Методика оценки водовоздушного отношения

При этом достигается температура начала процесса парообразования, следовательно, r_n > 0, а водовоздушное отношение зависит от величины потребной сухости пара х, которая может принимать значения от 0 до 1.

3. Случай перегретого пара, Т_нг> Т_нп:

, м³/нм³ (9)

В последнем случае процесс парообразования полностью завершен, следовательно, гп > 0 и для всех определяемых значений водовоздушного отношения сухость пара равна 1. Согласно приведенной методике, были проведены расчеты применительно к пластовым условиям, характерным для месторождений Баженовской свиты. Начальное пластовое давление Рпл.нач. принято равным 35, 0 МПа, а начальная пластовая температура Тпл.нач. составляет 110 °С.

По результатам расчетов были построены графические зависимости (рис. 3.3.- 3.6.), согласно которым для реализации процесса закачки водовоздушной смеси в принятых термобарических пластовых условиях (не­обходимости достижения температуры нагрева воды от 250 до 450°С и возможности изменения пластового давления в диапазоне 20 МПа от начального) значения водовоздушного отношения могут изменяться в пределах от 0, 0007 до 0, 005 м3/нм3.

При закачке обогащенного кислородом воздуха водовоздушное отношение может быть увеличено пропорционально содержанию кислорода в воздухе (рис. 3.6.), что может снизить затраты на компрессию воздуха. Однако экономическая эффективность и оптимальная концентрация кислорода для обогащенного кислородом воздуха требует дальнейшего исследования.

Рис. 3.4. Зависимость водовоздушного отношения от температуры нагрева Т_нг при различных пластовых давлениях

Р_пл ( Р _пл.нач. =35 МПа, Т _{нг. нач.} = 110 ^оС)

Рис. 3.5. Зависимость водовоздушного отношения от пластового давления Р_пл при различных температурах нагрева Т_нг

( Р _пл.нач. =35 МПа, Т _{нг. нач.} = 110 ^оС)

Полученный согласно первичной оценке диапазон изменения водовоздушного отношения необходимо учитывать при переходе к рассмотрению более сложных аналитических задач и проведении расчетов на численных моделях. Как показали дальнейшие расчеты на численных моделях, полученная первичная оценка в среднем достаточно хорошо совпадает с результатами гораздо более сложного и дорогостоящего термогидродинамического моделирования.

Рис. 3.6. Зависимость водовоздушного отношения от температуры нагрева Т_нг при различной степени обогащения кислородом воздуха s

( Р _пл =25 МПа, Р _пл.нач. =35 МПа, Т _{нг. нач.} = 110 ^оС)

Увеличение водовоздушного отношения (ВВО) приводит:

· к увеличению размера тепловой оторочки → к увеличению глубины прогрева окружающих слоев нефтематеринской породы;

· к увеличению скорости продвижения тепловой оторочки → к уменьшению глубины прогрева окружающих слоев нефтематеринской породы (рис. 3.7.).

Следовательно, должно существовать оптимальное значение для ВВО.

Рис. 3.7. Зависимость объема прогретой матрицы от водовоздушного отношения (ВВО) при ТГВ

Регулирование ВВО осуществляется на основе конкретного геологического строения залежей БС с необходимостью учета соотношения объемов дренируемых и недренируемых зон, а также их взаимного расположения.

3.5.Характеристика интегрированного термогазового метода увеличения нефтеотдачи пластов

Длительная эксплуатация залежей нефти Баженовской свиты проводилась только на опытно-промышленных участках Салымского, Ем-Еговского, Правдинского и Маслиховского месторождений. Больше всего скважин (70 скв.) было расположено на Салымском опытно-промышленном участке. Следует подчеркнуть, что в течение периода опытно-промышленных работ добыча нефти осуществлялась на режиме истощения пластовой энергии. По состоянию на 01.2001 г., из Баженовской свиты было извлечено около 3, 8 млн. тонн нефти. К настоящему времени накопленный отбор нефти увеличился незначительно. Отмечается также низкая эффективность использования запасов нефти при таком способе разработки.

Даже на опытно-промышленном участке Салымского месторождения, который характеризуется высокой продуктивностью и высокой плотностью сетки скважин (около 50 га/скв) нефтеотдача составила всего около 3%. Это означает, что применяемый в течение более 30 лет способ разработки, основанный на использовании только естественной энергии, не может обеспечить рациональную разработку месторождений.

Метод заводнения на опытных участках месторождений Баженовской свиты практически не применялся. Были лишь отдельные испытания гидровоздействия для оценки его влияния на дебит нефти и фильтрационные характеристики пород. Несмотря на положительные результаты этих испытаний расчетные оценки показывают, что применение заводнения также малоэффективно - величина нефтеотдачи при таком способе разработки может быть повышена не более чем до 10%.

Поэтому необходима новая инновационная технология разработки такого объекта на основе термогазового метода. Эффективный способ разработки месторождений Баженовской свиты должен включать такие составные компоненты, которые позволят решить следующие главные задачи:

- Обеспечить тепловое воздействие не только на дренируемые запасы, но и на содержащиеся в матрице и керогене.

- Обеспечить доставку окислителя (воздуха) в пласт для внутрипластовой генерации тепловой энергии.

- Обеспечить максимально возможное развитие зоны дренажа не только в макротрещиноватых породах, но и в матрице.

- Обеспечить эффективное вытеснение легкой нефти из дренируемых зон, а также максимально возможное извлечение легкой нефти из матрицы и углеводородов из керогена.

3.6.Опытно - промышленные работы на Средне-Назымском месторождении Западной Сибири

С целью отработки термогазового МУН в ОАО «РИТЭК» выбрано Средне-Назымское месторождение, на опытном участке которого с августа 2009 г. ведутся промысловые испытания и освоение техники и технологии закачки воздуха и воды, а также системы контроля за процессом ТГВ. После разработки и утверждения технологической схемы в конце 2010 г. начаты опытные работы по реализации термогазовой технологии.

Для прогноза технологических результатов была создана геолого-гидродинамическая модель опытного участка, а также методика расчета процесса ТГВ применительно к геолого-гидродинамическим условиям опытного участка.

Результаты компьютерного моделирования подтвердили перспективность применения термогазового метода и целесообразность его развития для ввода в промышленную разработку месторождений БС, а именно:

- нефтеотдача от применения ТГВ на опытном участке может достигнуть 60%;

- накопленная доля добычи нефти из дренируемых зон может составить примерно 60%, в том числе за счет пиролиза содержащегося в этих зонах керогена -10-15%, а за счет термогидродинамического воздействия на недренируемые зоны – 25-30% (рис. 3.8.).

Рис. 3.8.Изменение КИН для пластов БС Средне-Назымского месторождения в зависимости от темпа закачки воздуха и его прирост за счет притока нефти из матрицы и керогена

К настоящему времени полученные данные промысловых испытаний подтверждают теоретические положения о реализации ТГВ, а именно:

· протекание активных внутрипластовых окислительных процессов (наблюдается значительное увеличение в добываемых газах доли азота до 45 %, углекислого газа до 7%, отсутствие кислорода);

· использование керогена в качестве основного топлива при внутрипластовых окислительных процессах: результат возможного пиролиза и крекинга керогена наблюдается в увеличении до двукратного объема добываемых углеводородных газов (рис. 3.9.);

· формирование в пластовых условиях смешивающегося вытеснения; наблюдается существенное увеличение в составе нефти легких фракций, по сравнению с данными, полученными до начала закачки воздуха и, связанное с этим, снижение вязкости и плотности (рис. 3.10.).

Рис. 3.9.Промысловые испытания закачки воздуха на опытном участке Средне-Назымского месторождения. Увеличение газового фактора при ТГВ за счет выхода дополнительных углеводородных газов

Влияние выхода азота на газовый фактор не учитывалось:

- черные столбики – базовый дебит газа (при газовом факторе 85);

- серые столбики – прирост дебита газа при ТГВ за счет возрастания газового фактора (до 140-190); Линиями обозначены среднесуточные дебиты (синяя – базовый, красная – при ТГВ).

Рис. 3.10. Фракционный состав нефти (скважина № 3000)

в 2009 и 2010 гг.

Вязкость и плотность нефти снизились в 3 и 1, 05 раз соответственно (табл. 3.1.). Фракционный состав изменился в течение года в сторону большего содержания легких фракций Изменение состава добываемого газа при термогазовом воздействии:

- выход азота;

- увеличение дебита СО₂ и углеводородов;

- отсутствие кислорода.

Результаты промысловых исследований на опытном участке Средне-Назымского месторождения. К настоящему времени полученные данные промысловых исследований подтверждают рассмотренные выше теоретические положения по ТГВ, а именно:

- протекание активных внутрипластовых окислительных процессов (наблюдается значительное увеличение в добываемых газах доли азота до 45%, углекислого газа до 7%, отсутствие кислорода);

Таблица 3.1.

Характеристика нефти до начала реализации термогазового воздействия и после окончания работ

- использование керогена в качестве основного топлива во внутрипластовых окислительных процессах (наблюдается увеличение, до двукратного, объема добываемых углеводородных газов);

- формирование в пластовых условиях смешивающегося вытеснения (наблюдается существенное увеличение в составе нефти легких фракций, по сравнению с данными, полученными до начала закачки).

3.7.Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи

Многолетние лабораторные и промысловые исследования указывают на значительный потенциал термогазового метода увеличения нефтеотдачи. Он может применяться:

· на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами;

· на месторождениях с высокопроницаемыми монолитными пластами, в т.ч. после заводнения для извлечения остаточной нефти, в первую очередь в кровельных частях;

· на месторождениях со значительным углом наклона пластов;

· на месторождениях массивного типа;

· на месторождениях с материнскими породами.

Метод прошел успешные испытания на ряде месторождений бывшего СССР и США, в т.ч. в рамках международного проекта «Интернефтеотдача» СССР (РМНТК «Нефтеотдача») - США (НК «Амоко»). Некоторые результаты промысловых испытаний содержатся в таблице 3.2.

Накопленный материал многолетних лабораторных и промысловых исследований свидетельствует, что термогазовый метод позволяет увеличить нефтеотдачу значительно больше, чем применяемые в настоящее время методы. При этом стоимость рабочего агента в 4-5 раз меньше, чем в традиционных методах увеличения нефтеотдачи.

В ходе опытно-промышленных работ на месторождениях маловязких нефтей основные положения и прогнозная эффективность метода нашли полное подтверждение. В частности, на месторождениях с пластовой температурой свыше 50⁰С происходило практически полное самопроизвольное потребление кислорода воздуха в ближайшей окрестности нагнетательных скважин.

Таблица 3.2.

Технологические результаты промысловых испытаний закачки воздуха на месторождениях легкой нефти

Подтверждена значительная роль и высокая вытесняющая способность формируемого в пласте газового агента - смеси азота с углекислым газом и легкими фракциями нефти. В процессе опытно-промышленных работ происходило значительное, вплоть до кратного, увеличение добычи нефти, которое сохранялось в течение длительного времени, измеряемого годами.

Многие скважины переходили на фонтанный режим работы. Дополнительное извлечение нефти достигало 30-40% и более от остаточных, после заводнения, запасов. Даже на высокопродуктивном и весьма благоприятном для технологий заводнения месторождении Гнединцы (на Украине) после завершения процесса заводнения с весьма высокой нефтеотдачей (порядка 60%) прирост нефтеотдачи от закачки в пласты воздуха на участке применения превысил 8%.

После распада СССР работы по промысловым испытаниям термогазового метода продолжались еще несколько лет на Украине. В России вследствие политического и экономического кризиса промысловые испытания термогазового метода не были организованы. В то же время его освоение продолжается в США. Интерес к нему проявляют Норвегия и Индонезия. Следует особо отметить, что в США промысловые испытания и освоение термогазового метода получают все большее распространение: в 2003 г. термогазовый метод в США применялся на 6-ти объектах, а в 2005 г. уже на 11. При этом в 2003 г. с применением метода добыто около 150 тыс. тонн нефти, в 2005 г. - около 645 тыс. тонн, т.е. в 4, 3 раза больше, а в 2007 г. - 840 тыс. тонн, что на 30% больше, чем в 2005 г (рис. 3.11.).

С точки зрения формирования эффективного способа разработки Баженовской свиты, на основе термогазового воздействия следует обратить внимание на следующие особенности геолого- промысловых условий применения метода в США:

- Во-первых, глубина залегания продуктивных пластов составляет 2500-2900 м, что соответствует глубинам залегания Баженовской свиты;

- Во-вторых, начальная пластовая температура составляет 90-110°С, что также соответствует начальной пластовой температуре Баженовской свиты;

- В-третьих, продуктивные отложения представлены трещиноватыми доломитами. В Баженовской свите зоны дренирования также представлены сходными по структуре карбонатно-кремнистыми микротрещиноватыми породами.

Рис. 3.11. Опыт применения термогазового воздействия в США

В свете сказанного выше можно ориентироваться на то, что применение термогазового воздействия на породы Баженовской свиты может характеризоваться высоким потенциалом нефтеотдачи, которая на объектах США в большинстве случаев превышает 60%.

В последние годы в ряде нефтяных компаний ведется работа по подготовке промысловых испытаний термогазового метода в различных геолого-промысловых условиях.

В ОАО «Сургутнефтегаз» подготовлены проекты промысловых испытаний термогазового метода на Ай-Пимском и Маслиховском месторождениях Баженовской свиты, а также на Ачимовской залежи Маслиховского месторождения.

ОАО «РИТЭК» также ведет работы по подготовке промысловых испытаний нового способа разработки на основе термогазового воздействия на Галяновском и Средне-Назымском месторождениях Баженовской свиты.

ОАО «Зарубежнефть» (залежи Центрально-Хоравейского поднятия с карбонатными и низкопроницаемыми коллекторами

В работах по созданию этого способа разработки принимают участие ОАО «Зарубежнефть», АНО НТО «ИТИН», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ЗАО «МиМГО» имени В.А. Двуреченского, ФГУП «Исследовательский центр имени М.В. Келдыша».

В ОАО «Газпром нефть» начаты работы по проектированию промысловых испытаний термогазового метода на гигантском Приобском месторождении с низкопроницаемым коллектором. Применяемый в настоящее время способ разработки путем заводнения не позволяет извлечь более 20% от геологических запасов. В то же время успешная реализация промысловых испытаний термогазового метода может увеличить извлекаемые запасы этого месторождения не менее чем в 2 раза.

Термогазовый метод предполагает применить и ОАО «Зарубежнефть» на недавно приобретенных залежах с карбонатными коллекторами в Ненецком автономном округе (залежи Центрально-Хоравейского поднятия и Висовое месторождение).

3.8.Современный потенциал технико-технологических средств реализации технологии термогазового воздействия

Принципиальная особенность интегрированных МУН заключается в организации такого воздействия технологических и природных факторов, которое обеспечивало бы максимально короткие и быстрые пути вытеснения нефти. Это означает, что система разработки месторождения, в том числе система размещения скважин, должна предусматривать возможность сочетание горизонтального и вертикального извлечения нефти, его оптимизацию на основе геологического строения эксплуатационного объекта и его фильтрационной характеристики.

В общем случае система разработки месторождения со сложным строением коллектора должна предусматривать возможность, вытеснения нефти на одних участках основном в горизонтальном направлении, а на других в вертикальном.

Именно с этой целью при формировании интегрированных МУН был существенно расширен потенциал возможностей ряда научно-технических достижений последних лет, их интеграции на основе учета геолого-фильтрационных особенностей нефтяных месторождений и его энергетики.

Современный потенциал технико-технологических средств реализации технологии ТГВ:

· Применение горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин.

· Бурение боковых стволов.

· Формирование разветвленных боковых дрен.

· Применение гидроразрыва пласта различного дизайна, в том числе направленного.

· Производство щелевой разгрузки призабойных зон.

· Тепловое и термогазохимическое воздействие на призабойную зону.

· Циклическое воздействие.

· Применение различных технических устройств для закачки в пласт водогазовых смесей, в частности, насосно-компрессорных бустерных установок.

· Производство и применение парогенераторов и забойных парогенераторов на основе монотоплива.