Автореферат (Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов Сеноманского горизонта), страница 2

В Россииизвестно около 200 газонефтяных месторождений. Процессразработки нефтегазовых залежей осложнен: образованием конусов(газа и воды) и преждевременным прорывом газа или воды вдобывающие скважины (рисунок 1), «косой» слоистостью. Нарисунке 2 показаны нефтяной и нефтегазовый пласты, разделенныепрослоями . Одна скважина в такой нефтяной залежи способнадренировать всю нефть.

Во втором случае скважина дренирует7часть нефти до ближайшего глинистого раздела. Если рассмотретьгазонефтяную залежь в крупном масштабе (рисунок 3), тозакачиваемый агент не вытесняет нефть в добывающую скважину, авытесняет нефть в газовую шапку и в водонасыщенную зонупласта. Имеется опасность больших депрессий и репрессий напласт, высокие депрессии приводит к потере запасов газа в газовойшапке, а чрезмерные темпы закачки, например воды, смещаютнефтяную оторочку в газовую шапку.Приразработкенефтяныхоторочекполучилораспространение барьерное заводнение, водный барьер над ГНКразобщает нефтяную оторочку и газовую шапку, что увеличиваетбезгазовые дебиты нефти. Но при подошвенном строении залежизакачиваемая вода быстро «проваливается» в нефтяную оторочку,вызывая ее расформирование. В работах Закирова С.З. предложенообъединить достоинства гелевых экранов и водяных барьеров гелевый экран предотвращает прорыв закачиваемой воды, аводяной барьер разобщает газовую шапку и нефтяную оторочку.Рисунок 1 - Формирование конусов газа и воды придренировании нефтяной оторочки вертикальной (а)и горизонтальной (б) скважинамиРисунок 2 - Схемы водоплавающей нефтяной (а)и нефтегазовой (б) залежей в однотипных ловушках8Рисунок 3 - Фрагмент нефтяной оторочки с эксплуатационной инагнетательной скважинамиТехнологии разработки вязкой нефти, подразделяются натри группы: «холодные» или первичные способы; тепловые(термические) и нетермические методы.

К современным«холодным» методам добычи вязкой нефти относят методистощения и метод «CHOPS» (Cold Heavy Oil Production with Sand),т.е.добычувспененнойнефтивместеспескомслабосцементированного коллектора. CHOPS обеспечивает малыеэксплуатационные расходы, но КИН не превышает 10 %, метод неприменим для месторождений с подошвенной водой и газовойшапкой.Для добычи нефти предложен метод «huff & puff» - первойстадией «huff & puff» является истощение пластового давления, адалее «huff & puff» включает циклическую закачку газовогорастворителя, выдержку на впитывание и добычу нефти за счетвспенивания нефти. Цикл повторяется несколько раз, ноэффективность постепенно уменьшается.В России (СССР) и во всем мире накоплен опыт добычитяжелой нефти по технологии циклической паротепловойобработки (ПТОС). Основной пыт ПТОС накоплен наместорождениях высоковязкой нефти Краснодарского края.

ВВенесуэле начали применять тепловое воздействие (чаще всегоПТОС) в 1959 г. К началу 80-х гг. ПТОС применен на 1650скважинах с добычей около 8,4 млн. т нефти в год, при среднемпаронефтяном факторе 0,25 т/т.Последние годы применение нашел современный вариантПТОС- технология термо-гравитационного дренажа (SAGD)(рисунок 4). Как SAGD и для добычи тяжелой нефти может бытьприменена технология VAPEX (vapor extraction process) с закачкойрастворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. КИН в9случае VAPEX и SAGD доходит до 60-70 %. Для VAPEXпредложены модификации с использованием растворителей (SAP,SAVEX, BUTEX, LASER) отличающиеся друг от друга стадиейвведения растворителя и его объемами.

В условиях пластов ПКSAGD, VAPEX и т.п. не применимы из-за небольшой толщинынефтяной оторочки (около 10 м), наличия газовой шапки и активнойподошвенной воды.Рисунок 4 - Схема паро-гравитационного дренажа (SAGD)Добыча вязкой нефти возможна и без теплоносителей:газовые методы, мицелярное, щелочное, микробиологическое иполимерное заводнение, внутрипластовое горение, закачкарастворителей и т.д.

Применение ПАВ и щелочей испытывали наместорождениях мало- и средневязкой нефти США, Канады иСССР, однако эти технологии малоэффективны. Полимерыувеличивают вязкость закачиваемой воды. Полимеры и полимерныегели используются для предотвращения (уменьшения) поступленияводы в добывающие скважины, а также для добычи вязкой нефти изводоплавающих пластов - уменьшается скольжение закачиваемойводы вдоль подошвы пласта. Методы мицеллярного, полимерного,щелочного и микробиологического воздействия применимы, еслиосуществляется заводнение месторождений, их применениеневозможно для не заводняемых пластов.

Закачка растворителяобычно используется для стимуляции добычи вязкой нефти.Вероятно,наиболееперспективнымиявляютсянетермические способы добычи вязкой нефти пластов ПК, такиекак водогазовое воздействие (ВГВ), при котором улучшаетсяэффективность вытеснения нефти на уровне поры, изнеоднородностей сантиметрового размера и на макроуровне.10Во второй главе описаны методики подготовки флюидов,моделей пласта и проведения фильтрационного эксперимента приразных температурах.В третьей главе представлены результаты впервыепроведенного экспериментального исследования фильтрациидисперсии газа в воде – ВГС, и свойств нефти и породы пластовПК.Использование дисперсии газа в воде (ВГС) является перспективным направлением при добыче нефти и повышении нефтеотдачи, поэтому важным являются результаты изучения фильтрации ВГС через пористые среды.

Фильтрация ВГС не изучена, дискуссионным является вопрос о предварительном диспергированиигаза и воды (т.е. получения ВГС) перед закачкой и реологическиесвойства ВГС.Исследование проводили с использованием водонасыщенных насыпных моделей пласта из речного песка, т.е. материала, ненабухающего в воде (а не породу ПК). Объемные скорости подачиводы и азота относились, как 2:1, в части экспериментов использовали смеситель воды и газа. Для оценки влияния скорости фильтрации, наличия смесителя, давления и проницаемости на фильтрациюВГС использовали фактор F= Q/dP (таблица 1).Исследование показало:1. Пористая среда и вход в модель пласта (сетки на входе)являются эффективными диспергаторами ВГС. При фильтрацииВГС не требуется использовать смесители для газа и воды.2.

Движение ВГС в высокопроницаемых водонасыщенныхпористых средах описывается уравнением Q = F * (∆Р - ∆Рпорог),схожим по форме с уравнением Бингама. Фильтрационное сопротивление ВГС в пористой среде в 1,5-3 раза выше, чем для воды,что объясняется затратами энергии напора на диспергирование газав воде.3.

Размеры газовых пузырьков, образующихся при диспергировании ВГС, определяются свойствами пористых сред (повидимому, диаметром сужений поровых каналов) и не зависят отвнутрипорового давления.4. По-видимому, флуктуации перепада давления (и, следовательно, фильтрационных потоков) при движении ВГС являютсяпричиной ее способности эффективно вытеснять нефть (рисунок 6).11Таблица 1 - Влияние давления и наличия смесителя на фильтрацию ВГСВнутрипоФактор F (F= Q/dP), мл/(МПа*час)Отклонениеровое давот среднегоБез сме- Со сме- Среднее зналение, МПа(Δ), %*сителясителемчение(Q/dP сред =0.5* Q/dP +0.5* Q/dPсмес)1.41136119411652,54.01188117211800,712.0118611551170,51,3Примечание: Δ = abs[100*( Q/dP - Q/dP сред)/ Q/dP сред.]70Скорость фильтрации, мл/час60504030Вода20ВГС-1,4 МПаВГС- 4 МПа10ВГС-12 МПа00Линейный (Вода)0,020,025Линейный (ВГС-1,4Перепад лавления, МПаМПа)Линейный (ВГС- 4 МПа)0,0050,010,015Рисунок 5 - Зависимость скорости фильтрацииЛинейный (ВГС-12 МПа) ВГС и воды отперепада давления0,0690dP1, МПаdP2, МПаdPсум, МПа0,0580Q, мл/час700,0460ВГСВода0,0350400,0230Температура, ССкорость фильтрации, мл/часПерепад давления, МПаТС0,012001000,511,522,533,544,55Объем закачки, п.о.Рисунок 6 - Фильтрация ВГС и воды через двухсекционную модель пласта (опыт 17/18)12Нефтенасыщенность пласта ПК может меняться по разрезу:минимальная будет в области ВНК и максимальная в области ГНК.Для глинистой породы пластов ПК в зависимости от нефтенасыщеннности меняется эффективность вытеснения нефти водой.Оценку влияния нефти на смачиваемость породы пласта ПК проводили по степени вытеснения нефти водой и по проницаемости моделей пласта для воды при остаточной нефти (рисунок 7).

Обнаружено: свойства породы пласта ПК зависят от нефтенасыщенности,что связано со свойствами нефти и породы коллектора; увеличениенефтенасыщенности меняет смачиваемость породы коллектора сгидрофильной на гидрофобную; смена смачиваемости породы спреимущественно гидрофильной на гидрофобную происходит приначальной нефтенасыщенности около 75 %; при гидрофобизацииглинистые компоненты уменьшают степень набухания, т.е.