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

Впервые систематически изучено вытеснение нефти пластов ПКтермическимиметодами(паром,водянымконденсатомигорячейминерализованной водой) и показано, что под действием деминерализованнойводы происходит набухание и диспергирование глинистых компонентов породы,что превращает ее в глинисто-песчаную суспензию и приводит к потереколлекторских свойств.2. Впервые обнаружено, что дисперсия газа в воде (ВГС) близка кпластическим реологическим системам и ее фильтрация описывается уравнениемQ = F * (∆Р - ∆Рпорог), близким по форме уравнению Бингама.73. Предложены новые методы добычи вязкой нефти пластов ПК сиспользованием последовательной закачки оторочек маловязкого растворителя иводы или ВГС или раствора ПАА. Метод последовательной закачки маловязкогорастворителя и воды обеспечивает высокую степень вытеснения вязкой нефти приминимальной депрессии, и в перспективе облегчит транспорт нефти.Теоретическая и практическая значимость работы.Впервые изучена фильтрация дисперсии газа в воде (водогазовой смеси)при разных давлениях и скоростях фильтрации и обнаружено, что дисперсия газав воде близка к пластическим реологическим системам и ее фильтрацияописывается уравнением Q = F * (∆Р - ∆Рпорог), близким по форме уравнениюБингама.Изученовлияние начальнойнефтенасыщенностипласта Тазовскогоместорождения и показано, что если нефтенасыщенность превысит 75%, тосмачиваемость породы пласта ПК сменится с гидрофильной на гидрофобную.Обнаружена способность породы пластов ПК менять смачиваемость при контактес активной нефтью месторождений сеноманского горизонта.Проведены лабораторные исследования термических и нетермическихметодов добычи вязкой нефти пластов ПК.

Показано, что применениевысокотемпературногопара(до325оСидавления10МПа)идеминерализованной воды (до 180о С) приводят к набуханию и диспергированиюглинистой породы пластов ПК, что приводит превращению породы (связно дисперсной системы) в глинисто-песчаную суспензию (свободно - дисперснуюсистему).Предложены нетермические методы вытеснения нефти с использованиеммаловязкого углеводородного растворителя и воды (или ВГС или раствора ПАА)Результаты исследования были использованы при разработке проектаопытной эксплуатации Тазовского месторождения и учтены при опытнойэксплуатации других месторождений сеноманского горизонта.8Методология и методы исследования. Методология исследованияосновывается на изучении влияния ряда смоделированных физико - химическихвоздействий на модель пласта и коэффициент вытеснения нефти.

В работе длямоделированиянеобходимыхусловийэкспериментапримененыметодыисследования, используемые в мировой практике.Положения, выносимые на защиту.1.При добыче вязкой нефти пластов ПК паровой конденсат, образующийсяпри закачке пара, приводит к потере коллекторских свойств породы ипревращению ее в глинисто-песчаную суспензию.2.Дисперсия газа в воде по реологическим характеристикам близка кпластическим системам и описывается уравнением Q = F * (∆Р - ∆Рпорог), близкимпо форме уравнению Бингама.3.Рекомендуется для решения проблем добычи и в перспективе транспортавязкой нефти подгазовых оторочек пластов ПК последовательная закачкамаловязкого углеводородного растворителя и воды (водогазовой смеси илираствора ПАА).4.При нефтенасыщенности более 75% смачиваемость породы пласта ПКменяется с гидрофильной на гидрофобную.Степень достоверности результатов исследования.

Представленные вработе результаты исследования достоверны, так как получены с использованиемсовременных физико-химических методов анализа, применяемых в настоящеевремя на практике.Апробациярезультатовдиссертационной работыисследования.Основныеположениябыли представлены на Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, 2008; на VIIIКонгрессе нефтепромышленников России, секция А «Проблемы ресурсо- иэнергосбережениявтехнологияхосвоениятрудноизвлекаемыхзапасовуглеводородов», Уфа, 2009; на VII международной конференции, Томск, 2009; наIVВсероссийскойнаучно-практическойконференцииЗападно-Сибирского9общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственномнефтегазовом университете.

Тюмень, 2010; на IX Всероссийской научнотехнической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазовогокомплекса России», Москва, 2012, на 73 международной молодёжной научнойконференции «Нефть и Газ», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина,Москва, 2019.Публикации. По теме диссертации опубликовано более 6 работ, в томчисле 5 статей в журналах из списка ВАК и 1 патент РФ.Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения,пяти глав, основных результатов и выводов, библиографического спискаиспользованной литературы из 108 наименований. Работа изложена на 150страницах машинописного текста и содержит 54 рисунка и 33 таблицы.10Глава 1 Обзор литературы1.1 Особенности разработки нефтяных оторочек нефтегазовых инефтегазоконденсатных месторожденийГазонефтяные (нефтегазовые) месторождения существуют приразличныхгеолого-физические условия залегания нефти и газа.

В России известно около 200газонефтяных месторождений, содержащих более 400 газонефтяных пластов [1].Нефтяныеоторочкиподразделяютсяна[1,2]:краевые,подошвенные,промежуточные и т.д. (рисунке 1.1). Краевая нефтяная оторочка показана нарисунке 1.1д с литологическим выклиниванием продуктивного пласта, оторочкакраевого типа показана на рисунке 1.1е, она смещена естественным потокомводы.Рисунок 1.1 - Типы нефтяных оторочек:а - краевая, б - краевая с чисто нефтяной зоной, в - подошвенная, г промежуточного типа, д - краевая оторочка в литологически экранированнойзалежи, е - краевая оторочка, смещенная потоком пластовой воды [2]11Процесс разработки нефтегазовых месторождений сложен, что и объясняетих низкий КИН.

Основные проблемы разработки нефтегазовых месторожденийописаны в работе [2], которая послужила основой для настоящего подраздела.1. Первой проблемой является проблема конусообразования. Нефтянаяоторочка перфорируется выше на несколько метров водонефтяного контакта(ВНК) и несколько ниже газонефтяного контакта (ГНК) при использованиивертикальных скважин. В случае горизонтальных скважин их ствол располагаетсяв нескольких метрах от ГНК и в от ВНК (рисунок 1.2).Рисунок 1.2 - Формирование конусов газа и воды при дренировании нефтянойоторочки вертикальной (а) и горизонтальной (б) скважинами [2]Добыча нефти обусловлена депрессией (снижением) давления околоинтервалов дренирования.

Газ из газовой оторочки и подошвенные (или краевые)воды прорываются к интервалу дренирования, за счет его быстро образуютсяконусы газа и воды. Достаточно быстро дебит по нефти снижается до уровня,когда дальнейшая эксплуатация скважины становится нерентабельной.Вторая проблема разработки нефтегазовых месторождений заключается в«косой» слоистости пласта. Пласты часто имеют малые углы наклона (около1°),поэтому можно этим фактором пренебречь особенно в горизонтальныхпластах при вытеснении нефти водой. В нефтегазовых пластах этот факторпринципиально значимым [2-4]. На рисунке 1.3 показаны две одинаковыетеоретические ловушки. Левая ловушка заполнена только нефтью и показанаводоплавающая нефтяная залежь.

На правом рисунке показано нефтегазовоеместорождение. Оба пласта содержат слоистые пропластки, разделенные12глинистыми перегородками. Каждая залежь вскрыта только одной скважиной(рисунок 1.3).Рисунок 1.3 - Схемы водоплавающей нефтяной (а) и нефтегазовой (б) залежей воднотипных ловушках [2]По данной схеме (рисунок 1.3) скважина в нефтяной залежи дренирует забесконечно долгое время все запасы нефти. Во втором случае скважина дренируетзапасы нефти только в пределах нефтяной оторочки (отмечена более густойштриховкой), т.е. до ближайшего непроницаемого глинистого пропластка.На рисунке 1.4 схематически показана в крупном массштабе нефтянаяоторочка, вcкрытая эксплуатационной и нагнетательной скважинами, которыереализуют заводнение. На рисунке видно, что закачиваемая в пласт водавытесняет нефть не в добывающую скважину, а в газовую шапку и вводонасыщенную зону пласта, что показано стрелками на рисунок 1.4, т.е.расформирование нефтяной оторочки будет происходить при любых видахвоздействия при «косой» слоистости, даже при α≈1°.Рисунок 1.4 - Вид нефтяной оторочки с эксплуатационной и нагнетательнойскважинами [2]13Третим фактором, осложняющим разработку нефтегазовых месторождений,являетсянеприменимостьразрабатываемыйпластзначительныхвдобывающихдепрессийиирепрессийнагнетательныхнаскважинах.Повышенные депрессии - причина потери запасов газа в газоконденсатной шапке,а чрезмерные темпы закачки (репрессии) вытесняющего агента вызываютсмещение нефтяной оторочки в газовую шапку и потерю запасов нефти.1.2Краткий обзор современных методов разработки нефтегазовых залежейСовременныепредставленияометодахитехнологияхразработкигазонефтеконденсатных месторождений приведены в работах [1-3,5-6].