Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
 Скачать 5.67 Mb.
|
|
- добывающая скважина - нагнетательная скважина По результатам предварительных исследований, проведенных до начала эксперимента, было установлено следующее 1) в состав микробного сообщества входят углеводородокисляющие, бродильные, сульфатвосстанавливающие и метанобразующие бактерии 2) обнаружена тесная взаимосвязь бродильных и сульфатвосстанавли- вающих бактерий при сбраживании мелассы 3) бродильные бактерии рода Clostridium , присутствующие в пластовой воде опытного участка, проявляют высокую метаболическую активность в потреблении мелассы с образованием СО, сравнимую с лучшими культурами, используемыми в мелассных биотехнологиях повышения нефтеотдачи 4) по микробиологическим, гидрохимическими физико-химическим параметрам опытный участок залежи 302 Ромашкинского нефтяного месторождения подходит для проведения опытно-промышленных испытаний ме- лассной биотехнологии повышения нефтеотдачи. 280 Опытный участок по испытанию технологии состоял из 5 нагнетательных и 24 добывающих скважин (рис. 24.3). Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 8,3 м, пористость – 0,110, начальная нефтенасыщенность – 0,79. Нефти башкирских отложений относятся к тяжелым, высокосернистым и высоковязким (вязкость при 200 С составляет 99,8 мПа·с), содержание серы масс, парафинов – 3,0 % масс, плотность разгазированной нефти – 902 кг/м 3 ). Поток воды с мелассой Зона ББ Зона МОБ и СВБ Область биореактора Рис. 24.3 Схема вытеснения нефти при мелассном заводнении УВОБ – углеводородокисляющие бактерии (аэробы ББ – бродильные бактерии (аэробы и анаэробы МОБ – метанобразующие бактерии (анаэробы СВБ – сульфатвосстанавливающие бактерии (анаэробы) Микробиологическое воздействие, начатое в 1992 г. на опытном участке путем закачки мелассы и микроорганизмов в одну скважину, в 1993 г. было расширено и охватило уже пять нагнетательных скважин участка, ив г. закачка мелассного раствора осуществлялась в те же 5 нагнетательных скважин участка. В августе 1994 г. эксперимент был завершен. Всего за период с 1992 по 1994 гг. на опытном участке было закачано 1052,3 т мелассы. Дополнительная добыча нефти наг. составила 4806 т, доля дополнительно добытой нефти к общей добыче нефти по участку в период от начала воздействия до января 1996 г. равна в среднем 30,6 %. Таким образом, технологическая эффективность метода составила 4,58 т дополнительно добытой нефти на 1 т закачанной мелассы. Метод воздействия на карбонатные коллекторы с применением ме- лассной технологии показал перспективные результаты и на месторождении 281 Фуйу (Китай. В 2001 г. на этом месторождении было закачано 236 т мелассы и за первые 6 месяцев после воздействия получено около 2700 т дополнительно добытой нефти, те. болеет дополнительно добытой нефти на 1 т закачанной мелассы. Расчетная схема для моделирования процессов микробиологического воздействия в условиях неоднородных пластов Как уже указывалось выше, механизм микробиологических процессов в пласте остается слабоизученным в силу влияния большого числа факторов, а также многокомпонентности и взаимосвязанности происходящих микробиологических и физико-химических взаимодействий. Поэтому создание математической модели пласта необходимо для более полного изучения происходящих микробиологических и физико-химических взаимодействий и прогноза технологических показателей для промыслового применения метода. В тоже время создание полной и содержательной математической модели для таких сложных физико-химических и микробиологических процессов является отдельной и весьма сложной задачей для нынешней стадии изученности метода. Имеются решения таких задач в пакетах некоторых композиционных моделей (STARS компании CMG, Канада. Для учебных целей приведем первое приближение такой модели в виде расчетной схемы, позволяющей оценить ряд важных физико-химических, микробиологических и технологических параметров процесса [4]. Заводненные пласты характеризуются значительной неоднородностью по фильтрационным свойствам, существенно большей, чем при первичном вытеснении. Это связано стем, что на неоднородность коллекторских свойств на поздней стадии разработки накладывается и вязкостная неоднородность в виде низких фильтрационных сопротивлений в высокопроницае- мых водонасыщенных зонах пласта. Предельным случаем неоднородности пласта может быть принят трещинно-поровый коллектор, в котором нефть быстро вытесняется из трещина матрица остается в значительной мере неф 282 тенасыщенной. Это так называемая среда с двойной пористостью – приближение модели с раздельно принятой пористостью блоков и трещин. Для рассмотрения фильтрации жидкостей в трещиноватых породах примем, что вытеснение нефти из пористых блоков осуществляется за счет противоточной капиллярной пропитки водой, находящейся в трещинах этого пласта. Для оценки динамики нефтеотдачи на базе расчета для одного блока предложен метод суммирования нефтеотдачи набора блоков, при этом нефтеотдача единичного элемента трещинно-поровой среды определяется безразмерным соотношением cos 2 k t бл P m l бл н s σ θ µ ⋅ ⋅ = ⋅ , (24.1) где t – время, с σ – коэффициент межфазного натяжения, Нм θ – угол смачивания, град н – коэффициент динамической вязкости нефти, Пас l s – характерная величина блокам k бл – коэффициент проницаемости блокам m бл – коэффициент пористости блока, доли ед. Основным фактором вытеснения нефти из поровых блоков, где сосредоточена большая ее часть, примем противоточную капиллярную пропитку. Вытесняющая и вытесняемая жидкости, как отмечалось выше, приняты несжимаемыми. Тогда изменение водонасыщенности в ом поровом блоке будет подчиняться уравнению ( ) 0 бл i ds m t Для описания скорости капиллярной пропитки используем функцию [2] : ( ) ) ( ) ( exp ) ( 1 i i t t t τ β τ β α τ ϕ − − − = − , где α , β – параметры пропитки i τ – время начала пропитки. 283 В зависимости (24.3) параметры пропитки простои надежно получаются при обработке экспериментальных данных противоточного капиллярного вытеснения нефти из образцов пористой среды 36 cos 2 k бл m l бл н s σ θ β µ ⋅ ⋅ = ⋅ (24.4) Зависимость (24.3) соответствует зависимости коэффициента противо- точного капиллярного вытеснения нефти S (впитывания воды) от времени в виде интеграла вероятности ( ) t erf S S β ⋅ = , (24.5) где ( ) ∫ − = t dz z t erf β π β 0 2 ) exp( 2 (24.6) Таким образом, по уравнению (24.5) можно определить рост водона- сыщенности в процессе капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенный блок. Основные положения расчетной схемы для трещинно-порового пласта При разработке расчетной схемы были использованы следующие предпосылки в качестве объекта моделирования рассматривается трещинно- поровый коллектор • в пласт закачивается раствор мелассы с бактериями вида С • предполагается, что бактерии могут свободно перемещаться пока- пиллярам пласта • в качестве активного фактора, влияющего на процесс вытеснения нефти в пласте, рассматривается воздействие образующихся в процессе жизнедеятельности микроорганизмов БиоПАВ и СО • вытесняющая и вытесняемая жидкости принимаются несжимаемыми для скорости противоточного капиллярного впитывания принимается полуэкспериментальный закон (24.3); • в качестве модели развития микроорганизмов рассматривается модель Монода; • для связи физико-химических характеристик пласта и концентраций продуктов жизнедеятельности микроорганизмов используются экспериментально полученные зависимости (24.7) - (24.10): ( ) ) ( ) ( * t t M s ∗ ∗ = = η η η , (24.7) ( ) ) ( ) ( t t M oil CD oil oil µ µ µ = = , (24.8) ( ) ) ( ) ( t t M s σ σ σ = = , (24.9) ( ) ) ( ) ( t t M s θ θ θ = = , где ∗ η – коэффициент вытеснения нефти из блоков M s – концентрация биоПАВ; M cd – концентрация углекислого газа. Полагая известными (экспериментально вычисленными) коэффициенты уравнения, проинтегрируем (24.3) повремени от 0 до После ряда преобразований [4] используем аналогично процессу заводнения трещинно-порового пласта зависимости (14.6) и (14.8) для координаты фронта капиллярной пропитки для случаев прямолинейно- параллельной и плоско-радиальной фильтрации. Причисленном решении этих уравнений на каждом временном шаге используем значения параметров из (24.7) - (24.10). Динамика развития бактериального биоценоза Рассмотрим микробиологическое воздействие на пласт с вводом питания (мелассы) и микроорганизмов для внутрипластового генерирования 285 продуктов, довытесняющих остаточную нефть. Бактерии считаем приспособленными к развитию в пластовых условиях и свободно перемещающимися по трещинами поровым каналам пласта. В качестве математической модели развития биомассы в пласте воспользуемся уравнением max 1 dN N n N dt N = ⋅ ⋅ − , где N – текущая численность микроорганизмов (концентрация биомассы N max – предельная численность микроорганизмов n – коэффициент нормирования процесса развития биоценоза. Решим (24.13) методом разделения переменных и после преобразований получаем динамику концентрации биомассы во времени ( ) max exp( ) 1 1 exp( ) o o n t N N N n На этой основе получим динамику концентрации мелассы во времени ( ) max max 1 exp( ) 1 exp( ) o o o N N n t M N m n t N − − ⋅ + − Полагая, что выделение микроорганизмами СО и БиоПАВ друг с другом не связано и зависит лишь от количества потребленной мелассы, получим зависимости концентраций СО и БиоПАВ во времени ( ) max max 1 exp( ) ( ) 1 exp( ) o S S o N N n t M t N m n t N − − ⋅ = − − − ⋅ , (24.14) ( ) max max 1 exp( ) ( ) 1 exp( ) o CD CD o N N n t M t N m n t N − − ⋅ = − − − ⋅ , где m CD , m S – коэффициенты нормирования процесса генерации углекислого газа и биоПАВ. 286 На рис. 24.4 показана характерная динамика процесса развития микроорганизмов и генерации метаболитов. На рис. 24.5, 24.6 построены графики зависимостей числа клеток, а также концентраций БиоПАВ и Сот времени. Перейдем к технологическим показателям разработки. Распределение концентраций Си БиоПАВ в пласте полагаем предзаданными, а коэффициенты ив дальнейшем) зависящими от соответствующих концентраций, и, таким образом, от времени. Уравнения движения фронта капиллярной пропитки при существенно нелинейных зависимостях скорости капиллярного впитывания в блоки не имеют аналитического решения, поэтому решаются численно. lgN lgC Рис. 24.4 Динамика роста микроорганизмов А – логарифмическая зависимость числа клеток (lgN); В – логарифмическая зависимость концентрации метаболитов (lgC); 1 – фаза запаздывания роста (лаг-фаза); 2 – фаза экспоненциального роста 3 – фаза замедления (отрицательного ускорения) роста 4 – стационарная фаза 5 – фаза ускоренного отмирания 6 – фаза экспоненциального отмирания 287 Рис. 24.5 Динамика концентрации ПАВ ПАВ (в %), произведенного бактериями в пласте ( 0 ПАВ ПАВ m = = ) Рис. 24.6 Динамика концентрации 2 CO 2 CO N (в %), произведенного бактериями в пласте ( 0 2 0 = CO N ; 2 0,0806; 66 CO n m = = ) Результаты расчетов приведены в сопоставлении с обычным заводнением в виде графиков на рис. 24.7-24.10 [13]. По этим результатам видно, что за счет интенсификации капиллярных процессов при мелассном заводнении (увеличение скорости капиллярного впитывания – рис. 24.8) фронт капиллярной пропитки движется медленнее, 288 чем при обычном заводнении (рис. 24.9). При этом на один и тот же объем закачанной жидкости в охваченном объеме достигается существенно больший коэффициент нефтеотдачи (рис. 24.10). Снижение скорости охвата блоков пропиткой при мелассном заводнении существенно снижает опасность прорыва воды к добывающим скважинам, те. непроизводительного расходования нагнетаемой воды, и конечная нефтеотдача будет при мелассной технологии выше для той же величины водонефтяного фактора, что при обычном заводнении. Рис. 24.7 Зависимость коэффициента нефтеотдачи блока во времени Рис. 24.8 Зависимость скорости капиллярного впитывания от времени 289 Рис. 24.9 Зависимость скорости охвата блоков пропиткой от времени Рис. 24.10 Зависимость коэффициента нефтеотдачи от объема закачанной жидкости Таким образом, расчетная схема процесса микробиологического воздействия на неоднородные (трещинно-поровые) пласты позволяет определять параметры ММУН и оценивать динамику процессов вытеснения. 290 Лекция №25 План 1. Анализ технологической эффективности применения МУН и ОПЗ. 2. Идентификация добывающих скважин опытного участка. 3. Канонический подход к оценке пригодности участка для анализа. 4. Методы прямой оценки эффективности применения геолого- технических мероприятий. Применение динамических рядов (методика прямого счета. 5. Характеристики вытеснения (ХВ). Последовательность оценки эффективности геолого-технологических мероприятий с применением ХВ. 6. Методология корректного выбора и использования ХВ. Анализ технологической эффективности применения МУН и ОПЗ Анализ технологической эффективности геолого-технических мероприятий, к которым относятся МУН и ОПЗ, состоит из ряда последовательных этапов - идентификация добывающих скважин опытного участка - определение пригодности участка для проведения анализа эффективности- определение методов оценки эффективности, пригодных для анализа - собственно оценка эффективности МУН и ОПЗ. Идентификация добывающих скважин опытного участка После того, как выбран и сформирован участок (в более простом случае объект разработки, подлежащий оценке эффективности применения на нем МУН, одной из важнейших задач является идентификация (выявление, распознавание) добывающих скважин, реагирующих на закачку воды в конкретную нагнетательную скважину опытного участка. При этом нередко существуют трудности, связанные с широкомасштабным применением рассредоточенного заводнения на основных эксплуатационных объектах крупных месторождений, разрабатываемых внутриконтурным заводнением. На этой основе проявляется сильное взаимовлияние (интерференция) элементов разработки, которое для поздней стадии разработки существенно нестационарно. Поэтому можно лишь качественно определить добывающие скважины, реагирующие на закачку воды в конкретную нагнетательную скважину в определенный промежуток времени в условиях постоянно меняющейся внутренней (в пределах участка) и внешней (за пределами участка) обстановки динамики отбора и закачки жидкостей. В связи с этим необходимо подчеркнуть следующий факт – в условиях рассредоточенного заводнения самостоятельный элемент разработки (опытный участок) появляется только после пуска скважины под закачку воды. До этого участка не существовало, и скважины принадлежали другому элементу разработки (обычно более крупному. Отсюда вытекает очевидный вывод – для целей оценки величины дополнительной добычи нефти при применении МУН предысторию сформированного опытного участка правильно начинать только после начала стабильной закачки воды, точнее, после достижения определенной компенсации отбора закачкой. На практике начало предыстории нулевой отсчет) удобно брать сначала года, следующего после года начала закачки воды. Вообще говоря, чем длительнее период предыстории, тем больше вероятность различных помеха попытки объяснения – весьма трудоемкое дело, которое является платой за многолетнюю предысторию. Поэтому в ТатНИ- ПИнефть было предложено в качестве упрощающих вариантов использовать плавающий нуль, то есть начало предыстории брать не только с года после пуска под закачку воды, но и за 2, 3 и 4 года до начала воздействия МУН, то есть ближнюю предысторию, что значительно сужает временной интервал идентификации. Задача выявления на опытном участке добывающих скважин, реагирующих на закачку воды в данную нагнетательную скважину, то есть задача формирования участка как относительно самостоятельного элемента разработки при всей своей неопределенности стой или иной вероятностью может быть определена следующими способами (первые два способа наиболее точные, нов тоже время наиболее трудоемкие 1) путем проведения промысловых исследований индикаторным методом по РД 39-23-1236-85. Применение нагнетания в скважину растворов – индикаторов (тритиевый метод, флюоресцеин и т.д.) с последующим анализом проб из добывающих скважин участка 2) путем промысловых гидродинамических исследований (например, гидро- прослушивание или способом фильтрационных волн давления – Н.Н. Непри- меров, КГУ); 3) с использованием коэффициента ранговой корреляции Спирмана и других статистических приемов. Кроме того, к качественным способам можно отнести следующие) заметное (кратное) увеличение добычи жидкости из скважин в текущем или следующем году по сравнению с предыдущим годом (при этом текущий год – год начала закачки воды или предыдущего локализованного воздействия. Но этот прием часто пригоден лишь в начальный период существования участка в дальнейшем, в зависимости от изменения промысловой обстановки, вероятность принадлежности добывающей скважины к данному элементу разработки может измениться 2) уменьшение (увеличение) годовой добычи жидкости из скважины прирезком уменьшении (увеличении) годовой закачки воды в очаговую нагнетательную скважину 3) изменение минерализации добываемой воды при закачке воды с минерализацией, значительно отличающейся от минерализации добываемой воды) изменение параметров продукции добывающих скважин из-за влияния закачанного реагента или продуктов его взаимодействия с нефтью, пластовой водой и породой в количествах, существенно превышающих фоновые сульфат и фосфат-ионы, НПАВ, рН, межфазное натяжение на границе добываемая нефть–добываемая вода, отношение концентрации хлор-иона к концентрации ионов кальция и/или магния в случае внутрипластового осадкообразования и др |