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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

Диссертации на соискание ученой степени

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

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

доктора технических наук

Чупров Илья Федорович

Ухта 2009

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 Рогачёв

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 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

к.т.н., профессор Н.М. Уляшева

Общая характеристика работы

температурный залежь нефть битум

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 нефтеизвлечения, 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 мПа·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 мПа·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 мПа·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 мПа·с в среднем). Лабораторные исследования механизма нефтеотдачи, подтвержденные анализом промысловых данных, показали, что при начальной температуре (23°С) пласта в процесс нефтеизвлечения 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 мПа·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.

На большей части месторождения в настоящее время применяется двухгоризонтная 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, 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 Н.А. 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 Х. Ловерье.

Автором настоящей работы получены решения уравнения теплопереноса 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

(1)

при условиях ; ; ,

где u₁ - безразмерная температура, - безразмерный коэффициент теплообмена, - безразмерный конвективный параметр, - критерий Фурье, r - безразмерная координата.

Методом интегрального преобразования Вебера получено решение поставленной задачи при произвольных и . В качестве частных случаев приводятся решения при различных аналитических выражениях коэффициента теплообмена. При , 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 n-й степени, и при условии сохранения теплового баланса процесса в интегральной форме, найдено приближенное решение уравнения (1). Поле температуры при n = 2 и определяется из выражения

,(2)

где , , .

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

Сравнительные расчеты по (2), схемам Х. 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

.(3)

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

.(4)

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 Х. Ловерье. При этом для практического использования они очень просты, т.к. выражаются через элементарные функции.

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 пропласткам 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 Н.А., Антониади Д.Г., Байбакова Н.К, Боксермана А.А., Вахнина Г.И., Гарушева Р.А., Желтова Ю.П., Гурова Е.И., Жданова С.А., Золотухина А.Б., Ибатуллина Р.Р., Коноплева Ю.П., Коробкова Е.И., Кудинова В.И., Лысенко В.Д., Максутова Р.А., Малофеева Г.Е., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Раковского Н.Л., Рубинштейна Л.И., Рузина Л.М., Пудовкина М.А., Оганова К.А., Симкина Э.М., Стрижова И.Н., Табакова В.П., Тюнькина Б.А., Чарного И.А., Чекалюка Э.Б., Шейнмана А.Б., Ялова Ю.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 мПа·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 , , к = (0,1-3)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 быть 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 теплоносителя 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 пропластка 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 предварительного 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 70єС продвигается всего на 4 м от трещины при температуре в трещине 100єС и до 6 м при 150єС.

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).



Рисунок 1 - Схема прогрева пласта через систему параллельных трещин

Расстояния между трещинами 2L, толщина пласта h , начальная температура пласта T₀. В трещинах поддерживается температура Т_П > Т₀. Через кровлю и подошву пласта происходит теплообмен с окружающими породами. Как показано в разделе 3, до достижения определенного уровня фильтрационного 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

,(5)

при краевых условиях

.(6)

Решение задачи (5) при условиях (6) имеет вид

(7)

где - критерий Био;

- критерий Фурье;

;

- отношение прогреваемой площади к периметру.

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

(8)

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

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

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

(9)

при условиях

, , .

Решение этой задачи

.(10)

Средняя температура по разрезу определяется из выражения

(11)

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



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 70єС через 5 лет прогревается только верхняя половина 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 q(t). Скважины расположены в точках с координатами . Для определения температурного поля следует интегрировать уравнение

(12)

при начальном условии .

Решение (12), полученное методом функции Грина имеет вид

,(13)

где .

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

,(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 - Т_П = 100°С; 2 - Т_П = 150°С

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

Рассмотрена динамика прогрева межскважинной зоны при парогравитационном 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 призабойных зон обеих скважин путем циркуляции в них пара. Автором разработана методика расчета необходимого времени теплопроводного прогрева межскважинного пространства.

Рисунок 6 - Схема парогравитационного воздействия на пласт

Расчёты показали, что при расстоянии 5 м между нагнетательной и добывающей скважинами средняя температура в межскважинной зоне уже через четыре месяца достигает 60єС при температуре теплоносителя 200єС. 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 150єС можно прогреть пласт в радиусе 4-6 м до 30-40єС за 4-5 лет;

· при прогреве пласта системой тепловых источников, расстояние между которыми 20-25 м средняя температура 50-60єС 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.

Рисунок 7 - Схема прогрева продуктивного пласта через водоносный горизонт

Расчётные формулы при принятой схеме прогрева имеют вид:

1) для водоносного пропластка

;(15)

2) для продуктивного пласта

(16)

где ; ; ;

При закачке горячей жидкости

.

При закачке пара

,

где - массовый расход нагнетаемого пара, - степень сухости пара, - теплоёмкость пара при заданном давлении, - скрытая теплота парообразования, .

Средняя безразмерная температура продуктивного пласта выразится формулой

(17)

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 10 м 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 h_н = 10 м, q_П = 50 т/сут через 2 года после начала закачки:1 - = 2 м; 2 - = 4 м; 3 - = 8 м; 4 - = 10 м



Рисунок 9 - Средняя температура пласта в зависимости от темпа закачки пара при = 4 м t = 1 год: 1 - q_П = 50 т/сут; 2 - q_П = 100 т/сут; 3 - q_П = 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

(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 при м.

Рисунок 10 - Зависимость КТИ от толщины водоносного пропластка при h_н = 10 м, q_П = 50 т/сут., r = 50 м:1 - = 2 м; 2 - = 4 м; 3 - = 8 м

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



Рисунок 11 - Зависимость КТИ от толщины продуктивного пласта: 1 - = 5 м; 2 - = 10 м; 3 - = 15 м или = 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 осесимметричного случая и при ступенчатом изменении вязкости нефти в каждом интервале

.(19)

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

.(20)

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

.

На рис. 12 показана динамика фильтрационного сопротивления при теплофизических параметрах Ярегского пласта толщиной 10 м. Расчёты выполнены с помощью программы Mathcad 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.

Рисунок 12 - Динамика фильтрационного сопротивления пласта в радиусе 50 м, м: 1 - Т_П =150°С; 2 - Т_П = 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.

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

Так, например, исследованиями установлено, что при м, q_П = 50 т/сут, R = 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 58єС. Продолжительность цикла составляет около 7 месяцев. После второго цикла такой же продолжительности температура пласта достигает 70єС. При такой температуре можно переходить к площадному вытеснению нефти. Нефтяной пласт толщиной 10 м прогревается до температуры 70єС 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 50єС) 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.

...