СВЧ. Исследование и разработка технологии увеличения нефтеотдачи за счет вытеснения с применением электромагнитного поля
 Скачать 4.49 Mb.
|
|
0 градиент 1 2 3 Градиент начала фильтрации, МПа/м 0,015 0,000 Время расчета, сут 3 650 3 650 Начальные запасы, тыс.т 551,000 551,000 Добыто нефти, тыс.т 177,000 187,400 КИН, дед. 0,321 0,340 Увеличение КИН, % 5,88 Графики дебита добывающей скважины отражены на рисунке 3.22. Рисунок 3.22 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета Видимые на графике флуктуации вызваны периодическим прорывом воды и его остановкой. Рисунок 3.23 отражает изменение картины нефтенасыщенности наконечный момент расчета по базовому варианту расчета и при снижении критического градиента начала фильтрации до 0. 120 а) б) Рисунок 3.23 – Карты нефтенасыщенности: а) Базовый 1; б) модель, учитывающая снижение градиента давления В результате расчета со снижением критического градиента давления начала фильтрации коэффициент нефтеизвлечения повысился на 5,88 % относительно КИНа, полученного по расчету Базовый 1. Дополнительная добыча нефти составила 10,4 тыс.т. Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на коэффициент подвижности. 121 В данном расчете проводился анализ влияния повышения коэффициента подвижности относительно модели с нулевым градиентом Базовый 2) на прирост коэффициента нефтеизвлечения. Размеры модели такие же, как в предыдущем расчете. Начальное содержание нефти – 551 тыс.т, коэффициент нефтенасыщенности 0,644 дед. Время расчета 3650 суток. Ниже приведена сравнительная таблица (3.13) расчета Базовый 2 и модели, учитывающей повышение коэффициента подвижности. Таблица 3.13 – Результаты сравнительного моделирования относительно увеличения коэффициента подвижности Показатель Базовый 2 Увеличение коэффициента подвижности Коэффициент подвижности, мкм 2 /мПа·с 0,006 0,0072 Время расчета, сут 3 650 3 650 Начальные запасы, тыс.т 551,000 551,000 Добыто нефти, тыс.т 187,400 198,200 КИН, дед. 0,340 0,360 Увеличение КИН, % 5,76 Графики дебита нефти отражены на рисунке 3.24. Рисунок 3.24 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета 122 Подъем дебита нефти во втором случае связан с поддержанием пластового давления, увеличения скорости продвижения фронта вытеснения нефти водой. Карты нефтенасыщенности по обоим вариантам расчета представлены на рисунке 3.25. а) б) Рисунок 3.25 – Карты нефтенасыщенности: а) расчет Базовый 2; б) расчет, учитывающий влияние ЭМ воздействия на коэффициент подвижности 123 Анализ результатов сравнительного расчета, учитывающего повышение коэффициента подвижности, показал увеличение коэффициента извлечения нефти на 5,76 % относительно КИНа, полученного в расчете Базовый 2. 3.2.3 Результаты моделирования по Верхне-Колик-Еганскому месторождению Ачимовская толща представлена мелко- и среднезернистыми, с включениями аргиллитоподобных глин. Продуктивные пласты АчБВ 16 – АчБВ 19 приурочены к нижней части, где песчаники образуют песчаные пачки. Разделом между ними служат алевролиты и аргиллитоподобные глины, толщина которых по разрезу заметно меняется. Внизу эти разделы незначительны и песчаные пачки оказываются сближенными. Выше по разрезу толщина глинистых разделов увеличивается. К верхней части приурочены продуктивные пласты АчБВ 14 - АчБВ 15 2 , которые постепенно сближаясь с пластом АчБВ 16 в западном направлении, переходят от шельфового залегания к клиноформному. Для расчета были взяты фильтрационно-емкостные характеристики пласта АчБВ 18 . Продуктивный пласт АчБВ 18 залегает в средней части разреза ачимовской фондаформы. В продуктивном пласте АчБВ 18 выявлены две нефтяные залежи пластового сводового типа. Основная залежь, самая крупная по площади и запасам углеводородов, приурочена к присводовой части восточного купола. Залежь по типу пластово-сводовая, частично литологически ограниченная, она вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее составляет 10,3 км, ширина - до 4,5 км, высотам. Средняя пористость по коллектору составляет 0,21 дед, нефтенасыщенность 0,6 дед, средняя проницаемость 5,2 мД. Плотность пластовой нефти 583 кг/м 3 , пластовой воды – 1020 кг/м 3 . Вязкость пластовой нефти 0,46 мПа·с (таблица 3.14). 124 Таблица 3.14 – Физико-гидродинамические характеристики пласта АчБВ 18 Верхне-Колик-Еганского месторождения для расчета гидродинамической модели Параметр Ед. Измерения Верхне-Колик- Еганское 1 2 3 Нефтенасыщенная толщинам Пористость, m % 21 Проницаемость, k мД 5,2 Плотность пластовой нефти, ρ пл.н кг/м 3 583 Плотность пластовой воды, ρ пл.в кг/м 3 1020 Вязкость нефти, μ пл.н мПа·с 0,46 Вязкость воды, μ пл.в мПа·с 0,5 Сжимаемость нефти - 1,855 Сжимаемость воды - 0,5 Сжимаемость породы 1/ГПа 0,35 Начальное Р пласта МПа 28 Средняя нефтенасыщенность дед. 0,6 Размеры гидродинамической модели такие же, как ив предыдущих расчетах (хм, общее количество ячеек модели составило 10 000. Начальные запасы составили 367 тыс.т, коэффициент нефтенасыщенности – 0,41 дед. Время расчета 10 лет. Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на критический градиент давления начала фильтрации. Для оценки влияния снижения критического градиента давления начала фильтрации за счет электромагнитного воздействия на коллектор с характеристиками объекта АчБВ 18 Верхне-Колик-Еганского месторождения были созданы две гидродинамические модели. Результаты расчетов приведены в таблице 3.15. 125 Таблица 3.15 – Результаты моделирования с учетом влияния электромагнитного воздействия на критический градиент давления начала фильтрации по Верхне- Колик-Еганскому месторождению. Показатель Базовый 1 0 градиент Градиент начала фильтрации, МПа/м 0,015 0,000 Время расчета, сут 3 650 3 650 Начальные запасы, тыс.т 367,000 367,000 Добыто нефти, тыс.т 147,000 161,200 КИН, дед. 0,394 0,432 Увеличение КИН, % 9,66 Графики дебита нефти по двум вариантам расчета представлены на рисунке 3.26. Рисунок 3.26 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета На рисунке 3.27 представлены карты нефтенасыщенности наконечный момент расчета. 126 а) б) Рисунок 3.27 – Карты нефтенасыщенности: а) расчет Базовый 1; б) расчет, учитывающий снижение критического градиента давления Результат анализа расчетов влияния ЭМ воздействия на снижение критического градиента давления начала фильтрации и коэффициент извлечения нефти показал увеличение КИНа на 9,66 % относительно КИНа расчета Базовый 1. Дополнительная добыча нефти составила 14,2 тыс.т. Далее следует описание влияния ЭМ воздействия на коэффициент подвижности 127 Для оценки влияния повышения коэффициента подвижности флюидов на коэффициент извлечения нефти был проведен сравнительный анализ расчетов двух моделей 1) вариант Базовый 2 (модель с нулевым градиентом начала фильтрации 2) расчет, учитывающий повышение среднего коэффициента подвижности на 25 %. Результаты расчетов приведены в таблице 3.16. Таблица 3.16 – Результаты сравнительного моделирования относительно увеличения коэффициента подвижности Показатель Базовый 2 Увеличение коэффициента подвижности Коэффициент подвижности, мкм 2 /мПа·с 0,011 0,014 Время расчета, сут 3 650 3 650 Начальные запасы, тыс.т 367,000 367,000 Добыто нефти, тыс.т 161,200 195,000 КИН, дед. 0,439 0,531 Увеличение КИН, % 20,97 Графики дебита нефти представлены на рисунке 3.28. Рисунок 3.28 – Графики дебита нефти по двум вариантам расчета На рисунке 3.29 представлены карты нефтенасыщенности наконечный момент времени расчета моделей. 128 а) б) Рисунок 3.29 – Карта нефтенасыщенностей: а) расчет Базовый 2; б) расчет, учитывающий повышение коэффициента подвижности Анализ результатов сравнительного расчета, учитывающего повышение коэффициента подвижности, показал увеличение коэффициента извлечения нефти на 20,97 % относительно КИНа, полученного в расчете Базовый 2. Анализ результатов гидродинамического моделирования моделей с характеристиками объектов разработки Ачимовской толщи Западной-Сибири показал эффективность применения электромагнитного воздействия с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения. Результаты расчетов приведены в сводной таблице 3.17. 129 Согласно результатам моделирования наибольшее повышение КИНа (35 %) при повышении подвижности относительно модели, учитывающей только снижение критического градиента, наблюдается в расчете гидродинамической модели с характеристиками объекта Ач 1 1 Выинтойского месторождения, характеризующегося наименьшей проницаемостью. Это свидетельствует о наибольшей эффективности применения метода электромагнитного воздействия на коллекторы с низкой проницаемостью. Таблица 3.17 – Результаты расчета показателей добычи нефти по моделям с характеристиками объектов Ачимовской толщи №, п/п Показатель Выинтойское Быстринское Верхне-Колик- Еганское 1* 2* 3* 1* 2* 3* 1* 2* 3* 1 Критический градиент давления начала фильтрации, МПа/м 0,015 0 0 0,015 0 0 0,015 0 0 2 Средняя подвижность, мкм 2 /Па·с 0,0039 0,0039 0,0054 0,006 0,006 0,0072 0,011 0,011 0,014 3 Время расчета, сут 3650 3650 3650 3650 3650 3650 3650 3650 3650 4 Начальные запасы, тыс.т 373 373 373 551 551 551 367 367 367 5 Конечные запасы, тыс.т 296,5 295,0 267,81 374 363,6 352,8 220 205,8 172 6 Добыто нефти, тыс.т 76,5 78,0 105,19 177,0 187,4 198,2 147,0 161,2 195,0 8 КИН, дед. 0,205 0,209 0,282 0,321 0,340 0,360 0,401 0,439 0,531 Примечание * 1 – Расчет Базовый 1; 2 – Расчет с нулевым градиентом 3 – Расчет с повышением подвижности 130 Влияние ЭМ воздействия только на критический градиент давления способствует повышению коэффициента извлечения нефти, однако, наибольший прирост дает эффект повышения подвижности запасов. Выводы по разделу 3 1. Преодоление критического градиента давления начала фильтрации и повышение подвижности углеводородных запасов за счет электромагнитного воздействия обеспечивает дополнительную добычу нефти в количестве 39 358 тонн (по результатам моделирования разработки Андреевского месторождения. 2. Расчет энергозатрат на проведение электромагнитного воздействия на продуктивный пласт через 2 скважины показал экономическую эффективность рассматриваемого метода. 3. Для оценки эффективности электромагнитного воздействия созданы гидродинамические модели с характеристиками объектов Ач 1 1 (Выинтойское месторождение, БС 18-20 (Быстринское месторождение, АчБВ 18 (Верхне- Колик-Еганское месторождение. Сравнение проводилось между моделью с базовыми показателями и моделью, учитывающей только снижение градиента давления начала фильтрации, а также расчетом, учитывающим повышение подвижности флюидов, и расчетом со сниженным градиентом давления. Наибольшее повышение КИНа (на 35 %) наблюдается по модели с характеристиками объекта АЧ 1 1 (проницаемость 1,8 мД, вязкость нефти 0,461 мПа·с) Выинтойского месторождения. 131 4 ПРОГНОЗ ДОБЫЧИ НЕФТИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА Проанализировав ситуацию относительно извлечения остаточных запасов ХМАО-Югры можно сделать выводы о том, что в дальнейшем необходимо вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, таких как ачимовская толща, отложения баженовской свиты, объекты с высоковязкой нефтью, небольшие залежи, пласты с высоким газовым фактором. Особенные условия, а именно геолого-физические свойства пластов и свойства добываемой нефти создают необходимость применения инновационных технологий, таких как физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, газовые и термогазовые методы, дилатансионные технологии, волновые методы воздействия [79, 80]. 4.1 Классификация трудноизвлекаемых запасов углеводородов Рассматривая трудноизвлекаемые запасы нефти, можно убедиться в том, что содержатся они в залежах, отличающихся неблагоприятными геологическими условиями залегания нефти и нетрадиционными физическими свойствами нефти. Трудноизвлекаемые запасы очень проблематично подвергаются процессу вытеснения нефти из пластов, за счет одновременного влияния множества факторов, таких, как фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью, вязкостные силы, капиллярные явления. Оказывается влияние на технико-экономические показатели при разработке таких объектов, так как необходимо применение нетрадиционных новых технологий, а также специального оборудования. В Классификации трудноизвлекаемых запасов (Халимов Э.М., Лисовский Н.Н., г) все критерии запасов отнесенные к 132 трудноизвлекаемым можно интегрировать в пять групп по признакам аномальности свойств газов и нефтей (вязкость, неблагоприятности характеристик коллекторов низкие значения коэффициентов, нефтенасыщенности пористости, проницаемости, вертикальная и латеральная неоднородность пластов, типам контактных зон (нефть-пластовая вода, нефть-газовая шапка, технологическим причинами горногеологическим факторам, ухадшающими (удорожающими) бурение скважин и добычу нефти [96]. Причины трудноизвлекаемости запасов нефти можно разделить на две составляющие естественные и техногенные, в соответствии с которыми при определении принадлежности залежей к группе ТрИЗ используются геологические, технологические и экономические критерии. Поданным Государственного баланса запасов в достаточной степени достоверно судить о доле и характеристике ТрИЗ можно, используя только геологические критерии их определения. В классификации достаточно формализованы признаки трудноизвлекаемости по свойствам нефтей, к которым можно отнести вязкость (>30 мПа*с), битуминозность (плотность при 20 о С > 0,895 г/см3) нефти, содержание в ней парафина (>6 %) и серы (>3.5 %). Эти параметры и их граничные значения учитывают технологию добычи, транспортировки, переработки сырья, обеспечивают его комплексное использование и содержатся в характеристиках залежей данных Госбаланса РФ. Дополнительно при отнесении залежей очень сложного геологического строения к группе ТрИЗ используется предельная величина КИН, равная по экспертной оценке 0.230. По геологическим критериям в категорию ТрИЗ отнесены 1150 залежей, которые характеризуются аномальными физико-химическими свойствами нефти, являются подгазовыми зонами нефтегазоконденсатных залежей (нефтяные оторочки небольшой мощности) или приурочены к продуктивным отложениям текстурного строения типа рябчик 133 к породам доюрского комплекса с вертикльной и латеральной неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств резервуара, преобладающим кавернозно-порово-трещинным типом коллектора к макро- и микроанизотропным коллекторам отложений тюменской свиты мозаичного строения с высокой степенью неоднородности разреза к отложениям ачимовской толщи с ловушками клиноформного строения и неоднородным характером строения резервуара к отложениям баженовской свиты, характеризующимся сложным типом коллектора и резервуара. Залежи содержат начальные геологические (те. извлекаемые) запасы (НГЗ/НИЗ) нефти промышленных категорий АВС1 в количестве 7994/1926 млн.т и 6583/1294 млн.т по категории С. 4.2 Особенности продуктивных пластов Ачимовской толщи Залежи ачимовской толщи приурочены к отложениям нижней части осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитоподобных глин. Из особенностей строения продуктивных пластов ачимовской толщи, осложняющих продуктивный резервуар, следует отметить высокую степень неоднородности как по разрезу, таки по латерали, а также преимущественно невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов - доминируют коллекторы 4-5 класса по А.А. Ханину со средними значениями пористости 17 % и нефтенасыщенности 51 %. Среди коллекторов преобладают алевролиты, реже аркозовые песчаники средней сортировки с многочисленными включениями сидерита. Продуктивные пласты индексируются по-разному, поэтому на Государственном балансе РФ запасы нефти ачимовских отложений учтены в объектах стратиграфических индексов как БС 16 -БС 22 и БС 18 -БС 22 (до 1985 года, Ач, Ач 2 ...Ач 6 (после 1985-1991 г.г.). В последние годы при постановке 134 науч т Госбаланса подсчётным объектам ачимовской толщи присваивается двойной индекс – к примеру Ач(БС 10 ), в скобках указывается синхронный ачимовскому пласт покровного залегания на шельфе. На Государственном балансе РФ по ТрИЗ отложений ачимовской толщи числится 378 залежей 90 месторождений ХМАО-Югры с НГЗ/НИЗ промышленных категорий АВС1 в количестве 568/113 млн.т и 771/147 млн.т по категории С. Наибольшая часть запасов всех категорий (75 %) содержится на 34 месторождениях с НИЗ 1 – 14 млн.т, расположенных в восточной и центральной частях округа. Накопленная добыча нефти составляет 15,8 млн.т – 14,0 % от НИЗ категорий АВС1. Залежи ачимовской толщи приурочены к отложениям нижней части осложненного подкомплекса неокома, разрез которого представляет собой неравномерное, часто линзовидное переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитоподобных глин. Толща имеет скользящий возраст от берриаса до валанжина как кровли, таки подошвы (более древний на востоке, более молодой — на западе, прослеживается в зоне подножия и склона каждого клиноформного циклита (резервуара, рассматривается как продолжение проницаемых пластов неокома, имеющих покровное залегание. В соответствии с моделью бокового заполнения бассейна ачимовские продуктивные пласты представляют собой группу конусов выноса к основанию склона песчано-глинистых осадков шельфовых пластов, в дистальной части клиноциклитов песчаные слои постепенно выклиниваются и одновременно замещаются глинистыми отложениями. Из особенностей строения продуктивных пластов ачимовской толщи, осложняющих продуктивный резервуар, следует отметить высокую степень неоднородности как по латерали, таки по разрезу, а также преимущественно невысокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов - доминируют коллекторы 4 – 5 класса по А.А. Ханину со средними значениями пористости 17 % и нефтенасыщенности 51 % [97]. Среди коллекторов преобладают 135 алевролиты, реже аркозовые песчаники средней сортировки с многочисленными включениями сидерита. Основной проблемой при разработке залежей нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам, является низкая продуктивность добывающих скважин по жидкости. Кроме того, именно на низкопроницаемых коллекторах, где технологическими решениями предусматривается проведение ГРП и высокое давление закачки в пласт воды, в наибольшей степени проявляется влияние напряженно- деформационного состояния горной породы. В первую очередь это касается выбора системы воздействия. В рядных блочно-замкнутых системах, а также площадных возможно расположение добывающих и соседних нагнетательных скважинах на линиях деструкции. Увеличение пластового давления в зоне нагнетания и его снижение в зоне отбора приведет к раскрытию трещин в первую очередь на этих линиях, что превратит их в каналы бесполезной циркуляции воды. Отрицательный эффект в таких системах усиливается большим количеством добывающих скважин на 1 нагнетательную, вследствие чего возникает необходимость увеличения давлений закачки для обеспечения компенсации отборов жидкости закачкой воды. Ориентация рядных систем вдоль линий напряженного состояния пласта позволяет не только снизить отрицательное влияние трещинообразования на выработку запасов нефти, но и повысить эффективность процесса путем повышения связанности межскважинного пространства в рядах добывающих или нагнетательных скважин, что уподобит их галереям, между которыми возможно фронтальное вытеснение. Обоснование вероятностного направления деструкции рекомендуется проводить последующим критериям направлению разломов на структурных региональных картах гравитационным аномалиям аналитически. 136 посредством анализа кернового материала. Альтернативой закачке воды (со всеми эффектами, сопутствующими ей в условиях низкой проницаемости и трещиноватости коллектора) может послужить использование в качестве вытесняющего агента углекислого газа. Углекислый газ, в жидком виде закачивается в пласт, смешиваясь в нефтью, увеличивает подвижность, уменьшает ее вязкость, снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота выделяет из нефти легкие фракции, создавая активнодействующий на породу вал из смеси углеводородов, и СО, и способствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО с породой, ведущее к повышению ее проницаемости. Проведены серии экспериментов с образцами керна кремнистого пласта низкой проницаемости (0,02-1,3 мДа) и средней пористости (30 – 40 %), изначально насыщенными подвижной нефтью (под давлением 1,379 – 2,068 МПа) или дегазированной нефтью при условиях, близких к смешиваемости в которые нагнетали СО под давлением с созданием условий, близких к смешиванию. Использовалось 2 модели закачки газа СО 2 закачивался поперек образца керна (противоток) для выяснения механизм диффузионного перемещения, а также вдоль по длине керна (параллельный ток. Мониторинг процесса проводили с использованием рентгеновской компьютерной томографии, которая помогала визуализировать фазовый потоки распределение фаз в течение нагнетания. Начальная нефтеотдача при закачке СО при несмешивающихся условиях варьируется от 0 – 10% для противотока и 18 – 25% для параллельного тока СО, в то время как при условиях, близких к смешиванию, нефтеотдача составляет 25% для противотока и 10% для параллельного потока СО. Нефтеизвлечение при противотоке очень зависит от распределения газовой фазы в околотрещинном пространстве в породе. Нефтеизвлечение при нагнетании СО в кремнистую глинистую породу осложнено низкой проницаемостью, неоднородностью породы, 137 распределением нефти внутри матрицы породы, но способствует ему наличие в породе проводящих каналов, по которым газ СО проникает в матрицу породы. При условиях, близких к смешиваемости, получают четкое отображение множественной контактной смешиваемости также при противотоке большая нефтеотдача наблюдается при условиях, близких к смешиваемости, чем при несмешивающихся условиях. Наконец, продуктивность скважин может быть повышена за счет разуплотнения пород коллекторов и взаимного разворота зерен, что способствует увеличению ее проницаемости. Разуплотнение горной породы осуществляется энергией взрыва жидких или газообразных горюче- окислительных составов (ГОС. |