авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ С ПРИМЕНЕНИЕМ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ (на примере месторождений Севера

-- [ Страница 2 ] --

На основе выполненной классификации определены типичные объекты-полигоны – продуктивные пласты Герб и Евфрат месторождения Каяра, уникального по запасам тяжелой высоковязкой нефти (более 550 млн т).

Пласт Герб является наиболее значительным по запасам резервуаром на севере Ирака. Нефтегазоносность пласта подтверждена в 23 структурах. Продуктивные отложения представлены доломитами с редкими прослоями известняков. Толщина пласта Герб составляет в среднем 60 м. Пористость и проницаемость коллекторов в среднем составляют 25 % и 0,054 мкм2 соответственно. По физико-химическим свойствам нефть тяжелая (0,989 г/см3), высоковязкая (153 мПас), с содержанием серы 2,3 %.

Нефтегазоносность пласта Евфрат выявлена в 30 структурах. Пласт сложен карбонатными отложениями, представленными пористыми и рыхлыми доломитами с включениями гипса. Мощность этого пласта составляет в среднем 100 м. Пористость составляет в среднем 26 %. Средняя проницаемость 0,117 мкм2. Плотность нефти в среднем 0,956 г/см3, вязкость 160 мПас, содержание серы 3 %.

В третьей главе обобщен опыт разработки низкопроницаемых карбонатных пластов с высоковязкой нефтью с применением современных технологий воздействия на пласт. Рассмотрены перспективные технологические решения для разработки типичных объектов-полигонов на примере месторождения Каяра.

Разработка наиболее крупных нефтяных месторождений региона ведется вертикальными скважинами с применением заводнения. Согласно фактическим данным, текущее значение нефтеотдачи по исследуемым месторождениям при реализуемой на них системе разработки и технологии эксплуатации скважин заметно ниже запроектированных величин. Основными причинами низкого значения проектной нефтеотдачи карбонатных коллекторов являются: высокая вязкость нефти, сложность геологического строения данной залежи, обусловленная вертикальной и латеральной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

Немаловажная роль в повышении нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов отводится третичным физическим и физико-химическим методам воздействия, а также комплексным технологиям, получившим название четвертичных МУН. Повышенная вязкость нефти ограничивает круг рассматриваемых к применению таких технологий, как композиции ПАВ, мицеллярные растворы, композиции углеводородных газов и водогазовых смесей.

В рассматриваемых геолого-промысловых условиях разработки большинства эксплуатационных объектов севера Ирака перспективы повышения нефтеотдачи карбонатных пластов связаны с широким применением термических (тепловых) методов воздействия.

Термические методы не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть, и являются приоритетными среди других методов. Доведение нефтеотдачи пластов до 50 … 60 % равноценно удвоению промышленных запасов нефти. Поэтому нефтяные месторождения тяжелой нефти представляют собой неиспользованные энергетические ресурсы. Существенный вклад в решение практических проблем развития термических методов добычи высоковязкой нефти на месторождениях внесли Н. К. Байбаков, А. Р. Гарушев,
Я. А. Мустаев, А. X. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, В. И. Кудинов и другие.

Основное преимущество термических методов воздействия – одновременное наложение эффектов гидро- и термодинамического воздействий. Тепло в нефтепластовой среде оказывает влияние на все ее компоненты (твердые, жидкие, газообразные) и радикально изменяет связи и фильтрационные условия, что выражается в уменьшении вязкости нефти, уве­личении ее подвижности, ослаблении структур­но-механических свойств, снижении толщины граничных слоев, улучшении условий для капиллярной пропитки, и, как следствие, увеличении коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи.

К термическим методам воздействия относятся: паротепловое воздействие, внутрипластовое горение, термозаводнение, пароциклические обработки призабойных зон скважин и со­четание их с другими физико-химическими методами (комбинированные методы воздействия).

Известно, что при глубоком залегании пластов лимитирующими факторами применения тепловых методов являются затраты на осуществление проекта и чисто технические проблемы, встречающиеся, например, при нагнетании пара. При внутрипластовом горении с ростом глубины существенно увеличиваются затраты на компрессорное оборудование, а при паротепловом воздействии весьма ощутимыми становятся потери теплоты при движении пара по стволу скважины. Потери теплоты по стволу скважины можно снизить с использованием теплоизолированных НКТ. Однако эти мероприятия по снижению потерь теплоты довольно дороги и снижают эффективность процесса.

Неглубокое залегание пластов Герб и Евфрат (от 200 … 300 м) делает применение тепловых методов на пласт технически, технологически и экономически привлекательным.

Интересен и перспективен опыт российских нефтяников. В целях повышения тепловой эффективности закачки горячей воды в нефтяной пласт на месторождениях Удмуртии применяется метод импульсно-дозированного теплового воздействия. Главное отличие технологии ИДТВ состоит в особом режиме циклического нагнетания в пласт теплоносителя и холодной воды. Повышение тепловой эффективности процесса связано с нагревом оторочек холодной воды в скважине и пласте за счет высокой температуры окружающих пород, полученной при закачке в первой половине цикла теплоносителя. Таким образом, на первом этапе цикла идет разогрев пласта за счет закачки теплоносителя и частично идет разогрев окружающих пород. На втором этапе цикла часть непроизводительных потерь тепла сокращается за счет нагрева холодной воды и, тем самым, передачи в пласт части этого тепла.

С целью контроля подвижности потока в пласте технология ПТВ предусматривает добавление в теплоноситель полимера. За счет различной скорости распространения тепла и полимерной добавки в пласте происходит разделение фронта вытеснения на три составляющие: а) вытеснение нефти холодной водой, б) вытеснение нефти холодным раствором полимера, в) вытеснение нефти горячим раствором полимера. При оптимальном подборе концентрации полимера и температуры горячей воды удается более плавно повысить подвижность потока в направлении от добывающих скважин к нагнетательным. Эти действия предотвращают процесс языкообразования и выравнивают фронт вытеснения из коллектора нефти водой.

Одним из перспективных направлений повышения нефтеотдачи северо-иракских месторождений является применение технологий горизонтальных скважин (ГС). Характеристики регионально нефтеносных продуктивных пластов и свойства флюидов, как показывают проведенные исследования, идентичны общепризнанным критериям применения этих технологий в мире. Широкое применение горизонтального бурения на месторождении Каяра позволит:

- повысить продуктивность коллекторов за счет увеличения дренируемой поверхности пласта;

- обеспечить лучшие условия гравитационного дренажа пласта при низких пластовых давлениях;

- за счёт меньшего перепада давления вокруг ствола горизонтальных скважин (по сравнению с вертикальными скважинами) снизить интенсивность и величину образования водяного или газового конуса;

- повысить эффективность вторичных методов добычи нефти и газа в условиях добычи нефти высокой вязкости (нагнетание горячей воды, пара);

- повысить экономическую эффективность от разработки эксплуатационных объектов, представленных трещиноватыми коллекторами.

Использование горизонтальных скважин в сочетании с термическими методами (например нагнетание пара) при разработке тяжелой высоковязкой нефти третичной залежи месторождения Каяра позволит получить:

- увеличение передачи тепла из ствола скважины в призабойную зону пласта-коллектора;

- увеличение индекса продуктивности;

- улучшение эффективности вытеснения за счет увеличения поверхности контакта пара с нефтью в продуктивном интервале.

В четвертой главе представлены результаты прогнозирования процесса нефтеизвлечения на типичных объектах разработки Герб и Евфрат месторождения Каяра с применением технологий ИДТВ и ПТВ.

Анализ тепловых потерь из скважины и расчет забойной температуры. Постановка задачи о тепловых потерях из скважины базируется на гидравлическом подходе к описанию потока теплоносителя и упрощенном описании тепловых потерь по закону Ньютона-Рихтмаера, т.е. интенсивность тепловых потерь принимается пропорциональной разности средней температуры потока в скважине и исходной температуры окружающих пород. Эта теория связывает температуру теплоносителя на забое скважины или входе в пласт с глубиной скважины, расходом теплоносителя, его температурой на устье и теплофизическими параметрами скважины и окружающих пород.

Соотношение объемов закачиваемого в пласт теплоносителя (горячей воды) и холодной воды принято определять исходя из значения эффективной температуры (Тэф), до которой необходимо нагреть пласт. Это соотношение выводится из условия интегрального баланса тепла, поступающего в пласт. Это условие имеет вид:

., (1)

где объемы горячей и холодной воды соответственно; плотности этих реагентов; теплосодержание реагентов; количество тепла, соответственно содержащегося в пласте и теряемого в окружающую породу. Принимая, что теплосодержание пласта определяется только его температурой и теплоемкостью, а тепловые потери подчиняются закону Ньютона-Рихтмаера, соотношение (1) приводит к следующей формуле для определения соотношения объемов :

, (2)

где плотности и теплоемкости скелета и воды; теплоемкость и теплопроводность окружающих пород; поровый объем; суммарное количество жидкости, закачиваемое в пласт;темп закачки жидкости; , пористость и мощность пласта.

Согласно предлагаемой технологии суммарный объем закачки в пласт горячей и холодной воды составляет около 2-х поровых объемов, т.е. . Для теплофизических параметров карбонатных пластов, скорости закачки 75 м3/cут горячей жидкости с температурой 110 °С и пластовой температуры 54 °С, расчетные данные по формуле (2) приведены на рисунке 3.

Из этих данных следует, что при равенстве объемов закачиваемой в пласт горячей и холодной воды температура пласта составит более 90 °С. Типовой режим применения технологии предусматривает закачку
2…4 % порового объема участка горячей воды и 4-5% холодной воды за один цикл, т.е. соотношение выдерживается примерно равным 0,8.

Рисунок 3 – Номограмма для расчета соотношения объемов оторочек
горячей и холодной воды

Технологические параметры вариантов теплового воздействия. Применение тепловых методов воздействия на месторождениях высоковязких нефтей сдерживается низкой эффективностью передачи тепла из теплогенераторов в пласт. Для минимизации тепловых потерь применяются насосно-компрессорные трубы (НКТ) с различными типами теплоизоляции, что отрицательно сказывается на экономике реализации метода воздействия.

Принимая во внимание небольшую глубину залегания регионально нефтегазоносных пластов Герб и Евфрат, повышенные температуры, расчеты тепловых потерь при закачке теплоносителей и прогноз применения технологий ИДТВ и ПТВ произведены для скважин с обычными НКТ.

Температура горячей воды на устье принималась равной 140 °С. По данным номограмм температура на забое при расчетном значении расхода теплоносителя 75 м3/сут составляет 115 °С. На математических моделях циклического теплового воздействия была рассчитана эффективная температура нагрева залежи. При условии, что соотношение объемов оторочки горячей воды к оторочке холодной воды составляет 0,8, эффективная температура нагрева составила 90 °С. Типовые размеры оторочек горячей и холодной воды за один цикл воздействия составляют 2 % и 2,5 % от порового объема участка, на котором проводится воздействие, или всего пласта при массовом применении технологии.

Циклическое полимерно-тепловое воздействие планируется по той же схеме, как и циклическая закачка горячей и холодной воды. Суммарный объем применяемого раствора полимера составляет 20 % от порового объема, в расчетном варианте этот объем закачивается равномерно в течение восьми циклов. Концентрация полимера в растворе составляет 0,05 % (в расчетах закладывались вязкостные свойства полиакриламида).

Учет цикличности закачки теплоносителя и реагентов заключался в расчете среднеэффективных значений температуры горячей воды и концентрации раствора полимера, закачиваемого в пласт. Прогноз коэффициента извлечения нефти выполнен с применением программного комплекса ЕОR1 (К. М. Федоров).

В качестве базового варианта для сравнения был выбран метод заводнения залежи холодной водой.

Модели анализируемых объектов разработки. Месторождение Каяра представлено двумя нефтеносными горизонтами Герб и Евфрат, представляющими два объекта разработки, разделенные между собой непроницаемой пачкой Дипан. Усредненные значения геолого-физических параметров продуктивных отложений Герб и Евфрат представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Усредненные геолого-физические характеристики объектов

разработки Герб и Евфрат месторождения Каяра

Параметры Объекты разработки
Герб Евфрат
Глубина продуктивных отложений, м 245 350
Нефтенасыщенная толщина, м 60 100
Пористость, д.ед. 0,25 0,26
Проницаемость, мкм2 0,054 0,117
Начальная нефтенасыщенность, д.ед. 0,65 0,74
Вязкость нефти, мПас 153 160
Плотность нефти, кг/м3 989 956
Пластовое давление, МПа 16,5 17,5
Пластовая температура,0C 55 59

Рассмотренные методики прогнозирования основаны на использовании функции Баклея-Леверетта или фазовых проницаемостей и вязкостей фаз. Фазовые проницаемости пластов моделировались в виде стандартных потенциальных функций:

, (3)

, (4)

где фазовые проницаемости воды и нефти; остаточные нефте- и водонасыщенности; показатели степени.

В качестве остаточной водонасыщенности выбиралась начальная нефтенасыщенность пласта. Показатели степеней фиксировались для всех пластов: n = 3,5, p = 1,5. Остаточная нефтенасыщенность определялась по коэффициентам вытеснения нефти, полученным в лабораторных условиях для кернов продуктивных отложений. Расчет коэффициентов вытеснения нефти водой проводился с использованием решения уравнений двухфазной фильтрации Баклея-Леверетта. Расчетные и экспериментальные параметры фазовых проницаемостей сведены в таблице 3.

Таблица 3 – Параметры фазовых проницаемостей рассматриваемых пластов Герб и Евфрат месторождения Каяра

Продуктивные
горизонты
Остаточная водонасыщенность Swr,(д.ед.) Остаточная нефтенасыщенность Sor (д.ед.) Лабораторный
коэффициент
вытеснения нефти, д.ед
Расчетный коэффициент вытеснения нефти, д.ед.
Герб 0,28 0,25 0,360 0,40
Евфрат 0,25 0,25 0,378 0,38

Результаты прогнозирования дозированного теплового и полимерно-термического воздействий. Были проведены расчеты циклического теплового воздействия и циклического полимерно-теплового воздействия с применением обычных НКТ в нагнетательных скважинах. Прогнозирование проводилось до момента закачки двух поровых объемов жидкости. Динамика вытеснения нефти для перечисленных вариантов представлена на рисунке 4. Для сравнения на рисунках представлены также базовые варианты заводнения. В качестве конечного коэффициента вытеснения нефти принимается значение при типовой прокачке двух поровых объемов жидкости. Эти величины сведены в таблице 4.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

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.