Размещено на http://www.allbest.ru/

1

16TMN215

1

16TMN215

ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Лабораторные исследования энергоэффективной технологии повышения коэффициента извлечения нефти из карбонатных обводненных коллекторов

Тананыхин Дмитрий Сергеевич

Кандидат технических наук

Шагиахметов Артем Маратович Аспирант

Кораблев Евгений Михайлович Студент

Аннотация

нефтеотдача карбонатный коллектор вытеснение

В статье подробно описаны основные методы вытеснения нефти из карбонатных коллекторов, указаны известные примеры применения данных методов в Мировой истории. В статье представлена статистика залегания запасов флюидов в зависимости от типа коллектора. Обоснованы зависимости коэффициента нефтеотдачи от методов заводнения эксплуатируемого объекта. Представлена методика проведения лабораторных экспериментов по исследованию коэффициента вытеснения нефти. Адаптированы лабораторные эксперименты по вытеснению нефти для условий карбонатных коллекторов Республики Татарстан. В статье представлены лабораторные исследования по определению коэффициента вытеснения нефти карбонатных коллекторов на фильтрационной установке Autoflood-700 основными вытесняющими агентами (пластовой и дистиллированной водой и углекислым газом). В статье проанализированы результаты экспериментов, проведена оценка эффективности вытеснения нефти основными агентами и выбран вытесняющий агент с наиболее высоким коэффициентом вытеснения нефти.

Ключевые слова: коэффициент нефтеотдачи; запасы углеводородов; эффективность; карбонатный коллектор; водогазовое воздействие; вытеснение нефти; методика; анализ; исследование; проницаемость.

Abstract

Laboratory studies of energy-efficient technology for improving oil recovery from carbonate water-saturated reservoirs

The article describes the basic methods of oil displacement from carbonate reservoirs. There are known application examples of these methods in the World history.The article presents statistics on the occurrence of oil deposits depending on the type of reservoir. Dependence of the oil recovery coefficient from waterflood methods existing building is justified. The technique of laboratory experiments on the coefficient of oil displacement is developed. Laboratory experiments on oil displacement were adapted to the conditions for carbonate reservoirs of the Tatarstan Republic. The article presents laboratory studies to determine the displacement efficiency of oil carbonate reservoirs on the filtration units Autoflood-700 by main displacing agents (brine and distilled water and carbon dioxide). The article analyzes the results of experiments. We evaluated the efficiency of oil displacement by the main agents and selected the displacing agent with the highest coefficient of oil displacement.

Keywords: oil recovery factor; hydrocarbon reserves; efficiency; carbonate; WAG; oil displacement; methodology; analysis; research; permeability.

Основная часть

Согласно данным American Association of Petroleum Geologists за 2011 год, в коллекторах карбонатного типа сосредоточено до половины запасов углеводородов Мира (48 % нефти и 23 % газа). Доказано, что важными осложнениями при разработке нефтяных месторождений с карбонатным типом коллектора являются: малая пористость, трещиноватость, неоднородность, высокая вязкость нефти; и, следовательно - малые показатели коэффициента нефтеотдачи [1].

Сложность эффективной добычи углеводородов из коллекторов карбонатного типа получает широкий резонанс в связи с уменьшением запасов флюидов в коллекторах терригенного типа. Вследствие того, что коллекторам карбонатного типа свойственны высокие показатели расчлененности и прерывистость нефтяных пластов, обширное развитие густой сети трещин и каверн всевозможных допустимых размеров и протяженностей, выбор эффективного способа добычи нефти довольно сложен [4].

Коэффициент нефтеотдачи прямо пропорционально зависит от коэффициентов вытеснения и охвата[5].

Для увеличения коэффициента вытеснения, в основном, применяют метод заводнения. Вытеснение нефти возможно осуществить закачкой воды, газа и водогазовым методом.

Коэффициент извлечения нефти при вытеснении нефти водой обуславливается взаимодействием и соотношением гидродинамических и межмолекулярных сил. Добыча флюида из продуктивных скважин приводит к тому, что уменьшается давление в нефтенасыщенной части пласта по отношению к водонасыщенной. Из-за образованной разницы давлений контурная вода проникает в нефтенасыщенные поры залежи, и происходит вытеснение из них нефти в направлении добывающих скважин. Ввиду дальнейшей добычи нефти вода движется к центральной части залежи, увеличивая объем охватываемого пласта, вследствие чего происходит стягивание границы нефтеносности [2].

Водогазовое воздействие -- это совместная закачка воды и газов.

Изначально способ водогазового воздействия представлял собой последовательную закачку в пласт воды и газа. Данным способом велся контроль подвижности газового флюида, стабилизировался фронт вытеснения. Использовании такой последовательной закачки воды и газа позволяло увеличить нефтеотдачу относительного простого заводнения. Способ водогазового воздействия дает дополнительные плюсы. Для проведения данного способа используется попутный газ, который извлекают вместе с нефтяным флюидом из скважины, или газ, который получают при сепарировании нефти в процессе подготовительных работ для транспортировки её на нефтеперерабатывающие заводы. Раньше данный газ сжигали на факелах, ввиду того, что процесс сбора, подготовки и переработки его довольно-таки сомнительное мероприятие с экономической точки зрения. Закачка данного газа для инициирования на пласт дает право отказаться от его сжигания, тем самым уменьшая урон, причиняемый окружающей среде. Также учитывая закон по ограничению на выброс углекислого газа в атмосферу, закачка газа в нефтяной пласт позволяет получить экономическую рентабельность.

Существует метод закачивания воды и газа в нефтяной пласт не оторочками, а в виде мелкодисперсной смеси. Несмотря на наличие принципиальных схем данных технологий, внедрение их на промыслах является отрицательным мероприятием из-за слабой изученности ряда осложнений, связанных с действием данных смесей в пласте [3].

Методика экспериментальных исследований

Объектом для исследования выделены нефтеносные пласты Мензелинского нефтяного месторождения, промышленная нефтеносность которых связана с залежами верхнего девона, приуроченных к карбонатным коллекторам (турней-фаменский комплекс C1t+D3fm), содержащим около 95% всех запасов нефти. Породы-коллекторы пластов сложены известняками коричневыми, органогенно-детритовыми, пористыми, микротрещиноватыми, равномерно нефтенасыщенными. Все залежи содержат трудноизвлекаемые запасы нефти. Характерным признаком ТИЗ Мензелинского месторождения (согласно классификации Халимова Э.М.) является то, что продуктивные пласты сложены преимущественно расчлененными (коэффициент > 3) коллекторами (турнейский ярус, бобриковский горизонт, башкирский ярус). Залежь башкирского яруса содержит нефть с вязкостью в пластовых условиях более 30 сПз. Средние нефтенасыщенные толщины по тульскому и верейскому горизонтам составляют менее 3 м. Как показала практика заводнений месторождений Татарстана, карбонатный тип коллектора, высокая вязкость нефти, расчлененность пластов, наличие зон выклинивания коллектора приведут к быстрому прорыву в добывающие скважины нагнетаемой (законтурной или подошвенной) воды и, соответственно, к падению начальных дебитов по нефти.

В лаборатории повышения нефтеотдачи кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений полученные керны подготавливались к экстрагированию: торцы кернов шлифовались от неровностей на установке DTS-430 (двойной распиловочный станок с пришлифовкой торцевых поверхностей, производство Coretest System) (рисунок 1)

Рисунок 1 Шлифовка торцевых поверхностей кернов на установке DTS-430

Все образцы кернов были проэкстрагированы спиртопетролейной смесью (30:70) и высушены при температуре 105 ⁰С. Далее были замерены коэффициенты открытой пористости на учебно-исследовательском гелиевом порозиметре, производства CoretestSystem (TPI-219)

(рисунок 2). Для расчета открытой пористости был использован закон Бойля-Мариотта. Для одного измерения пористости породы необходимо последовательно выполнить три операции: калибровка установки, измерение давления в кернодержателе после извлечения из него цилиндров, измерение давления в кернодержателе после помещения в него керна.

Рисунок 2 Замер пористости на установке TPI-219

Таблица 1

Значение пористости и проницаемости