизонтальных скважин.

Самый крупный проект по закачке пара реализуется компанией Imperial Oil Ltd на месторождении Cold Lake. В последнее время добыча битума возросла до 18,5 тыс. т/сут. Здесь осуществляется поэтапное наращивание добычи битума за счёт ввода в разработку отдельных участков месторождения. Работы по этапам включают бурение более 500 скважин с 21 площадки и ввод новых мощностей для выработки пара. Планируется довести добычу битума до 25,7 тыс. т/сут [14].

Канадский опыт освоения ВВН и битумов свидетельствует о том, что организация эффективного крупномасштабного производства возможно только после получения обоснованных выводов на базе проведённых научных и лабораторных исследований, а также опытно-промышленных работ. Здесь широко используется технология и опыт смежных отраслей ТЭК - горной, химической, машиностроения и т.д.

Обращает на себя внимание комплексное использование извлекаемого сырья, серьезное отношение к экологической безопасности ведения работ.

В 2001 г. на месторождениях Венесуэлы осуществлялось 36 проектов по паротепловому воздействию на пласт, которые обеспечивали 7,1% суммарной добычи нефти страны. Месторождения ВВН и битумов на восточном побережье озера Maracaito - боливийское побережье - Tia Juana Laquniilas, Bachaquera характеризуется следующими показателями: глубина залегания пластов варьируется от 300 до 1350 м, вязкость нефти в поверхностных условиях от 100 до 5 000 цПа-с, толщина песчаника от 60 до 360 м.

С 1957 г. на этих месторождениях испытывались различные1 методы термического воздействия, в том числе вытеснение нефти паром и внутрипласто-вое горение. Венесуэла считается родиной' пароциклических обработок призабойных зон добывающих скважин. Как показал анализ выполненных исследований, именно этот метод является наиболее эффективным, экономические показатели ПЦО оказываются наиболее благоприятными.

Основные запасы и добыча ВВН в Индонезии приурочены-к месторождению Duri, которое расположено на острове Суматра" и разрабатывается совместной индонезийско-американской компанией Caltex. На, месторождении реализуется крупнейший в мире проект по применению паротеплового воздействия, за счёт чего добывается 22,1% всей нефти Индонезии (11 млн т/год). На месторождении выделено два объекта разработки - пласты Pertama и Kedua-Baji, которые имеют слоистое строения и расположены на глубинах 150-450 м. о

Нефть характеризуется как высоковязкая (400 цПа-с) и тяжелая (930 кг/м ).

Месторождение разделено на 13 площадей разработки, 8 из которых находится под закачкой пара. Термическое воздействие было начато в 1985 г. Основная цель внедряемой технологии состоит в увеличении использования запасов ВВН за счёт её прогрева и вытеснения закачиваемым паром. За время реализации термического воздействия коэффициент нефтеотдачи охваченных паротепловым воздействием площадей месторождения увеличилась с 8 до 64%.

Китай продолжает удерживать высокий темп добычи ВВН и битумов за счёт применения термических методов. Если в начале 80-х годов в Китае добывалось менее 1 млн м термической нефти, то с 1996 г. объём добычи и количество действующих проектов стабилизировались на уровне 8,8 млн м3 и 15. В процесс разработки вовлечено около 65% всех доказанных запасов. В 2001 г. Китай находился на пятом месте в мире по добыче термической нефти.

Основной объём ВВН и битумов добывается на месторождениях Liaohe, Shendli, Henan, Xinjianq, из которых Liaohe обладает самыми большими запасами и характеризуется самой высокой годовой производительностью о

6,3 млн м ). В основном коллектора ВВН' и битумов залегают на глубинах от 600 до 1700 м и характеризуются рыхлыми песчаниками с небольшим углом падения, являются многослойными, имеют большую толщину, высокую пористость, проницаемость и начальную нефтенасыщенность.

В Китае разработан ряд современных методов геологического и гидродинамического моделирования залежей высоковязких нефтей, учитывающих большую глубину залегания залежей и высокую неоднородность терригенных отложений континентального типа. Для моделирования активно используются данные трёхмерной сейсмики, материалы петрофизических и гидродинамических исследований. По результатам экспериментального и численного моделирования сделана оценка влияния закачки пара на изменение фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.

Освоено собственное производство парогенераторов по лицензиям США. Для минимизации теплопотерь в стволе скважины при закачке пара на глубину более 1000 м создана новая конструкция термоизолированных НКТ, которая совместно с установкой термостойкого пакера и заполнением затрубного пространства азотом обеспечивает надежную защиту обсадной колонны от чрезмерного термического и коррозионного воздействия.

Внедрены эффективные методы борьбы, с выносом песка. Успешность механического метода, при котором на башмак НКТ устанавливается специальный проволочный фильтр, достигает 90%. Применяется также химический метод крепления песка на забое скважин связующими составами.

Разработана технология селективной закачки пара с использованием силикатных шариков, которые бросают в колонну и они перекрывают интервалы с максимальной приемистостью.

Используются также методы регулирования профиля приемистости путем закачки различных изолирующих пенных и других систем. Для увеличения продуктивности скважин после проведения ПЦО применяются различные химические добавки для пара.

Разработаны эффективные технические средства для подъёма тяжелой нефти с большим содержанием парафина. Применяются насосы, через которые можно закачивать пар, после чего скважина вводится в работу без замены внут-рискважинного оборудования. Транспорт тяжелой нефти осуществляется с нагревательным кабелем внутри трубопровода.

В СССР внедрение термических методов осуществлялось на 42 объектах, в том числе паротепловое воздействие было реализовано на 16 объектах, внут-рипластовое горение - на 11 объектах, термозаводнение — на 15 объектах. Добыча нефти за счёт них достигала 3,9 млн т/год [6].

В настоящее время России разрабатываются несколько месторождений ВВН.

В Удмуртии разрабатывается Гремихинское месторождение, расположенное на глубине до 1000 м, проницаемость карбонатного коллектора 0,051,3 мкм , вязкость нефти - до 180 |Ша-с. Технологическая схема предусматривает разработку залежи с применением различных модификаций термических методов воздействия на пласт. Наибольшую эффективность показала технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТП), которая заключается в циклическом попеременном вводе в пласт теплоносителя и холодной воды. Промышленное применение технологии ИДТП на Гремихинском месторождении позволило дополнительно добыть 1,8 млн т нефти. Применение этой технологии должно повысить нефтеотдачу с 22 до 39%.

В 60-70-е годы в Краснодарском крае велась разработка месторождения Зыбза, содержащее ВВН (вязкость до 2000 (хПа-с) в отложениях миоцена на глубине 400-700 м. Залежь, приурочена к карбонатному трещино-кавернозно-поровому коллектору. Проницаемость микропористого коллектора по керну составляет 100-200 мД, макропористого по гидродинамическим исследованиям -500-1000 Дарси.

Нефтеотдача пласта при разработке на естественном режиме не превысила бы 10%. Попытки увеличить добычу нефти закачкой газа или холодной воды оказались безуспешными. Наиболее эффективным на месторождении оказалось паротепловое воздействие на пласт и пароциклические обработки скважин. Здесь было проведено; 140 ПЦО, за счёт которых дополнительно добыто 50 000 т нефти, при паронефтяном отношении около 2,5 т/т.

На основании опытных работ было установлено, что непрерывное площадное нагнетание пара малоэффективно из-за высокого паронефтяного отношения; обусловленного быстрым прорывом пара по трещинам. Поэтому была разработана технология, названная блочно-циклической- (БЦПВ). Применение этой технологии позволило локализовать процесс в пределах разрабатываемого участка и снизить паронефтяной фактор до 2,3 т/т.

Большой опыт применения паротепловых технологий добычи ВВН накоплен при разработке пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и Ярегского месторождения в Республике Коми.

Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения расположена на глубине 1100-1500 м и содержит нефть аномально высокой вязкости (710 [хПа-с в среднем) в карбонатах трещинно-кавернозно-порового типа среднего и верхнего карбона и нижней перми [6]. Размеры залежи 16x8,5 км. В разрезе выделено 13 продуктивных пачек, объединенных в три эксплуатационных объекта: нижний (пачки I-V), средний (пачки VI-VIII), верхний (пачки IX-XIII) (Рис. 1.3). ю

УОМНОКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИ пермо-карбоновая залежь

852 3054 Ж 10G1 W ИИ 1W10C 2№5

Рисунок 1.3 - Поперечный геологический профиль по линии скважин 17-6118

Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов и залежи в целом приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Геолого-физическая характеристика залежи по объектам разработки п/п Параметры Ед. измерен. Объекты разработки в целом

I П Ш

1 Средняя глубина залегания м 1382,1 1260 1197,7 1260,0

2 Тип залежи сводовая массивная

3 Тип коллектора трещинно-кавернозно-по зовый

5 Средняя общая толщина м 167,14 77,09 47,45 285,2

6 Средняя нефтенасыщенная толщина м 28,73 28,05 18,07 51,32

7 Пористость ДОЛИ ед 0,21 0,19 0,20 0,198

8 Средняя нефтенасыщенность доли ед. 0,74 0,79 0,78 0,77

9 Проницаемость по керну мкм2 0,044 0,032 0,027 0,034

10 Коэффициент гранулярности доли ед. 0,312 0,452 0,464 0,358

11 Коэффициент расчлененности доли ед. 23,2 16,75 12,44 51,06

12 Начальная пластовая температура °С 23,2 23,0 23,0 23,1

13 Начальное пластовое давление МПа 13,5 12,4 11,9 12,4

14 Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с 860 710 607 710

15 Плотность нефти в пластовых условиях т/м3 0,945 0,933 0,923 0,933

19 Содержание серы в нефти % 1,50 1,71 1,54 1,58

20 Содержание парафина в нефти % 0,33 0,39 0,30 0,34

21 Давление насыщения нефти газом МПа 7,97 7,67 6,95 7,74

22 Газосодержание м7т 22,9 24,0 23,1 23,1

Самая крупная по величине геологических запасов нефти (650 млн т) в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции пермо-карбоновая залежь Усин-ского месторождения характеризуется чрезвычайно сложным строением карбонатного коллектора.

Главные факторы, осложняющие разработку залежи на естественном упруго-водонапорном режиме:

- высокая зональная неоднородность;

- слоистая неоднородность;

- фильтрационная неоднородность залежи обусловлена наличием аномально проницаемых зон (трещин, каверн, карстовых полостей), которые принято называть суперколлекторами. Доля суперколлекторов в объёме залежи достигает 20-30%, а проницаемость на 2-3 порядка превышает проницаемость пористой матрицы, содержащей основные запасы нефти;

- аномальные реологические свойства нефти - высокая вязкость в пластовых условиях (в среднем 710 цПа-с) и наличие неньютоновских свойств.

Лабораторные исследования механизма нефтеотдачи, подтвержденные анализом промысловых данных, показали, что при начальной температуре пласта в процесс нефтеизвлечения*могут быть вовлечены только запасы нефти, сосредоточенные в суперколлекторах.

Для повышения конечной нефтеотдачи разработка пермо-карбоновой залежи осуществляется с применением двух термических технологий:

- площадная закачка пара на участке ПТВ-3;

- пароциклические обработки по всей площади залежи.

Закачка пара была начата в 1992 г. Испытательным полигоном для площадной закачки пара- в пласт стал участок залежи ПТВ-3 с балансовыми запасами 48,1 млн т [15, 101]. Дальнейшее развитие термические технологии получили в 2000 г., когда недропользователем стало ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». В 2001-2003 гг. на залежи было дополнительно установлено 10"стационарных и 3 мобильных парогенератора. Это позволило увеличить объём закачки пара от 1,4 млн т в 2000 г. до 2,1 млн т в 2003 г. На участке ПТВ-3 пробурены 193 скважины: 40 нагнетательных и 153 добывающих. В тепловое воздействие введено около 70% всей площади участка. Накопленная добыча нефти в период закачки пара в пласт оценивается в 2,37 млн т, накопленное паронефтяное отношение - 6,8 т/т.

Геолого-гидродинамическое моделирование участка ПТВ-3 показало, что непрерывная площадная- закачка пара характеризуется низким коэффициентом охвата пластов воздействием. Это связано с крайне неоднородным строением коллекторов, неблагоприятным вязкостным соотношением вытесняемого и вы-теняющих агентов. В итоге пароконденсат циркулирует по промытым высокопроницаемым зонам, довытесняя оставшуюся нефть.

Наиболее эффективным в условиях данной залежи является термоциклическое площадное воздействие паром. В период остановки закачки пара идет процесс капиллярной пропитки из-за создавшихся градиентов давления и температур. В результате импульсного воздействия менее проницаемые участки вовлекаются в разработку за счёт впитывания горячей воды в блоки. Во время следующего цикла будет вытесняться нефть, поступившая из менее проницаемых зон. В середине 2005 г. на отдельных элементах участка ПТВ-3 был осуществлен переход к регулярному режиму циклического воздействия на пласт. По реагирующим скважинам это сопровождалось ростом дебитов нефти от 8,3 до 13 т/сут и снижением обводненности продукции с 83,6 до 75%.

В январе 2007 г. ЦКР Роснедра принято «Дополнение к технологической схеме разработки пермо-карбоновой< залежи Усинского месторождения», в котором на 2007-2011 гг. предложена программа испытания новых термических технологий разработки, успешное внедрение которых должно обеспечить достижение проектного КИН, равного 0,33.

Программа опытно-промышленных работ предусматривает:

- совершенствование и повышение эффективности базовых технологий разработки залежи (площадная закачка пара и ПЦО);

- создание новых термических технологий с использованием горизонтальных скважин, радиальных отводов и боковых стволов.

Большой опыт применения шахтного и термического способов разработки залежи ВВН накоплен на Ярегском месторождении в Республике Коми, где действуют три нефтяные шахты. Первая шахта была введена в действие в 1939 г.

В» истории разработки месторождения выделяются три основных периода [115]:

- опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;

- шахтная дренажная разработка за счёт естественной энергии пласта;

- термошахтная разработка с тепловым воздействием на пласт.

В настоящее время Ярегское месторождение - единственное в мире, где в широком промышленном масштабе более 35лет применяется уникальная термошахтная технология, при которой для закачки пара и отбора нефти применяется плотная сетка вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин длиной до 300 м, пробуренных из подземных горных выработок [34, 102, 113].

На большей части месторождения в настоящее время применяется двух-горизонтная система теплового воздействия, при которой пар под давлением до 0,5 МПа закачивается через плотную сетку вертикальных и крутонаклонных скважин, пробуренных из надпластовых горных выработок, а нефть отбирается через пологовосходящие скважины, пробуренные через 20-30 м из буровых галерей кольцевой формы, расположенных в нижней части пласта (рис. 1.4).

При двухгоризонтной системе отработано и находятся в разработке свыше 500 га площадей, где текущая средняя нефтеотдача пласта около 40%, при паронефтяном отношении 2,69 т/т.

Технологические показатели разработки Ярегского месторождения термошахтным способом приведены на рис. 1.5, из которого видно, что внедрение термических методов было начато в 1968 г. Благодаря освоению термошахтной технологии годовая добыча нефти за последние 20 лет поддерживается на уровне 500 тыс. т. В 2006 г. за счёт закачки пара было добыто около 560 тыс. т нефти. Ежегодно закачивается в пласт около 1,2 млн т пара.

По всем системам термошахтных технологий (одногоризонтной, двухгоризонтной, двухярусной с оконтуривающими нагнетательными галереями, одногоризонтной с оконтуривающей нагнетательной галереей, панельной) с начала термошахтной разработки на 01.01.07 г. было введено в эксплуатацию 700 га площадей с начальными геологическими запасами свыше 40 млн т. Прирост нефтеотдачи на всей разрабатываемой площади составил около 38%. На полностью отработанной площади около 240 га с начальными геологическими запасами нефти 12,6 млн т нефтеотдача составила 51%. На отдельных участках нефтеотдача пласта превысила 60% [98].

А-А т т т т т т т т т т т т т т т Т Т

Условные обозначения r.v.vj песчаник tу////\ аргиллиты Гтгт'т| чуффиты

Рисунок 1.4 - Двухгоризонтная система теплового воздействия на пласт I I liliiiSi!

Годы Добыча ксфтн E

Удельный расход пара i I

Рисунок 1.5 - Технологические показатели разработки Ярегского месторождения термошахтным способом

В последние годы на Ярегском месторождении внедряется подземно-поверхностная система, при которой пар закачивается через поверхностные нагнетательные скважины, а нефть добывается через подземные добывающие скважины. Это позволило вынести всю систему пароснабжения на поверхность, а также увеличить темпы закачки и улучшить параметры закачиваемого пара (давление до 1,6 МПа). Применение эффективных систем теплового воздействия позволит увеличить добычу нефти более чем в 3 раза (от 500 до 1 700 тыс. т/год) [113, 141].

Термошахтный способ добычи нефти имеет большие перспективы. При разработке ВВН и битумов с поверхности, даже с применением тепловых и других методов, КИН редко превышает 20-30%. Термошахтный метод позволил увеличить КИН до 50-70%.

В XXI веке основными источниками углеводородного сырья станут месторождения с трудно извлекаемыми запасами, к которым относятся и месторождения ВВН и битумов. Распространение термошахтного метода на некоторые другие неглубоко залегающие месторождения позволит значительно увеличить ресурсную базу как у нас в стране, так и за рубежом [113, 141].

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Чупров, Илья Федорович

Основные выводы и рекомендации

Диссертационная работа представляет собой теоретические исследования и анализ промысловых работ при тепловом воздействии на залежи нефти аномально высокой вязкости и битумов, и создание на этой основе технологических принципов разработки подобных залежей. Реализация этих технологий позволяет решить важную научно-техническую проблему - вовлечь в активную разработку большие запасы высоковязких нефтей и битумов.

Результаты исследований формулируются в виде следующих положений:

2. Выполнено моделирование процесса термовоздействия с использованием коэффициента теплообмена. Получены точные и приближенные решения задачи. Обоснован механизм прогрева при закачке теплоносителя в однородный пласт.

3. Разработаны математические модели прогрева пласта, насыщенного нефтью аномально высокой вязкости или битумом в различных геолого-промысловых условиях с использованием естественных и искусственных зон высокой проницаемости, трещин, стволов скважин, водоносных пропластков. С помощью этих моделей обоснованы возможность и пути использования этих зон для организации эффективного процесса разработки залежей нефти аномально высокой вязкости и битумов.

5. Разработана методика и на её основе компьютерная программа для оценки нефтеотдачи трещиноватого пласта, дренируемого системой горизонтальных скважин. Численные эксперименты показали результаты, близкие с фактической нефтеотдачей пласта Ярегского месторождения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Чупров, Илья Федорович, Ухта

1. Аббасов, А.А. Гидродинамические и экспериментальные исследования вопросов, связанных с применением термического метода воздействия Текст. / А.А. Аббасов. Баку: Издательство АН Аз ССР, 1966. - 66 с.

2. Авдонин, Н.А. О различных методах расчёта температурного поля пласта при тепловой инжекции Текст. / Н.А. Авдонин // Известия вузов. Нефть и газ. 1964. - № 8. - С. 39-46.

3. Авдонин, Н.А. О некоторых формулах для расчёта температурного поля пласта при тепловой инжекции Текст. / Н.А. Авдонин // Известия вузов. Нефть и газ. 1964. - № 3. - С. 37-41.

4. Алиев, А.Г. Математическое моделирование технологических процессов при термошахтной разработке нефтяных месторождений Текст.: учеб. пособие для вузов / А.Г. Алиев. Ухта: УГТУ, 1998. - 56 с.

5. Алишаев, М.Г. Неизотерическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений Текст. / М.Г. Алишаев, М.Д. Розенберг, Е.В. Теслюк. М.: Недра, 1985. - 172 с.

6. Антониади, Д.Г. Реализация термических методов добычи нефти в России и за рубежом Текст. / Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 1. - С. 33-36.

7. Антониади, Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами Текст. / Д.Г. Антониади. М.: Недра. - 1995. - 264 с.

8. Антимиров, М.Я. К вопросу об интегральной величине тепловых потерь при тепловой инжекции в пласт Текст. / М.Я. Антимиров // Сборник научных трудов. М.: Недра, 1966. - 360 с.

9. Аржанов, Ф.Г. Термические методы воздействия на нефтяные пласты Текст.: справочное пособие / Ф.Г. Аржанов, Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев. -М.: Недра, 1995. 192 с.

10. Ахунов, P.M. Пробная эксплуатация горизонтальных скважин с паро-тепловым воздействием на пласт Текст. / P.M. Ахунов, Р.З. Гареев, P.M. Абдулхаиров, З.А. Янгуразова // Нефтяное хозяйство. 2005. - №11. -С. 44-47.

11. Н.Байбаков, Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений Текст. / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. М.: Недра, 1977. - 233 с.

12. Байбаков, Н.К. Тепловые методы добычи нефти в России и за рубежом Текст. / Н.К. Байбаков, А.Г. Гарушев; Д.Г. Антониади. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 168 с.

13. Байков, Н.М. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса в мире на период до 2030 г. Текст. / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. -2006.-№11.-С. 134-137.

14. Байков, Н.М. Наращивание объёмов извлекаемых запасов нефти с помощью методов увеличения нефтеотдачи Текст. / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 7. - С. 125-127.

15. Базовые принципы, эффективность и основные перспективы разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Текст. /

16. B.В. Шкандратов, С.В. Буракова, С.О. Урсегов, Г.А. Тарасов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 8. - С. 84-88.

17. Боксерман, А.А. Перспективы шахтной и термошахтной разработки нефтяных месторождений Текст.,/ А.А. Боксерман [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 11. - С. 42-45.

18. Боксерман, А.А. Закономерности вытеснения нефти паром в сочетании с заводнением в слоисто-неоднородном пласте Текст. / А.А. Боксерман, А.В. Оноприенко // Нефтяное хозяйство. 1983. - № 7. - С. 32-35.

19. Боксерман, А.А. Геолого-физические критерии выбора объектов для^ применения тепловых методов разработки Текст. / А.А. Боксерман, И.А. Додонова, H.J1. Раковский // Геология нефти и газа. 1976. - № 10.1. C. 21-27.

20. Боксерман, А.Л. Динамика зон прогрева пласта при закачке в него пара Текст. / А.А. Боксерман // НТС ВНИИ: по добыче нефти; вып. 42. - М.: 1971. -С. 159-1691

21. Боксерман; А.Л. Разработка нефтяных месторождений путем: сочетания заводнения с нагнетанием пара Текст. / А.А. Боксерман, H.JI. Раковский, И.А. Глаз: // Разработка нефтяных и газовых месторождений? (итоги науки и техники). М.: - 1975. - С. 69-156.

22. Боксерман, А.Л. Основные направления развития- технологии тепловых методов увеличения- нефтеотдачи пластов. Термические методы повышения нефтеотдачи и пластов Текст. / А.Л. Боксерман. М.: Наука: - 1990. 164 с. .

23. Бондаренко; BIB. Обоснование равномерности-дренирования: многопластовых залежей нефти: при их освоении горизонтальными скважинами Текст. / В.В. Бондаренко // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 12. - С. 74-76.

24. Борисов, Ю.П. Разработка, нефтяных месторождений горизонтальными^ многозабойными скважинами Текст. / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В:П. Табаков;- М.:. Недра,-1964. 154 с.

25. Борисов, Ю.П. Добыча нефти с использованием горизонтальных и. многозабойных скважин Текст. / Ю.П. Борисов; В.П. Пилатовский^ В.П. Табаков. М.: Недра, 1964: - 306 с.

26. Бурже, Ж. Термические методы ; повышения нефтеотдачи пластов / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну. М.: Недра, 1986. - 424 с.

27. Гарушев, А.Р. Термическое воздействие на пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей Текст. / А.Р; Гарушев. М.: ВНИИОЭНГ, 1972: - 88 с.

28. Григорян, A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами Текст. / A.M. Григорян. М.: Недра, 1969. - 192 с.

29. Григорян, A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины Текст. /

30. A.M. Григорян // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 11. - С. 19-22.

31. Григулецкий, В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте Текст. /

32. B.Г. Григулецкий, Б.А. Никитин // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 1. - С. 29-30.

33. Градштейн, И.С. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений Текст. / И.С. Градштейн, И.М. Рыжик. М.: Физматгиз, 1974. - 542 с.

34. Гулиев, М.А. К приближенному решению и электрическому моделированию задачи о течении жидкости в многослойной среде, разделяемой локально-проницаемыми зонами Текст. / М.А. Гулиев. — Баку, Доклады АН Аз ССР. 1968. т. 24. - № 7. - С. 105-110.

35. Гуменюк, А.С. Энциклопедия топливно-энергетического комплекса Европейского Севера Текст. / А.С. Гуменюк. М.: Независимое издательство «Пик». - 2008. - 638 с.

36. Гуров, Е.И. Применение термошахтной скважинно-дренажной системы для разработки месторождений тяжелых нефтей и битумов Текст. / Е.И. Гуров [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1983. - № 5. - С. 28-31.63.

37. Гусейнзаде, М.А. Упругий режим в однопластовых и многопластовых системах Текст. / М.А. Гусейнзаде, А.К. Колосовская. М.: Недра, 1972. -450 с.

38. Джамалов, И.М. Перетоки нефти в слоистом пласте после прекращения закачки пара Текст. / И.М. Джамалов, JI.M. Матвиенко // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 4. - С. 42-44.

39. Джамалов, И.М. Вытеснение нефти теплоносителями из обводненных слоистых пластов Текст. / И.М. Джамалов // Нефтяное хозяйство. 1978. -№ 12.-С. 49-51.

40. B.И. Сафронов// Нефтяное хозяйство. 19981 - № 6. - С. 12-17L

41. Диткин, В.А. Интегральные преобразования и операционное исчисление Текст. / В. А. Диткин, А.П. Прудников. -М.: Физматгиз, 1974. 542 с.

42. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. Текст. / И:М. Аметов [и др.]. М.:.Недра, 19985. - 205 с.44: Добычашефти из?битуминозных песчаников. Пат. США, кл: 166-272,. №4007788 РЖ Горное дело. - 1977. - №. - С. 56.

43. Добыча нефти из песчаников в Канаде. РЖ Горное дело. - 1977. — jYo12.-C.43.

44. Золотухин, А.Б. Моделирование процессов извлечения нефти из пластов с использованием методов увеличения нефтеотдачи Текст.: учеб. пособие для вузов / А.Б. Золотухин. М.: МИНХ и ГП им: И.М. Губкина, 1990. - 267 с.

45. Золотухин, А.Б. Некоторые-вопросы аналитического определения коэффициентов теплообмена Текст. / А.Б. Золотухин // Известия вузов. Нефть и газ.- 1972. №8.-С. 63-66.

46. Золотухин, А.Б. Определение температурного поля пласта при нагнетании в него водяного пара Текст. / А.Б. Золотухин, Т.Е. Малофеев// Известия; вузов. Нефть и газ. 1975. - №10. - G. 35-39.

47. Ибатуллин, Р:Р. Вытеснение нефти горячей водой из трещиновато-пористых пластов Текст. / P.P. Ибатуллин, Ю.П. Желтов // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 7. - С. 41-43.

48. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых при- Совете министров СССР Текст. М.: - 1984.

49. Карслоу, Г. Теплопроводность твердых тел Текст.: / Г. Карслоу, Д. Егер. М.: Наука, 1964. - 321 с.

50. Кисиленко,. Б.Е. Закачка горячей воды для повышения нефтеотдачи трещиновато-пористых пластов с высоковязкой нефтью Текст. /

51. Б.Е. Кисиленко, Ф.А. Кеннави, В.М. Рыжик // Нефтяное хозяйство. 1977. -№ 12. - С. 29-32.

52. Коноплев, Ю.П. Выбор способа прогнозирования добычи нефти термошахтным методом по уклонам Текст. / Ю.П'. Коноплев // Нефтяное хозяйство. 1992. - №2. - С. 18-20:

53. Кудинов, В.И. Совершенствование тепловых методов разработки нефтяных месторождений Текст. / В'.И. Кудинов.' М.: Нефть и газ. - 1996. - 280 с.

54. Камке, Э. Справочник по ^обыкновенным* дифференциальным уравнениям Текст. / Э: Камке. М.: Наука, 1971. - 576 с.

55. Липаев, А.А. Совершенствование системы разработки битумных месторождений на основе геотеплового моделирования пластов Текст. / А.А-. Липаев, В.А. Чугунов, В.Д. Шевченко,1 3:А. Янгуразова // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 1. - С. 46-47.

56. Лыков, А.В. Теория теплопроводности Текст. / А.В. Лыков. Mi: Высшая школа, 1967. - 510 с.

57. Лысенко, В.Д. Дебит горизонтальной скважины, перпендикулярной контуру питания Текст. / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. 1999. -№9.-С. 12-14.

58. Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами Текст. / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. 1999. -№ 5. -С. 2-17.

59. Львовский, Е.Н! Статистические методы построения' эмпирических формул Текст. / Е.Н. Львовский, учебное пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1988. - 233 с.

60. Максутов, Р.А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России Текст. / Р.А. Максутов, Г. Орлов, А. Осипов // Технология ТЭК. № 12. -2005.

61. Малофеев, Г.Е. О моделировании процесса нагревания пласта при закачке горячей жидкости Текст. / Г.Е. Малофеев // Известия вузов. Нефть и газ. 1959. - № 9. - С. 28-32.

62. Малофеев, Г.Е. К расчёту определения температуры в пласте при закачке горячей жидкости в скважину Текст. / Г.Е. Малофеев // Известия вузов. Нефть и газ. 1960. - № 7. - С. 57-63.

63. Малофеев, Г.Е. Распределение температуры в пласте при нагнетании в него водяного пара Текст. / Г.Е. Малофеев // Сборник научных трудов. Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермия нефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1967. 187 с.

64. Малофеев, Г.Е. Сравнительная оценка формул для расчёта нагревания пласта при нагнетании в него водяного пара Текст. / Г.Е. Малофеев, Ф.А. Кеннави // Нефтяное хозяйство. 1969. - № 11. - С. 36-42.

65. Малофеев, Г.Е. О коэффициенте теплоотдачи от теплоносителя блокам трещиноватого пласта Текст. / Г.Е. Малофеев, Ф.А. Кеннави // Известия вузов. Нефть и газ. 1978. - № 1. - С. 29-35.

66. Мартузан, Б.Я. О температурном поле трехслойного пласта при тепловой инжекции Текст. / Б.Я. Мартузан // Теоретические и экспериментальные исследования разработки нефтяных месторождений. Казань: Изд-во ЮГУ, 1964. - С. 65-69.

67. Меркулов, В.П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности Текст. / В.П. Меркулов // Известия вузов. Нефть и газ. 1958. - № 1. - С. 73-80.

68. Меркулов, В.П. Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности Текст. /

69. B.П. Меркулов // Известия вузов. Нефть и газ. 1958. - № 3. - С. 79-88.

70. Меркулов, В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин Текст. / В.П. Меркулов // Нефтяное хозяйство. 1958. - № 6. - С. 51-56.

71. Мукминов, И.Р. Определение оптимальной длины горизонтальной скважины Текст. / И.Р. Мукминов // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 9.1. C. 28-30.

72. Оганов, К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт Текст. / К.А. Оганов. М.: Недра, 1967. - 203 с.

73. О механизме притока нефти при паротепловой обработке скважин Текст. / Г.Е. Малофеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 6. -С. 38-40.

74. Пилатовский, В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта Текст. / В.П. Пилатовский. -М.: Недра, 1966. 318 с.

75. Пилатовский, В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт Текст. / В.П. Пилатовский // Труды ВНИИ. М., 1961. -Вып. 32. - С. 68-80.

76. Подземная гидромеханика Текст. / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Р.Д. Каневская, В.М. Максимов. 2-е изд., исправл. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 488 с.

77. Полубаринова-Кочина, П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины Текст. / П.Я. Полубаринова-Кочина // Прикладная математика и механика АН СССР. 1956. - Т. 20. - С. 86-94.

78. Пудовкин, М.А. Краевые задачи математической теории теплопроводности в приложении к расчётам температурных полей в нефтяных пластах при заводнении Текст. / М.А. Пудовкин, И.К. Волков. Казань: Изд-во Казанского университета, 1978. - 187 с.

79. Пудовкин, М.А. Исследование нестационарного температурного поля нефтяного пласта при внутриконтурном заводнении Текст.: автореферат дис.докт. техн. наук: 05.15.06 / Пудовкин Михаил Александрович. Казань: КГУ, 1964. - 36 е.

80. РД 39-1-676-82. Методическое руководство по проектированию термошахтной разработки месторождений с высоковязкими нефтями и природными битумами (применительно к условиям Ярегского месторождения) Текст. -М.: Миннефтерпом, 1982. 188 с.

81. Разработка статистических зависимостей добычи нефти для систем воздействия на пласт при термошахтной разработке Ярегского месторождения Текст.: отчет о НИР: Договор № 070122-1/УГТУ; рук. Рузин Л.М. Ухта, 2007. - 101 с.

82. Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласт на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения Текст. / P.P. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов, А.И. Фролов // Нефтяное хозяйство. 2007. - №7. - С. 40-42.

83. Раковский, Н.Л. Температурное поле и теплопотери слоисто-неоднородного пласта при нагнетании теплоносителя Текст. / Н.Л. Раковский, О.Э. Цынкова // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа. 1973. -№2.-С. 174-180.

84. Раковский, H.JI. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты Текст. / H.JI. Раковский // Нефтяное хозяйство. 1982.-№ 11. - С. 25-27.

85. Регрессионная модель зависимости производительности труда от квалификации рабочих и внутрисменных простоев Текст. / Г.А. Голубева, Л.П. Попова, Е.А. Канева, И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. -№5.-С. 104-108.

86. Рубинштейн, Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах Текст. / Л.И. Рубинштейн. М.: Недра, 1972. - 276 с.

87. Рубинштейн, Л.И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя Текст. / Л.И. Рубинштейн // Труды Уфимского нефтяного института, № 2. Уфа, 1958. - С. 105-108.

88. Рузин, Л.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов Текст.: монография / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров; под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта: УГТУ, 2007. - 244 с.

89. Рузин, Л.М. О возможности прогрева трещиноватой залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой Текст. / Л.М. Рузин, В.И. Мигунов, И.Ф. Чупров // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 9. - С. 36-38.

90. Рузин, Л.М. Задача о теплопроводном прогреве нефтяного пласта через плотную сетку скважин Текст. / Л.М. Рузин; институт Печорнипинефть, И.Ф. Чупров; Ухтинский индустриальный институт. Ухта, 1978. - 10 с. Деп. в ВИНИТИ 17.04.1978, №150.

91. Рузин, Л.М. Развитие тепловых методов разработки пермо-карбо-новой залежи Усинского месторождения Текст. / Л.М. Рузин // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 2. - С. 82-84.

92. Рузин, Л.М. Оценка эффективности применяемых технологий теплового воздействия на пласт Ярегского месторождения Текст. / Л.М. Рузин, А.И. Куклин // Интервал. 2002. - № 4. - С. 33-39.

93. Рузин, Л.М. Некоторые особенности теплового воздействия в условиях трещиновато-пористых коллекторов Текст. / Л.М. Рузин // Геология иразработка нефтяных месторождений Коми АССР. М.: ВНИИОЭНГ. - 1976. -122 с.

94. Рузин, JI.M. Некоторые технологические принципы разработки неоднородных залежей, содержащих аномально вязкую нефть Текст. / Л.М; Рузин // Интервал, т- 2002. № 4. - С. 23-32.

95. Рузин, Л.М. Совершенствование технологии добычи высоковязких нефтей и битумов на основе сочетания тепловых и химических методов воздействия на пласт Текст. / Л.М. Рузин, А.К. Цехмейстрюк // Нефтяное хозяйство. -1993.-№ 10.-С. 32-36.

96. Составление технологической схемы разработки Ярегского месторождения термошахтным способом: отчёт о НИР Текст.: 10/79 Институт Печорнипинефть; рук. Тюнькин Б.А.; испол. Чупров И.Ф., Левин Г.П. 1979. -103 с. № ГР Б-8371815.

97. Сургучев, М.Л. Определение дебита и эффективности наклонных скважин Текст. / М.Л. Сургучев, В.П. Меркулов // Нефтяное хозяйство. 1960. -№2.-С. 35-41.

98. Схема расчёта параметров теплового воздействия в трещиновато-пористых пластах Текст. / Ю.В. Желтов, В.М. Рыжик, М.Г. Бернардиев, А.Г. Васильков // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 5. - С. 31-34.

99. Тепловая1 обработка истощенного нефтяного пласта Текст. / Э.Б. Чекалюк, К.А. Оганов, А.Н. Снарский, Е.А. Степанченко // Нефтяное хозяйство. 1954. - № 1. - С. 33-38.

100. Термические методы воздействия на нефтяные пласты Текст.: Справочное пособие / Ф.Г. Арджанов [и др.]. М.: Недра. - 1995. - 192 с.

101. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов Текст.: под ред. чл.-кор. АН СССР Абасова М.Т., д-ра техн. наук Боксермана А.А., д-ра техн. наук Желтова Ю.П. М.: Наука, 1990. - 224 с.

102. Термошахтная разработка нефтяных месторождений Текст. / Ю.П. Коноплев, В.Ф. Буслаев, З.Х. Ягубов, Н.Д. Цхадая. М.: Недра, 2006. - 288 с.

103. Трудноизвлекаемые ресурсы и разработка залежей вязких нефтей Текст. / Я.Л. Белорай, И.Я. Кононенко, М.В. Чертенков, А.А. Чередниченко // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 7. - С. 120-122.

104. Тюнькин, Б.А. Опыт подземной разработки нефтяных месторождений и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти Текст. / Б.А. Тюнькин, Ю.П. Коноплев. Ухта: Печорнипинефть, 1996. - 160 с.

105. Тюнькин, Б.А. Вязкоупругие системы для регулирования закачки пара при термошахтной разработке Текст. / Б.А. Тюнькин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 10. - С. 47-50.

106. Уилман, Б.Т. Лабораторные исследования нефтеотдачи при нагнетании пара Текст. / Б.Т. Уилман, В.В. Валлерой // Перевод № 10/62 Д. М.: ГОСИНТИ, 1962.

107. Чарный, И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину Текст. / И.А. Чарный // Нефтяное хозяйство. 1953. -№ 2. - С. 18-23; № 3. - С. 29-32.

108. Чарный, И.А. Об эквивалентной насыщенности при решении задач двухфазной фильтрации-Текст. / И.-А. Чарный, В.Н. Донецкий, Чэнь Чжун-сян // Известия вузов. Нефть и газ. 1960. - № 2. - С. 17-21.

109. Чекалюк, 3JE>i Температурный-профиль пласта при нагнетании теплоносителя в скважину Текст. / Э.Б. Чекалюк // Нефтяное хозяйство. 1955. -№ 4. - С. 39-42.

110. Чудновский, А.Ф. Теплофизика почв Текст. / А.Ф. Чудновский. -М.: Наука, 1976. 352 с.

111. Чупров,- И;Ф. Исследование температурного поля нефтяного пласта при термовоздействии с помощью преобразования1 Вебера Текст. / И.Ф. Чупров // Теория функций: Тезисы докладов Всесоюзного семинара. -Сыктывкар, 1993. С. 73-74.

112. Чупров, И.Ф. Исследование распределения тепла в пласте при радиальном течении горячей жидкости Текст. / И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. 1999. - № 5. - С. 34-37.

113. Чупров, И.Ф. Статистическая модель расчёта и прогнозирования добычи нефти на Ярегском месторождении Текст.: сборник научных трудов №5 / И.Ф. Чупров, И.В. Гребенщиков. Ухта: УГТУ, 2001. - С. 69-73.

114. Чупров, И.Ф. Выявление связей и прогноз показателей нефтедобычи методом многофакторного регрессионного анализа Текст.: сборник научных трудов. Ч. III. / И.Ф. Чупров, И.И. Волкова, Е.А. Канева. Ухта: УГТУ,2006. С. 198-202.

115. Чупров, И.Ф. Решение прикладных задач нефтегазового дела приближенными методами Текст. / И.Ф. Чупров, А.А. Мордвинов. Ухта: УГТУ. -2008.-118 с.

116. Чупров, И.Ф. Моделирование температуры пласта при закачке пара в водоносный пропласток Текст. / И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. -2008.-№4.-С. 60-64.

117. Чупров, И.Ф. Тепловая эффективность при прогреве пласта через водоносный пропласток Текст. / И.Ф. Чупров // Нефтепромысловое дело. 2008. -№ 12.-С. 28-31.

118. Чупров, И.Ф. Динамика фильтрационных сопротивлений пласта при закачке пара в водоносный пропласток Текст. / И.Ф. Чупров // Известия вузов. Нефть и газ. 2008. - № 5. - С. 43-46.

119. Чупров, И.Ф. О возможности прогрева залежи высоковязкой нефти через трещины Текст. / И.Ф. Чупров // Геология, геофизика, разработка нефтя-: ных и газовых.месторождении. 2008: - № 10. - С. 50-521

120. Чупров, И.Ф: Статистическая- модель, для; прогнозирования: добычи нефти термошахтным методом Текст. / И.Ф. Чупров // Нефтепромысловое дело: 2009. - №• 1. - С. 26-27.

121. Щандрыгин, А.Н. Разработка залежей;тяжелой; нефти-и природного битума, методом парогравитационного дренажа Текст.; / А.Н. Шандрыгин, М:Т. Нухасв, В.В; Тсртычный // Нефтяное хозяйство. 2006: - № 7. - С. 92-96.

122. Шейнман, А.Б. Воздействие на пласт, теплом! при добыче нефти Текст. / А.Б. Шейнман, F.E. Малофеев, А.И. Сергеев. М;: Недра, 1969: — 254с. ,

123. Шкандратов, В:В: Опыт разработки и перспективы- повышения добычи нефти на ЯрегскомшесторождениигТекст.[/ BiB: Шкандратов, И.В. Герасимов, Ю.Ш. Коноплев// Нефтяное хозяйство. 2007. - № 8. - С. 81-83:

124. Butler, R. Thermal Recovery of Oil and Bitumen / R. Butler // Jnc. new -jersey, 1991. p.p. 285-359.145; Goqdell; Unit CO2 floodhields positive results // Oil and Gas Journal. -2004. April 12. P. 48-49.

125. Farouq Ali, S.Mi Effects of differences in the overburden and^ underdur-den on Stean'FluidJperformanceTS.Ml Farouq^Alii//^Producers Monthly.- 1966. -№12:-vol. 30.

126. Grenn D:W. Heat; Transfer Nith a Houmg HuidiThrouqh^Porous Media -Ph. D. Thesis University of Oklahoma, 1962.

127. Giqer, F.M. Analytic two-dimensional of water cresting before break-thround for horizontal wells / F.M. Giqer // SPERE, Nov. 1989. - P. 409-416.

128. Joshi, S.D. Horizontal Well Technology / S.D. Joshi. Tulsa: Penn Well Publishing Company, 1991. - 535 p.

129. Joshi, S.D. Horizontal wells. Successes and failures / S.D. Joshi // JPT, 1994. Vol. 33, - № 3. - P. 15-17.

130. Joshi, S.D. Production forecasting methods for horizontal wells / S.D. Joshi // Paper SPE 17580, 1988.

131. Lauwverier, H.A. The Transport of Heat in Oil Layer Caused bu the Jnjection of Hot Fluid / H.A. Lauwverier. Applied Scientific Research. Section A. -1955. vol. 5, № 2, 3. - p. 145-150.

132. Landrum, B.L. Calculation of Crudeoil recovery by Steam Jnjection / B.L. Landrum, J.E. Smith, P.B. Grauford // Petroleum Transactions. AIME. - 1960. -vol. 219.

133. Marx, J.N. Reservoir Heatinq by Hot Fluid Jnjection / J.N.Marx, R.H. Langenheim // Perolum Transaction, AIME, 1960. - vol. 219.

134. Vittoras, E. Ynterpetution of Production Data From cyclic Steem Stimulation at Cold Lake / SPE 20527 / Proceeding 65-th Amnual Technical Conference of the SPE. New Orleans LA? September 23-26. V. P. 596-574.

Информация о работе

Чупров, Илья Федорович
доктора технических наук
Ухта, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы