WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

«НА РАЗЛИЧНЫЕ КАТЕГОРИИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ И ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ Котенёв М.Ю. Уфимский государственный нефтяной технический университет e-mail: kotmaxim В ...»

УДК 622.276.3

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА РАЗЛИЧНЫЕ КАТЕГОРИИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ И

ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Котенёв М.Ю .

Уфимский государственный нефтяной технический университет

e-mail: kotmaxim@mail.ru

В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Башкортостан и западная часть Татарстана) выделены три типа наиболее широко распространённых категорий трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти (I – в пластовых залежах нефти, II – в массивных залежах, III – в залежах, содержащих высоковязкую нефть) .

Для каждой группы запасов выполнено обоснование наиболее эффективных технологий регулирования базовым агентом воздействия. Приведены результаты лабораторных исследований, геологического и математического моделирования .

Ключевые слова: остаточные запасы нефти, нефтеотдача, карбонатный коллектор, добывающая скважина, нагнетание, вытеснение нефти, эмульсия Для обоснования технологических решений по регулированию базовым агентом воздействия на залежах нефти в карбонатных коллекторах первоначально необходимо выделить наиболее широко распространенные в изученном регионе основные категории трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти. Типизация исследуемых объектов выполнена в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Башкортостан и западная часть Татарстана) .

Наиболее представительны три группы объектов:

I – в пластовых залежах нефти;

II – в массивных залежах;

III – залежи, содержащие высоковязкую нефть .

В каждой группе объектов выделены объекты - полигоны, по которым представлены результаты исследований:

в первой группе (I) – пластовые залежи турнейского яруса НовоЕлховского нефтяного месторождения;

во второй группе (II) – массивные залежи в рифогенных постройках Предуральского краевого прогиба;

в третьей группе (III) – залежи высоковязких нефтей турнейского и фаменского ярусов Башкортостана .

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru Первая группа - пластовые залежи нефти турнейского яруса Ново-Елховское месторождение является вторым в республике Татарстан по величине запасов нефти. Введено в разработку в 1960 году. В настоящее время месторождение находится на четвертой стадии разработки. Более 60 % текущей добычи нефти обеспечивается за счет разработки основного продуктивного горизонта Д1, Д0. Степень выработки начальных извлекаемых запасов по основному объекту разработки превысила 86 % .

В связи со значительной выработкой активных запасов нефти в терригенных коллекторах девона, дальнейшие перспективы в добыче нефти по месторождению связаны с активизацией разработки продуктивных отложений нижнего карбона, основные запасы нефти которых (68 %) сосредоточены в карбонатных коллекторах кизеловско-черепетского комплекса (пласт С1t). Отложения представлены органогенно-обломочными известняками различных структурных разностей, и относящихся к типу трещинно-поровых, низко- и среднеёмких, среднепроницаемых .

Залежи нефти турнейского яруса характеризуются высокой сложностью геологических условий разработки: высокой зональной и послойной макро- и микронеоднородностью пласта, повышенной трещинноватостью коллектора, широким распространением водонефтяных зон, повышенной вязкостью нефти. Таким образом, представляется довольно сложная система факторов, в сумме обуславливающих низкие темпы нефтеизвлечения, неравномерность выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах, снижение продуктивности и преждевременное обводнение скважин .





Несмотря на длительный срок разработки (20 лет) текущий коэффициент нефтеизвлечения в целом по пласту C1t Ново-Елховского месторождения достиг 5,58 % при проектном значении показателя 19 %. Активные запасы в настоящее время отобраны на 27,8 %. Значительная часть скважин характеризуется высокой обводненностью продукции (более 70 %), 19 % скважин от общего фонда работают на грани рентабельности с дебитом нефти от 0,1 до 1,0 т/сут и обводненностью более 90 % .

Анализ динамики пластового давления показывает, что по мере увеличения годовых отборов жидкости, ежегодного наращивания объемов нагнетания _____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru наблюдается ежегодное снижение показателя. По большей части залежей наблюдается низкая эффективность системы заводнения. По результатам анализа, объемы закачиваемой воды по наиболее крупным по запасам залежам намного превосходят отборы жидкости. Показатели текущей и накопленной компенсации отборов жидкости закачкой составляют порядка 170 % и 150 %, соответственно. Большие удельные объемы среднесуточной закачки воды, не обеспечивают поддержания пластового давления на отдельных участках. Невысокие темпы обводнения большей части добывающего фонда скважин указывают на возможность ухода большей части закачиваемых вод в водоносную часть продуктивных пластов .

Проведенный дифференцированный анализ структуры остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах позволил выделить зоны наибольших и наименьших концентраций запасов, что позволило в полной мере оценить потенциальные возможности скважин при обосновании комплекса мероприятий по воздействию на остаточные запасы .

На основе анализа сопоставления карт посчитанных остаточных запасов с геолого-промысловыми картами (рис. 1-7) выделены следующие типы остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах .

1. Запасы нефти промытых зон, представленных двумя подтипами:

1) Относительно однородные зоны пласта, в полной мере охваченные воздействием по площади и разрезу. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины 15,7 м. Расчлененность пласта в среднем по скважинам 2,9. Коэффициент вскрытия пласта по данной группе скважин в среднем составляет 0,65 д.ед. Значительные запасы этих зон выработаны. Большая часть скважин добывают продукцию с обводненностью более 57 %, что является следствием образования промытых зон, по которым фильтруется основной объем нефтевытесняющего агента. В среднем обводненость составляет – 47,2 %, водонефтяной фактор – 259 %. На данном этапе полный охват пластов заводнением этих зон не обеспечивается. Доля запасов промытых зон составляет 10 % от остаточных геологических запасов в целом по залежам турнейского яруса .

2) Запасы в зонах высокой послойной неоднородности. На долю 2-го типа приходится 43 % остаточных балансовых запасов. Запасы сконцентрированы преимущественно в сводовых частях структур, характеризующихся повышенными _____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru нефтенасыщенными толщинами (в среднем 31,2 м) (в основном в чисто нефтяных зонах), высокой расчлененностью (от 6 до 16 пропластков) и вертикальной изменчивостью по проницаемости. Запасы в этих зонах сосредоточены в слабопроницаемых интервалах пласта, не охваченных в полной мере дренированием ввиду поступления закачиваемой воды в высокопроницаемые интервалы пласта. Большая часть скважин в этих зонах работают с предельно низкими дебитами и высокой обводненностью продукции 60,3-99,2 % (в среднем 86 %), аномально высоким текущим ВНФ (более 300 %). В связи с быстрым обводнением, ряд добывающих скважин с высокими остаточными запасами нефти в настоящее время работают как нагнетательные. Коэффициент вскрытия пласта по данной группе скважин не превышает 0,5 д.ед. Зоны концентрации запасов 2-го типа можно охарактеризовать как среднепродуктивные (Кпр – 0,380 мкм2) .

2. Запасы водонефтяных зон. На долю ВНЗ приходится 13 % остаточных запасов. Зоны характеризуются средними нефтенасыщенными толщинами (в среднем 13,4 м), повышенной слоистой неоднородностью. Продуктивные пласты расчленены, преимущественно на 3-6 нефтенасыщенных пропластков. Зоны концентрации запасов 1 типа можно охарактеризовать как низкопродуктивные (Кпр – 0,018 мкм2). Запасы ВНЗ не вовлечены в полной мере в разработку из-за недостаточной степени вскрытия пласта. Коэффициент вскрытия пласта в среднем по скважинам составляет 0,36 д.ед. Низкая степень вскрытия продуктивной части пласта значительно снижает долю дренируемых запасов. Значительная часть скважин работающих в зонах ВНЗ – малодебитные. Обводненность по скважинам в пределах 45,4-99.2 % и составляет в среднем 85.9 %. Основным источником обводнения скважин в пределах ВНЗ являются подошвенные воды .

3. Запасы нефти низкопроницаемых коллекторов. На долю остаточных запасов сконцентрированных в низкопродуктивных зонах, характеризующихся низкими коллекторскими свойствами пласта в зоне дренирования скважины (Кпр менее 0,05 мкм2) приходится 15 %. Освоение запасов третьего типа осложняется близостью подошвенных вод к нижней границе интервала перфорации; отсутствие эффективной системы ППД .

4. Запасы нефти приконтурных зон. Доля запасов этого типа составляет 19 % от остаточных геологических запасов. Основная часть скважин расположена _____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru в водонефтяных зонах вблизи контура нефтеносности залежей, в относительно однородных зонах. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины 6,7 м. Коэффициент расчлененности в среднем по скважинам 2,5. Основная часть запасов 4-го типа не вовлечена в разработку по ряду причин: низкая плотность сетки скважин (12-16 га/скв); недостаточный площадной охват воздействием при заводнении .

–  –  –

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru

–  –  –

Рис. 3. Карта-схема расчлененности пласта (количества эффективных прослоев), залежь №51 турнейского яруса _____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru

–  –  –

Рисунок 5. Карта-схема вариации абсолютной проницаемости по толщине пласта, залежь №51 турнейского яруса _____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru f, % Рисунок 6. Карта-схема текущей обводненности, залежь №51 турнейского яруса ВНФ, %

–  –  –

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru Таким образом, установлено, что основная часть остаточных запасов карбонатных отложений турнейского яруса не вовлечена в разработку. Отмечено существенное ухудшение структуры остаточных запасов. Активные запасы, сосредоточенные в относительно однородных и высокопроницаемых пластах, в значительной степени выработаны. Зоны высокой концентрации остаточных запасов, характеризующиеся высокой послойной проницаемостной неоднородностью и повышенной трещинноватостью коллектора, наличием ВНЗ, не могут быть вовлечены в активную разработку при существующей системе воздействия. Значительная часть запасов сконцентрирована в низкопроницаемых интервалах, не охваченных воздействием при заводнении за счет низкой степени вскрытия продуктивной части разреза и ухудшенного состояния призабойной зоны пласта .

Перспективы вовлечения остаточных запасов 1 группы связаны с реализацией работ по следующим направлениям:

повышение эффективности системы заводнения;

повышение продуктивности добывающих скважин и восстановление фильтрационных характеристик ПЗП нагнетательных скважин;

мероприятия по увеличению степени вскрытия пласта .

Повышение охвата воздействием недренируемой части запасов возможно за счет организации циклического заводнения и мероприятий, направленных на изменение направления фильтрации в карбонатных пластах. Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием .

Изменение направления фильтрации может достигаться созданием новых линий нагнетания, перераспределением закачиваемой воды или отбора жидкости по отдельным участкам, периодической работой групп нагнетательных и нефтяных скважин при блоковых системах разработки .

Для увеличения извлечения нефти при заводнении в условиях неоднородных пластов с высокой обводнённостью продукции скважин (60-90 %) успешно применяются физико-химические методы, в частности, полимерно-дисперсные системы в сочетании с композицией ПАВ. При реализации таких технологий досНефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru тигаются следующие результаты: снижается проницаемость промытых зон и выравнивается фронт вытеснения заводняющей жидкости; улучшаются нефтевытесняющие свойства воды в низкопроницаемых зонах, не охваченных ранее воздействием .

Для пластов, характеризующихся резкой неоднородностью и слабой гидродинамической связью применяют полимерное заводнение, направленное на выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении, снижение темпов обводнения добываемой нефти. К наиболее эффективным методам следует отнести вязко-упругие составы (ВУС) .

Повышение эффективности системы заводнения в зонах высокой послойной неоднородности может быть достигнуто за счет проведения водоизоляционных работ, направленных на блокирование высокопроницаемых прослоев промытых водой с применением технологий ограничения водопритоков (ОВП). Среди технологий ОВП хорошо себя зарекомендовали для условий разработки карбонатных пластов сшитые полимерные системы (СПС) и осадко-гелеобразующие композиции (ОГК) .

Для доотмыва остаточной нефти в промытых зонах эффективны закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ) .

Вовлечение остаточных запасов нефти, сконцентрированных в водонефтяных зонах (запасы 2 группы) требует проведения геолого-технологических мероприятий по следующим направлениям:

увеличение доли дренируемых запасов за счет повышения степени вскрытия пласта (дострелы, престрелы) и восстановления ФЕС призабойной зоны пласта;

водоизоляционные работы в скважинах, обводняемых подошвенными водами;

увеличение охвата воздействием послойно неоднородных пластов при заводнении за счет подключения в работу новых интервалов в нагнетательных скважинах бурение горизонтальных скважин .

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru

Вовлечение остаточных запасов нефти, сконцентрированных в низкопродуктивных зонах (запасы 3 группы), характеризующихся низкими коллекторскими свойствами пласта, осуществимо за счет комплекса следующих мероприятий:

организации эффективной системы поддержания пластового давления, в пределах зон, не охваченных площадным воздействием (перевод скважин под нагнетание за счет возвратного фонда);

бурение горизонтальных скважин;

проведение вторичного вскрытия пласта (перестрелы);

повышение продуктивности скважин за счет применения комплексных соляно-кислотных обработок, кислотного гидроразрыва пласта;

восстановление ФЕС призабойной зоны скважин (физические методы, основанные на воздействии упругими волнами (акустическое, волновое воздействия) применяемые в комплексе с кислотными составами и растворителями);

Остаточные запасы приконтурных зон залежей (4 группа остаточных запасов) могут быть вовлечены в активную разработку за счет:

уплотнения сетки скважин, за счет возвратного фонда с нижележащего объекта разработки;

создания очагов заводнения, путем перевода обводнившихся скважин под нагнетание, что позволит повысить площадной охват воздействия при заводнении;

бурения горизонтальных скважин и боковых стволов, многоствольное бурение;

мероприятия по интенсификации добычи нефти с применением кислотных составов избирательного действия .

II группа – месторождения, приуроченные к рифовым образованиям Предуральского краевого прогиба (сакмаро-артинский горизонт) Текущий КИН варьирует от 1.2 % (Салаватское месторождение) до 36.4 % (Введеновское месторождения). Средний КИЗ составляет 75 % и изменяется от 4 % до 99,5 % (табл. 1) .

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru

–  –  –

В Предуральском краевом прогибе разрабатывается 13 нефтяных и 6 нефтегазовых рифогенных месторождений .

На сегодняшний день большинство месторождений сильно истощены, извлекаемые запасы практически отобраны (табл. 2). Коэффициент использования извлекаемых запасов (КИЗ) изменяется от 0,1 до 0,99, составляя в среднем 0,74 .

По 12 месторождениям КИЗ изменяется от 0,83 (Мурапталовское) до 0,99 (Ишимбайское), составляя в среднем 0,95. По этим месторождениям сумма остаточных балансовых запасов составляет 120 млн.т. при среднем КИН 0,28. Дальнейшая разработка месторождений на режиме истощения становится нерентабельной .

Специфика геолого-физических и морфологических свойств рифогенных месторождений обусловливает технологию разработки, характеризующуюся последовательностью трех основных режимов: упругим, растворенного газа и гравитационным. Подобная схема реализуется, за редким исключением, на большинстве месторождений подобного типа. В результате, нефтеотдача очень низкая, в среднем до 30 % .

Анализ выработки запасов нефти, выполненный на основе геологического моделирования (рис. 8), позволяет сделать вывод о том, что основные остаточные запасы нефти сосредоточены в периферийных зонах и в нижней толще карбонатной породы центральных зон .

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru

–  –  –

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru Специфика геолого-физических и морфологических свойств указанных объектов позволяет реализовать на них совмещенную технологию создания подземных хранилищ газа (ПХГ) с одновременной выработкой части остаточных запасов нефти, которая осталась бы неизвлеченной при применении традиционных методов [1] .

Рифогенные месторождения Предуральского прогиба как нельзя лучше подходят для эксплуатации в качестве ПХГ, что обусловлено спецификой геоморфологии данных объектов: замкнутый характер природного резервуара, большие объемы на ограниченной площади, наличие регионального флюидоупора (соленосная толща кунгура) (рис. 9) и наличие вблизи месторождений развитой газотранспортной системы) .

Рис. 9. Схематический геологический профиль Тереклинского месторождения

В настоящее время наиболее подготовленным является Тереклинское нефтяное месторождение: произведена ликвидация большей части "старого" фонда скважин, пробурено 38 скважин "нового" фонда, в том числе 9 газонагнетательных скважин, создан проект доразработки, основанный на технологии доизвлечения остаточных запасов нефти при создании ПХГ .

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru Предлагаемая технология состоит из трех последовательных этапов. В рамках первого осуществляется перепуск газа в центральный и юго-западный купола массива из магистрального газопровода (МГ) под давлением до 5.6 МПа до минимизации градиента давления в МГ и в залежи. Далее осуществляется опытно-промышленная эксплуатация месторождения с циклической закачкой газа высокого давления с целью уточнения параметров созданной газогидродинамической модели. Продолжительность этапа составит 7-8 лет .

Второй этап является подготовительным к переходу к ПХГ в полном объеме. В рамках этого этапа осуществляется циклическая закачка газа с помощью компрессорной станции в объемах, обеспечивающих наивысшую эффективность процесса вытеснения нефти газом, и – собственно – добыча нефти. Второй этап является самым продолжительным. Согласно предварительным расчетам, в условиях Тереклинского месторождения продолжительность этого этапа составит около 25 лет. За этот период предполагается добыть основной объем остаточных извлекаемых запасов нефти (рис. 10). На завершающей стадии данного этапа объемы закачиваемого газа увеличиваются до 430 млн.м3, а добыча жидкости уменьшается. На третьем этапе добыча жидкости прекращается, и месторождение используется как ПХГ в полном объеме. Дополнительная добыча нефти может составить 0.7-0.8 млн.т., что соответствует приросту нефтеотдачи в 8,0-10,0 % .

Активный объем ПХГ оценивается в 430 млн. м3 газа, буферный объем 220млн. м3 .

Основным фактором, снижающим эффективность данной технологии являются прорывы закачиваемого газа к забоям добывающих скважин, что существенно снижает эффективность вытеснения нефти газом .

В результате анализа опыта закачки газа на подобных объектах рекомендуются следующие технологии регулирования газового воздействия, обеспечивающие снижение вероятности преждевременных прорывов газа. А именно: перфорация добывающих скважин на 25-30 м от кровли зоны окисленной нефти (ЗОН), а газонагнетательных на 30-40 м от кровли рифа; предлагается бурение новых добывающих скважин с горизонтальным окончанием; компенсацию отборов осуществлять в объеме не более 100 %, контроль за прорывами газа вести по значению газового фактора .

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru Рисунок 10. Карта средней нефтенасыщенности, 2030 год Смешанный порово-кавернозно-трещинный тип коллектора обусловливает высокую неоднородность в строении продуктивной части разреза и повышает вероятность п рорывов газа по высокопроницаемым зонам пласта .

Для снижения прорывов газа в добывающие скважины и повышения охвата пласта газовым воздействием рекомендуется использование гелеобразующих составов на основе алюмохлорида (маточный раствор цеолитсодержащий, Цеолит, КАРФАС). Кроме этого рекомендуется применение естественного деэмульгатора (нефть Аллакаевского месторождения), успешно применяемые на подобных объектах .

Гелеобразующие составы на основе алюмохлоридов способны в пластовых условиях через определенное время превращаться в малоподвижную гелеобразную массу. По результатам исследований проницаемость пористой карбонатной среды после закачки гелеобразующей композиции на основе цеолита снижается более чем на 95 % .

Вместе с тем, эффективность газового воздействия может быть значительно увеличена за счет его комплексирования с физико-химическими МУН, позволяющими регулировать и при необходимости изолировать газопроявления в _____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru добывающих скважинах, увеличивая тем самым охват процессом вытеснения нефти .

Как показывает мировой опыт наиболее часто газовое воздействие комплексируется с закачкой пенных систем. В настоящей работе предлагается альтернативный метод – эмульсионное воздействие на пласт .

Исследования гидрофобной водо-нефтяной эмульсии на основе природного эмульгатора показали, что нефть Аллакаевского месторождения (одного из рифогенных) может быть использована для приготовления обратных эмульсий для применения в качестве жидкости глушения и для водоизоляционных работ месторождений с низкими пластовыми температурами [2, 3]. Меняя отношение нефть/ вода и условия приготовления составов можно в широких пределах регулировать реологические свойства эмульсий .

Гидрофобные обратные эмульсии могут быть использованы для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в трещиноватых коллекторах (закачка в нагнетательные скважины) и для селективной газо- и водоизоляции в добывающих скважинах. В последнем случае рекомендуется использовать эмульсионные составы с низким содержанием нефтяной фазы .

III группа – залежи высоковязких нефтей турнейского и фаменского ярусов Башкортостана На территории Республики Башкортостан из 332 залежей высоковязкой нефти на 96 месторождениях 157 относятся к карбонатным пластам, большая часть которых являются залежами турнейского и фаменского ярусов. Суммарные текущие геологические запасы нефти по карбонатным объектам составляют 720 млн. т. Описательная статистика по параметрам фаменских и турнейских пластов приведена в табл. 3 и 4, соответственно. Определенные среднестатистические параметры карбонатных коллекторов и нефти необходимо учитывать при проведении экспериментальных исследований .

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru

–  –  –

Основная часть запасов нефти в коллекторах трещиновато-пористого типа часто содержится в поровых блоках. Поэтому применение теплоносителей при разработке таких месторождений вызывает необходимость в исследовании механизма извлечения нефти из поровых блоков при высоких температурах. Повышение температуры при нагнетании теплоносителя в пласт существенно влияет на характер процесса фильтрации и массопереноса в трещиновато-пористых коллекторах по сравнению с изотермическим случаем .

Учет особенностей процесса важен для повышения качества проектирования разработки месторождений тепловыми методами, контроля и управления проНефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru цессом. Исследование процесса позволяет также предлагать интенсифицирующие факторы в виде новых реагентов и физических принципов для усиления базовых термических технологий разработки таких как вытеснение нефти горячей водой, паром, оторочками теплоносителя и т.д. В связи с этим, изучение механизма процессов, происходящих при извлечении нефти из порово-трещиноватых пластов с применением теплоносителей является весьма актуальной задачей .

Изучению эффективности термических методов увеличения нефтеотдачи посвящены работы большого количества исследователей [4-9]. Наиболее интересны как с научной, так и с практической точек зрения работы по испытанию комбинированных технологий воздействия на залежи высоковязких нефтей (ИДТВ, ЦВДПВ, термополимерное воздействие) Волго-Уральской НГП, выполненные под руководством Кудинова на Гремищинском месторождении [10]. В статье приведены исследования по оптимизации и регулированию процесса термокапиллярной противоточной пропитки на залежах Фаменского и Турнейского ярусов Башкортостана .

Экспериментальные исследования были проведены на коллекциях естественных карбонатных образцов керна нефтяных месторождений Башкортостана .

Коллекции исследуемых образцов керна составлялись таким образом, чтобы их фильтрационно-емкостные свойства охватывали практически весь диапазон коллекторских свойств пластов с высоковязкими нефтями .

Коллекции образцов перед началом экспериментальных исследований проходили предварительную подготовку, которая заключалась в следующем .

Экстракция образцов, отмыв от солей и сушка до постоянной массы по соответствующим ОСТам. Определение абсолютной проницаемости по воздуху на приборе полуавтомате конструкции БашНИПИнефть. Насыщение образцов по методике Преображенского моделью пластовой воды, определение открытой пористости, минералогической плотности и объема порового пространства. Создание и определение остаточной водонасыщенности центрифигированием. Насыщение образцов нефтью с целью создания начальной нефтенасыщенности .

Образцы керна обладают коллекторскими характеристиками блоков трещиновато-пористого пласта и свойствами, насыщающей их нефти (табл. 5) .

_____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru

–  –  –

Были проведены экспериментальные исследования термокапиллярной пропитки, когда последовательно задавались четыре значения температуры (20 оС, 50 оС, 70 оС и 90 оС), при которых фиксировалась динамика вытеснения нефти .

Обобщенные результаты этой серии эксперимента приведены на рис. 11 в координатах «коэффициент вытеснения - время процесса». Из анализа кривой видно, что с ростом температуры процесс вытеснения интенсифицируется, что приводит к увеличению коэффициента противоточного термокапиллярного вытеснения нефти водой. Анализируя эти зависимости и зависимость вязкости нефти от температуры (табл. 6), можно заключить, что наибольшая интенсификация наблюдается в диапазоне температур резкого снижения вязкости .

Рис. 11.

Изменение коэффициента вытеснения нефти при противоточной капиллярной пропитке во времени при последовательной смене температуры:

20 °С, 50 °С, 70 °С, 90 °С _____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru

–  –  –

Противоточное капиллярное вытеснение высоковязкой нефти является важным фактором вытеснения из поровых блоков трещиновато-пористых карбонатных пластов. С ростом температуры отмечается интенсификация противоточной термокапиллярной пропитки. По результатам экспериментальных исследований на всех исследуемых образцах керна произошел рост коэффициентов вытеснения. При высоких температурах сохраняются закономерности роста коэффициента противоточного капиллярного вытеснения с увеличением проницаемости породы и снижением вязкости нефти, отмечаемые в экспериментах при обычной температуре. Время резкого замедления капиллярного впитывания, полученное в экспериментах, позволяет провести нормирование характерного времени процесса для реальных поровых блоков пород .

Разработана математическая модель и методы расчета основных показателей парогазоциклического воздействия на скважины в трещиновато-пористом пласте. Зависимость парогазонефтяного отношения от безразмерного времени термокапиллярной пропитки имеет экстремальный характер, что позволяет определять эффективную продолжительность этапа нагнетания для заданных характеристик пласта и темпа нагнетания (объема теплоносителя) .

Эффективность термокапиллярного вытеснения растет с ростом количества тепла, аккумулируемого единицей объема пласта. При охвате большого объема пласта тепловым воздействием тепловая эффективность процесса может снизиться в связи с ростом доли потерь тепла. Наблюдается заметное ухудшение показателей термокапиллярного вытеснения из поровых блоков с уменьшением толщины пласта. Выбор продолжительности этапа выдержки осуществляется путем сопоставления результатов аналитического решения задачи об остывании прогретой зоны пласта с максимально допустимой температурой отбираемой продукции при механизированной добыче. При этом учитываются результаты экспериментального изучения времени окончания (значительного замедления) процесса термокапиллярной пропитки _____________________________________________________________________________

© Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru при различных температурах. Для повышения эффективности процесса парогазоциклического воздействия возможно ступенчатое увеличение отбора на основе расчета остывания прогретой зоны пласта при добыче продукции .

Литература

1. Котенёв М.Ю., Фёдоров К.М. Перспективы создания подземных хранилищ газа в процессе доразработки истощённых рифогенных месторождений // Тезисы докладов Всероссийской конференции-конкурса среди студентов выпускного курса, Санкт-Петербург, СПбГГИ, 2006. С. 13 .

2. Котенев Ю.А., Хлебников В.Н., Андреев В.Е. и др. Исследование гидрофобных эмульсий. Сообщение I. Эмульсии для высокотемпературных нефтяных пластов // Башкирский химический журнал. 2004. Том 11. № 2. С. 30-34 .

3. Котенев Ю.А., Хлебников В.Н., Андреев В.Е. и др. Исследование гидрофобных эмульсий. Сообщение II. Гидрофобная водо-нефтяная эмульсия на основе природного эмульгатора // Башкирский химический журнал. 2004. Том 11. № 2 .

С. 35-38 .

4. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. 343 с .

5. Желтов Ю.В., Кудинов В.И. Термополимерное воздействие – технология для рациональной разработки месторождений вязкой нефти в трещинно-поровых коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1993. №10. С. 45-54 .

6. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М.: Недра, 1967. 203 с .

7. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Пер. с франц. М.: Недра, 1989. 422 с .

8. Баширов В.В., Федоров К.М., Овсюков А.В. Неизотермическое движение жидкости и газа в пористых средах и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Уфа, БашГУ, 1984, 85с .

9. Илюков В.А., Антипин Ю.В. К вопросу об эффективности тепловых обработок призабойной зоны скважин огневыми забойными нагревателями // Тр .

Уфим. нефт. ин-та., Уфа, 1970. Вып. 6. С. 44–50 .

10. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: Нефть и газ, 1996. 284 с .

_____________________________________________________________________________




Похожие работы:

«АРХИТЕКТУРНЫЕ КОНСТРУКЦИИ АРХИТЕКТУРНЫЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ ИЗ АЛЮМИНИЯ ДЛЯ ТОРГОВЫХ И АДМИНИСТРАТИВНЫХ ЗДАНИЙ 5 5S • фасады ЩЛ • витражи (в т.ч. Jumbo размеры) • зимние сады НАВЕСНЫЕ ВЕНТИЛИРУЕМЫЕ...»

«• использование бюджетных средств, выделяемых на организацию питания, в соответствии с требованиями действующего законодательства;3 . ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ОРГАНИЗАЦИИ ПИТАНИЯ УЧАЩИХСЯ. 3.1. Организация питания...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Пермский национальный исследовательский ПНИПУ1 политехнический университет Горно-нефтяной факультет, Кафедра "Геология нефти и...»

«КИРИЛЛОВА ОКСАНА ЮРЬЕВНА РАЗВИТИЕ ИНСТИТУЦИОНАЛЬНЫХ МЕХАНИЗМОВ КОНТРОЛЯ В ТЕОРИИ И ПРАКТИКЕ КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ Специальность: 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (менеджмент) АВТОРЕФЕРАТ диссерт...»

«ISBN ???-?-??????-??-? ПРОГРАММНЫЕ СИСТЕМЫ: ТЕОРИЯ И ПРИЛОЖЕНИЯ. Переславль-Залесский, 2009 615.07 УДК А. А. Толчёнов, Д . В. Зубов, А. В. Сергеева Оперативный метод определения активности целлюлаз Аннотация. Разработан метод количественного определения целлюлолитической активности, создан реализующий его прогр...»

«Общество с ограниченной ответственностью "НИЭП"   Свидетельство № СРО-АП-109-056-07042014 от 07 апреля 2014 г. Заказчик фонд "Энергия без границ" Многофакторные исследования гидротехнических сооружений Вогульского гидроузла Верхнетагильской ГРЭС с разработкой проектной документации на основе современных технологических решений...»

«УДК: 005.22:334.7.012.6.] (478) АКУЛАЙ ЕЛЕНА УПРАВЛЕНИЕ РАЗВИТИЕМ СЕКТОРА МАЛЫХ И СРЕДНИХ ПРЕДПРИЯТИЙ В РЕСПУБЛИКЕ МОЛДОВА В КОНТЕКСТЕ СОВРЕМЕННЫХ ЕВРОПЕЙСКИХ ТЕНДЕНЦИЙ Специальность: 521.03 ЭКОНОМИКА И МЕНЕДЖМЕНТ (в предпринимательской деятельности) Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора хабилитат экономических...»







 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.