СВЧ. Исследование и разработка технологии увеличения нефтеотдачи за счет вытеснения с применением электромагнитного поля
 Скачать 4.49 Mb.
|
|
П 3 КВ Начальное пластовое давление, МПа 1 7.3 1 7.4 Плотность, кг/м 3 (стандартные условия нефтяного газа дегазированной нефти воды 0,744 862 1010 0,744 830 1010 Вязкость, мПа*с (пластовые условия нефти воды 6.45 0.38 8.2 0.38 Газосодержание, мм 37.9 95.5 Коэффициент сжимаемости, 1/МПа*10 -4 нефти, воды породы 10.14 4.7 4.0 10.14 4.7 4.0 Объемный коэффициент нефти, мм 1.136 1.351 На Андреевском месторождении пласты Пи КВ объединены в один эксплуатационный объект П 3 +КВ. В целях данной работы было рассмотрен базовый вариант разработки, а также моделирование с учетом изменения таких свойств, как динамическая вязкость в условиях пласта и фазовая проницаемость нефти. Базовый вариант предполагает расконсервацию разведочных скважин №№ ПР, 10655Р,10380Р; плотность сетки скважин – 31.2 га/СКВ; разбуривание по треугольной сетке с расстоянием между скважинами ≈ 600 м (рисунок 3.6); Таким образом, предполагаемый проектный фонд составляет 20 скважин, из них фонд для бурения - 16 скважин 100 добывающих – 10; нагнетательных – Расчет модели по базовому варианту производился начиная с г по глет. Начало добычи – 2012 год. Рисунок 3.6 – Схема размещения проектных скважин Андреевского месторождения 3.1.2 Описание базового расчета модели Начальные объемы нефти в поверхностных условиях составляют 2550,159 тыс.м 3 . Площадь нефтеносности по модели составляет 14823 тыс.м 2 по пласту П, 7415 тыс.м 2 – по пласту КВ. Фонд скважин составил – 20 штук (нагнетательные – 4, добывающие – 16) – таблица 3.6. 101 Таблица 3.6 – Фонд скважин по гидродинамической модели Андреевского месторождения п/п Скважина Кол-во Состояние 1 Добывающая 12 К бурению 2 Нагнетательная 4 К бурению 3 Разведочная 3 Перевод под добычу 4 Поисковая 1 Перевод под добычу Общее кол-во 20 Накопленная добыча нефти по базовому варианту расчета за 2012 – 2061гг составила 612 065 т. График накопленной добычи по всем скважинам фонда представлен на рисунке 3.7. Количество нефти по пластам Пи КВ в поверхностных условиях отражено на графике 3.9. Дополнительные мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта, интенсификации притока в расчете не учитывались. Рисунок 3.7 – Накопленная добыча по скважинам Андреевского месторождения наг по базовому варианту Таким образом, коэффициент нефтеотдачи на 1 января 2061 года составит приблизительно 29,9 %. 102 Рисунок 3.8 – График отбора нефти из пластов Пи КВ Андреевского месторождениям) по базовому варианту Карты нефтенасыщенности наги г представлены на рисунках 3.9 и 3.10 соответственно. Рисунок 3.9 – Карта нефтенасыщенности Андреевского месторождения наг по базовому варианту 103 Рисунок 3.10 – Карта нефтенасыщенности Андреевского месторождения наг по базовому варианту По карте видно, что основная часть запасов на 2061 год сконцентрирована в центральной области эксплуатационного объекта. Нефтенасыщенность изменяется от 0 до 0,751 дед. Базовый вариант предполагает достижения следующих максимальных показателей разработки Андреевского месторождения - добыча нефти – 45.2 тыс.т (2017 г - добыча жидкости – 106.7 тыс.т (2024 г - закачка воды – 127.1 тыс.м3 (2022 г - темп отбора от НИЗ – 7.4 % (2017 г. Накопленная добыча нефти за 2012-2061гг. составит 612,065 тыс.т, жидкости – 3301 тыс.т, КИН – 0.299. 3.1.3 Описание расчета гидродинамической модели с применением электромагнитного воздействия Для оценки эффективности разработки месторождения с применением электромагнитной (ЭМ) обработки нефтенасыщенного пласта была выбрана добывающая скважина № 11 и нагнетательная скважина № 10, на расстоянии м. Условное время появления эффекта от проведения обработки выявится 104 г. Вследствие проведения мероприятий по электромагнитному воздействию предположительно должно произойти повышение подвижности углеводородов (на 30 %) в области распространения ЭМ поля. Так как область распространения электромагнитных волн не может охватить всю нефтенасыщенную площадь залежи, то обработку в области скважин необходимо проводить регулярно, для того чтобы поступающие в область воздействия флюиды также подвергались действию ЭМ волн. Говорить о появлении этих эффектов можно на основании проведенных лабораторных экспериментов по электромагнитному воздействию на насыщенную модель искусственного керна, описанных во второй части данной работы. Расчет показателей разработки Андреевского месторождения с учетом эффекта, полученного от применения электромагнитного воздействия на нефтяной пласт позволил определить количество добытой нефти по всем скважинам месторождения наг. (рисунок 3.11). Рисунок 3.11 – Графики накопленной добычи нефти по Андреевскому месторождению с г по гс учетом проведения ЭМ обработки Очевидно, что выявлен положительный эффект от электромагнитной обработки. Это согласуется с результатами добычи нефти по скважине № 11 рисунок 3.12). 105 Рисунок 3.12 – График добычи нефти скважиной № 11(м 3 /сут) с учетом проведения ЭМ обработки Видно, что в результате электромагнитной обработки дебит скважины возрастает приблизительно в 2 раза. Это соотношение сохраняется на протяжении всего расчета показателей разработки. (рисунок 3.13). Рисунок 3.13 – Суммарная добыча нефти за 2012 – 2061 гг по скважине № 11 с учетом проведения ЭМ обработки Накопленная добыча нефти по скважине № 11 на 2061 год составила по расчету 115,5 тыс.т. По расчету базового варианта разработки суммарная 106 добыча по этой же скважине составила 62,3 тыс.т. Дополнительная нефть – 53,2 тыс.т, что на 85 % больше, чем в базовом расчете. Карты, отражающие нефтенасыщенность модели по варианту с преминением электромагнитного воздействия представлены ниже на рисунке 3.14. При сравнении с результатами моделирования по базовому варианту разработки четко прослеживается разница в нефтенасыщенности области, расположенной между скважинами № 10 и № 11. Это явление наблюдается по всем слоям модели. Рисунок 3.14 – Карта нефтенасыщенности наг с учетом проведения ЭМ обработки Таким образом, накопленная добыча нефти за 2012 – 2061гг составит 651.423 тыс.т, жидкости – 4250 тыс.т, КИН – 0.318, что на 1,9 % выше чем в базовом расчете. Сравнение результатов разработки Андреевского месторождения моделирования отражено в таблице 3.7. 107 Таблица 3.7 – Результаты расчетов разработки Андреевского месторождения п/п Показатели Единицы измерения 1 вариант 2 вариант Изменение, % 1 2 3 4 5 6 1 Период добычи лет 47 47 - 2 Начальные геологические запасы тыс.т 2050 2050 - 3 Накопленная добыча тыс.т 612,065 651,423 + 6,43 4 Дебит скважины №11 (г) т/сут 9,45 20,19 + 113,65 5 Дебит скважины №11 (г) т/сут 1,35 2,22 + 64,44 6 Накопленная добыча скв. № 11 г) тыс.т 62,3 115,5 + 85,39 7 КИН дед 0,299 0,318 + 6,35 (на 1,9% больше) По результатам моделирования дополнительная добыча нефти при использовании электромагнитной обработки коллекторов составила 39 358 тонн. В денежном эквиваленте на момент расчета это составляет приблизительно 31,795 млн. долларов, при цене за баррель – $108. Для достижения рассчитанного выше эффекта от электромагнитной обработки, потребуется создание промысловой установки, генерирующей необходимое излучение, с возможностью его передачи в зону насыщенного нефтью коллектора. Промысловая установка должна обладать мощностью не менее 40 кВт. Исходя из результатов проведенных опытов, эффект от результатов электромагнитного воздействия сохраняется в течении половины времени от периода обработки. Таким образом, если добиться постоянной возможности подачи электромагнитной энергии в продуктивный пласт, тона достижение искомого эффекта и получение дополнительной нефти потребуется 2/3 времени воздействия от периода скважиной добычи 108 , (3.1) где время воздействия на коллектор электромагнитным излучением сут – предполагаемый период добычи нефти из обрабатываемой области нефтяного коллектора (сут. Чтобы посчитать расходы на электроэнергию, необходимую для работы промысловой установки, необходимо перевести временные периоды в часы и умножить на стоимость электрической энергии , (3.2) где N – стоимость электромагнитной обработки (тыс.руб.);T – время добычи нефти скважиной, в которой проводится обработка (лет S – стоимость 1 кВт·час (руб – мощность промышленной установки (кВт. Если мощность установки – 40 кВт, а стоимость 1 кВт·часа электроэнергии – 4,6 руб, тогда затраты на проведение мероприятий по электромагнитной обработке составят Сопоставляя эти затраты с выгодой от дополнительной нефти, можно сделать вывод о рентабельности применения электромагнитной обработки для повышения нефтеотдачи пластов. 3.2 Моделирование процессов добычи нефти по объектам Ачимовской толщи Объекты разработки, приуроченные к Ачимовской свите, представляют на сегодняшний день наибольший интерес для оценки эффективности применения электромагнитного воздействия для повышения нефтеотдачи пластов. Для проведения расчетов было создано несколько 109 гидродинамических моделей, обладающих характеристиками объектов разработки пластов. Данные для расчетов были взяты последующим объектам пласт Ач 1 1 (Выинтойское месторождение, БС 18-20 (Быстринское месторождение, АчБВ 18 (Верхне-Колиг-Еганское месторождение. Гидродинамическое моделирование осуществлялось в программе HydraSym. Было создано по 3 модели, обладающих фильтрационно- емкостными свойствами перечисленных выше объектов. Каждая модель содержит 1 нагнетательную и 1 добывающую скважину, расположенных на расстоянии 300 метров друг от друга. Первый, базовый вариант подразумевает расчет без изменений характеристик подвижности флюидов и градиента начала фильтрации. Второй вариант предполагает снижение критического градиента давления начала фильтрации до 0. В третьем варианте также увеличивается подвижность углеводородов в области действия электромагнитного поля. 3.2.1 Результаты моделирования по Выинтойскому месторождению В разрезе Выинтойского месторождения продуктивными являются верхнеюрский, ачимовский и неокомский нефтегазоносные комплексы (НГК), в которых выявлено 11 продуктивных пластов БВ 4 1 , БВ 5 1 , БВ 5 2 , Ач 1 1 , Ач 1 2 , Ач 2 1 , Ач 2 2 , Ач 3 2-1 , Ач 3 2 -2 , ЮВ 1 1-1 , ЮВ 1 1-2 , содержащих 25 залежей нефти. Для моделирования процесса вытеснения нефти был выбран пласт Ач 1 1 , который относится к Ачимовской толще [55]. Пласт находится в северо- восточной части лицензионного участка, вскрыт разведочной скважиной № Р, поданным ГИС выделен нефтенасыщенный коллектор толщиной 1,1 м. Размеры залежи составляют 3200 хм, высотам. Залежь пластовая, литологически экранированная (рисунок 3.15). 110 Рисунок 3.15 – Структурная карта кровли коллекторов пласта АЧ 1 1 Фильтрационно-емкостные свойства и свойства пластовых флюидов отражены в таблице 3.8. Таблица 3.8 – Характеристики пласта Ач 1 1 для гидродинамического моделирования Параметр Ед. измерения Значение 1 2 3 Нефтенасыщенная толщинам Песчанистость дед. 0,117 Пористость, m % 17,1 Проницаемость, k мД 1,8 Плотность пластовой нефти, ρ пл.н кг/м 3 715 Плотность пластовой воды, ρ пл.в кг/м 3 1020 Плотность нефти, н кг/м 3 819 Плотность воды, в кг/м 3 1023 Вязкость нефти, μ пл.н мПа·с 0,461 Вязкость воды, μ пл.в мПа·с 0,5 Сжимаемость нефти - 1,855 Сжимаемость воды - 0,5 Сжимаемость породы - 0,25 Начальное Р пласта МПа 29,6 Средняя нефтенасыщенность дед. 0,61 111 Из таблицы видно, что проницаемость коллектора очень низкая, вязкость пластовой нефти тоже невысокая. Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на критический градиент давления начала фильтрации. Для расчета была создана модель с представленными в таблице характеристиками. Размеры модели хм. Количество активных ячеек модели составляет 10 000. Расчет гидродинамической модели подразумевает наличие 1 нагнетательной скважины и 1 добывающей, расположенных на расстоянии 300 м друг от друга. Время расчета составляет 3650 суток примерно 10 лет. Коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,61 дед, начальные запасы – 373 тыс.т. Цель – пронаблюдать за дебитом скважины, изменением картины нефтенасыщенности, накопленной добычей нефти, коэффициентом нефтеизвлечения по моделям. Первая модель – является базовым расчетом градиент начала фильтрации составляет 0,015 МПа/м), вторая модель моделирует процесс добычи при снижении критического градиента начала фильтрации до 0. Результаты сравнительного моделирования относительно изменения градиента давления начала фильтрации отражены в таблице 3.9. Таблица 3.9 – Результаты сравнительного моделирования относительно снижения критического градиента давления начала фильтрации Показатель Базовый 0 градиент Градиент начала фильтрации, МПа/м 0,015 0,000 Время расчета, сут 3 650 3 650 Начальные запасы, тыс.т 373,000 373,000 Добыто нефти, тыс.т 76,500 78,000 КИН, дед. 0,205 0,209 Увеличение КИН, % 1,96 112 По базовому расчету гидродинамической модели залет добыто 76,5 тыс.т нефти, КИН составил 0,205 дед. График добычи нефти представлен на рисунке 3.16. Рисунок 3.16 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета По варианту расчета, подразумевающему снижение критического градиента давления начала фильтрации, количество добытой нефти составило 78 000 т, КИН составил 0,209 дед. Картина нефтенасыщенности на момент окончания расчета показана на рисунке 3.17. Таким образом, за счет влияния электромагнитного воздействия только на градиент начала фильтрации, коэффициент нефтеизвлечения увеличился только на 1,96 % относительно базового расчета. 113 а) б) Рисунок 3.17 – Карты нефтенасыщенности: а) Расчет Базовый 1; б) расчет со сниженным градиентом давления. Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на коэффициент подвижности. Сравнительный анализ проводился по результатам расчета модели, учитывающей повышение коэффициента подвижности относительно базового расчета. Размеры модели такие же, как в предыдущем расчете. Начальное содержание нефти – 373 тыс.т, коэффициент нефтенасыщенности 0,61 дед. 114 Средний коэффициент подвижности по модели, учитывающей электромагнитное воздействие, составляет 0,0054 мкм 2 /мПа·с, что на 28 % выше базовой модели. Повышение коэффициента подвижности выражено сильнее в области скважин, служащих источниками ЭМ поля (рисунок 3.18). Эффект ослабевает с увеличением расстояния до скважины. Рисунок 3.18 – Карта подвижности в изолиниях, мкм 2 /мПа·с За расчет Базовый 2 принята модель с нулевым градиентом давления начала фильтрации. Результаты сравнительного моделирования отражены в таблице 3.10. Таблица 3.10 – Результаты сравнительного моделирования относительно увеличения коэффициента подвижности Показатель Базовый 2 Увеличение коэффициента подвижности 1 2 3 Коэффициент подвижности, мкм 2 /мПа·с 0,0039 0,0054 Время расчета, сут 3 650 3 650 Начальные запасы, тыс.т 373,000 373,000 Добыто нефти, тыс.т 78,000 105,19 КИН, дед. 0,209 0,282 Увеличение КИН, % 35 115 Графики дебита нефти представлены на рисунке 3.19. Рисунок 3.19 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета По графикам видно существенное повышение дебита нефти при повышении коэффициента подвижности относительно расчета Базовый 2. Разница расчета моделей ярко выражена на картах нефтенасыщенности конечного момента времени (рисунок 3.20, 3.21). Рисунок 3.20 – Карты нефтенасыщенности: а) модель Базовый 2; б) повышенный коэффициент подвижности 116 а) б) Рисунок 3.21 – Карты нефтенасыщенности в изолиниях а) модель Базовый 2; б) повышенный коэффициент подвижности Таким образом, накопленная добыча составила 105,19 тыс.т, КИН увеличился на 35 % относительно варианта Базовый 2. 3.2.2 Результаты моделирования по Быстринскому месторождению Нефтегазоносность Быстринского месторождения установлена в отложениях нижнего мела сангопайской свиты - пласты АС, АС и АС, усть-балыкской свиты – пласты БС 1 и БС 2 , сортымской свиты – пласты ачимовской толщи БС 16 0 , БС 16-17 , БС 18 0 , БС 18-20 ив среднеюрских отложениях – пласт ЮС 2 Для моделирования были взяты данные по продуктивному плату Ачимовской толщи – БС 18-20 Быстринского месторождения. Пласт БС 18-20 характеризуется резким изменением толщин. По всей площади месторождения отмечаются локальные изменения общей толщины до полного отсутствия пласта на участках развития зон аномальных разрезов баженовской свиты. Эффективная нефтенасыщенная толщина по пласту 117 изменяется от 0.3 м дом. Коэффициент песчанистости по пласту в целом изменяется от 0.1 до 1.0, в среднем равен 0.5, расчлененность - от 1 допри среднем значении 9.2. Пористость изменяется от 15.8 % дои в среднем составляет 20.7 %, что на 2 % меньше, чем по пласту БС 16-17 . В пласте преобладают породы с пористостью 18-24 %. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1.1 до мкм. Среднее значение К пр существенно ниже, чем по пласту БС 16-17 и равно мкм. В разрезе пласта преобладают коллекторы с проницаемостью мкм. По нефтенасыщенной части разреза проницаемость выше, чем по водонасыщенной, средние значения К пр составляют соответственно мкм и 21*10 -3 мкм 2 Средние значения проницаемости по скважинам изменяются от мкм до мкм, но по большинству скважин они составляют 10 – 27·10 -3 мкм 2 Водоудерживающая способность пласта в среднем составляет 41 % при изменении от 23 до 64 %. Как следует из материалов исследований, газовый фактор нефти при дифференциальном разгазировании глубинных проб, признанных качественными, изменяется от 28 до 47 м 3 /т при среднем значении 40 м 3 /т. Соответствующее этой величине газового фактора значение объемного коэффициента составляет 1.100 (пересчетный коэффициент – 0.909). В условиях пласта нефть средней плотности (827 кг/м 3 ), средней вязкости (4.49 мПа с. Растворенный газ средней сухости, с содержанием метана около 78 % объемных (табл. 3.3.2). Концентрация неуглеводородных компонентов углекислый газ, азот) около 2 % объемных. Выявленное содержание гелия не превышает 0.004 % объемных (преимущественно – следовые концентрации. Присутствие сероводорода и других серосодержащих соединений не обнаружено. По результатам исследований поверхностных проб плотность нефти при 20 С изменяется от 870 кг/м 3 до 906 кг/м 3 , в среднем по исследованным 118 скважинам – 888 кг/м 3 (табл. Нефть сернистая и высокосернистая массовое содержание серы изменяется от 1.78 % до 2.75 %, в среднем – 2.41 %), парафинистая (от 2.29 % до 3.99 %, в среднем – 3.04 %), преимущественно смолистая (в среднем содержание смол составляет 9.91 % при колебаниях от 4.16 до 14.47 %). Вязкость нефти в поверхностных условиях изменяется от 19,6 мПа с до 58,3 мПа с при среднем значении 34 мПа с. Сводные данные для моделирования приведены в таблице 3.9. Таблица 3.11 – Данные пласта БС 18-20 Быстринского месторождения для гидродинамического моделирования Параметр Ед. измерения Значение 1 2 3 Пористость, m % 20,7 Проницаемость, k мД 27 Плотность пластовой нефти, ρ пл.н кг/м 3 827 Плотность пластовой воды, ρ пл.в кг/м 3 1020 Вязкость нефти, μ пл.н мПа·с 4,49 Вязкость воды, μ пл.в мПа·с 0,5 Сжимаемость нефти - 1,855 Сжимаемость воды - 0,5 Сжимаемость породы 1/ГПа 0,35 Средняя нефтенасыщенность дед. 0,644 Влияние ЭМ воздействия на критический градиент давления начала фильтрации. Цель моделирования – сделать оценку изменения дебита скважины, изменение нефтенасыщенности, накопленной добычей нефти, коэффициента нефтеизвлечения. Сравнительный анализ производился между моделью Базовый 1 и моделью, учитывающей снижение критического градиента давления начала фильтрации. Размеры модели хм. Время расчета – 3650 суток. Количество активных ячеек модели составляет 10 000. Нефтенасыщенность составляет 0,644 дед, начальные запасы нефти – 551 тыс.т. |