Глава 4. Патентное исследование по технологии термогазового воздейстаия

Проведено патентное исследование по технологии термогазового воздействия на нетрадиционные месторождения нефти.

В патенте № 2418944 «Способ разработки нефтекерогеносодержащих месторождений» рассматривается изобретение, в котором приводится наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте, повышение уровня безопасности процесса за счет исключения появления кислорода в добывающих скважинах.

Способ включает создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов. Согласно изобретению в пласт закачивают через нагнетательную скважину кислородосодержащую водовоздушную смесь. Термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения по аналитическому выражению. При этом величину водовоздушного отношения закачиваемой кислородосодержащей смеси циклически повышают и понижают вокруг установленной оптимальной величины с уровнем понижения упомянутой величины ниже 0, 001 м3/нм3. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтекерогеносодержащих месторождений.

Следует выделить особенность месторождений Баженовской свиты, согласно которой содержащаяся в матрице (микротрещиноватой части пород) легкая нефть практически не может быть извлечена при традиционных способах разработки (естественный режим, заводнение). Очевидно также, что этими методами невозможно вовлечь в разработку углеводородные ресурсы органического вещества - керогена.

Технология термогазового способа разработки месторождений легкой нефти с обычными коллекторами согласно упомянутого способа предусматривает формирование в пласте эффективного смешивающегося с нефтью вытесняющего агента за счет самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов при закачке в пласт воздуха. Поэтому основным критерием реализации такой технологии является начальная пластовая температура, уровень которой должен быть выше 65°С.

Промысловый отечественный и мировой опыт подтвердил, что закачка в такие коллекторы воздуха действительно приводит к формированию в пласте эффективного вытесняющего агента, что обеспечивает достижение нефтеотдачи до 60% и выше на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Очевидно, что реализация термогазового воздействия на месторождениях Баженовской свиты также может повысить эффективность извлечения нефти из дренируемых зон. Однако согласно сказанному выше этого недостаточно, ибо для эффективной разработки месторождений Баженовской свиты необходимо обеспечить решение следующих задач:

- обеспечить максимально возможное извлечение легкой нефти из недренируемой матрицы, а также углеводородов из керогена, содержащегося как в недренируемых, так и в дренируемых породах;

- обеспечить максимально возможное развитие зоны дренажа не только в матрице, но и в макротрещиноватых породах;

- обеспечить эффективное вытеснение легкой нефти из дренируемых зон.

Для решения этих задач технология термогазового воздействия на породы Баженовской свиты должна характеризоваться следующими параметрами:

- внутрипластовые окислительные процессы должны обеспечить формирование в дренируемых литотипах пород перемещающиеся зоны генерации тепла;

- размеры зоны генерации тепла, скорость ее перемещения к добывающим скважинам, а также уровень температуры в ней должны обеспечить максимально возможный объем нефтекерогеносодержащей недренируемой матрицы до температуры не ниже 250-350°С, при которой согласно обобщенным экспериментальным данным извлекается не меньше 40-50% содержащейся в матрице легкой нефти.

В этой связи следует подчеркнуть, что с увеличением размера тепловой оторочки увеличивается и размер зоны прогрева недренируемой зоны. Одновременно с увеличением скорости перемещения тепловой оторочки в дренируемой зоне уменьшается глубина прогрева примыкающей к ней недренируемой зоны.

В свою очередь размер теплогенерируемой оторочки в дренируемой зоне и скорость ее перемещения в значительной степени определяется темпом закачки кислородсодержащей смеси, в частности воздуха и воды, и водовоздушным отношением. При этом если темп закачки рабочих агентов приводит к увеличению размеров зоны теплогенерации, то водовоздушное отношение может приводить как к ее увеличению, так и ее сокращению.

Таким образом, величина водовоздушного отношения закачиваемой смеси является важным управляющим параметром термогазового воздействия на породы Баженовской свиты, на основании регулирования которой возможна оптимизация размера тепловой оторочки, глубины прогрева и температуры недренируемых зон.

Задачей изобретения является наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте, повышение уровня безопасности процесса за счет исключения появления кислорода в добывающих скважинах.

Углеводородные ресурсы Баженовской свиты содержатся в двух формах:

- в органическом веществе - керогене;

- в форме легкой нефти, являющейся продуктом генерации органического вещества - керогена.

Нефтекерогеносодержащие породы представлены двумя принципиально отличными типами:

- микротрещиноватым (порово-трещиноватым) коллектором матрицей;

- макротрещиноватым (трещинно-кавернозным) коллектором.

Микротрещиноватый коллектор (матрица) является нефтеотдающим в макротрещиноватый коллектор легкую нефть, образующуюся в процессе генерации керогена.

Нефтеотдающими породами при эксплуатации на естественном режиме являются в основном макротрещиноватые коллекторы, представленные преимущественно карбонатно-кремнистыми породами. Однако и эти коллекторы в обычных условиях характеризуются весьма неравномерной областью дренирования. Именно этим объясняется значительный разброс начальных дебитов нефти в скважинах, вскрывших макротрещиноватые породы, а также низкая нефтеотдача при использовании естественного режима разработки месторождений Баженовской свиты.

В результате лабораторных исследований и промысловых испытаний было показано, что гидровоздействие на основе закачки воды с повышенным пластовым давлением, но не превышающим необходимое для гидроразрыва пласта, приводит к образованию дополнительной трещиноватости за счет дробления пород, расклинивания существующих микротрещин, образования новых микро- и макротрещин.

В результате лабораторных исследований установлен гидрофобный характер нефтесодержащих пород Баженовской свиты. Этот фактор наряду с латеральной и вертикальной неоднородностью микротрещиноватых пород обусловливает отмеченную ранее низкую оценку эффективности возможного использования заводнения для разработки месторождений Баженовской свиты.

Согласно лабораторным исследованиям вещественного состава пород Баженовской свиты все семь их литотипов (табл. 4.1.) содержат твердое органическое вещество - кероген. («Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю0 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»). Объемное содержание керогена в литотипах изменяется в широких пределах - от 4% в карбонатных породах до 45% в глинисто-кремнисто-керогеновых породах. Среднее объемное содержание керогена в породах Баженовской свиты составляет 23, 3%, что более чем в 3 раза превышает объем содержащейся в макропустотном пространстве легкой нефти («Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю0 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»).

Согласно мировой практике извлечение углеводородов из керогена, содержащегося в месторождениях нефтеносных сланцев, являющихся аналогом месторождений баженовской свиты, осуществляют с помощью внутрипластового горения. При этом доля извлекаемого углеводорода достигает 25%-30% от объема керогена. Таким образом, кероген, как и легкая нефть в микропустотном пространстве, представляет собой важный потенциал возможной добычи углеводородов, величина которого также сопоставима с объемом извлекаемых запасов легкой нефти из макротрещиноватых пород. При этом необходимо иметь в виду, что извлечение углеводородов из керогена возможно только при тепловом воздействии.

Таблица 4.1.

Литолого-физическая характеристика пород Баженовской свиты и вмещающих ее отложений

Характерис-тика и номер литотипа	Содержание материала, % (объемные)	Плотность
Глинис-того	Кремнис-того	Карбонат-ного	Керогена (К_кер)	Тверд. фазы	Объм-ная
I. Глинистый			следы		2, 7	2, 45
	58-80	5-20		2, 5-2, 9	2, 35-2, 60
II.Керогено-глинистый					2, 55	2, 3
	37-50	15-25	0-10	12-30	2, 4-2, 9	2, 25-2, 45
III. Глинисто-керогено-кремнистый					2, 45	2, 25
	13-32	30-50	5-15	25-36	2, 2-2, 8	2, 15-2, 35
IV Глиисто-керогено-карбонатный					2, 3	2, 15
	22-25	20-35	10-20	35-45	2.0-2, 5	2, 00-2, 25
V.Глинисто-керогено-карбонатный					2, 55	2, 35
	17-35	10-30	20-40	15-30	2, 4-2, 9	2, 25-2, 50
VI.Керогено-глинисто-карбнатный					2, 65	2, 4
	16-35	10-20	40-60	10-20	2, 4-3, 0	2, 3-2, 5
VII.Карбонат-ный					2, 78	2, 6

Тем не менее, эффективный способ разработки месторождений Баженовской свиты к настоящему времени уже создан. Уже более 30 лет нефтяные компании осуществляют практически опытную эксплуатацию отдельных скважин с использованием естественной энергии пласта. Однако в следствие отмеченного выше неординарного характера фильтрационно-емкостных свойств пород Баженовской свиты и содержания в них нефти достигнутая при этом нефтеотдача не превышает 3% (Оценка перспектив применения метода гидротермического воздействия в пласте Ю0 месторождений ОАО «Сургутнефтегаз»).

Это означает, что применяемый в течение более 30 лет способ разработки, основанный на использовании только естественной энергии, не может обеспечить рациональную разработку месторождений. Более того, такой способ во многих случаях не гарантирует даже краткосрочного экономического эффекта из-за значительной стоимости бурения скважин и непредсказуемости их дебита нефти.

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. В частности, величина нефтеотдачи при таком способе разработки может быть повышена не более чем до 10%

В результате анализа можно отметить следующее:

- накопленный многолетний промысловый опыт добычи нефти из месторождений Баженовской свиты с использованием естественного режима истощения пластовой энергии свидетельствует о его неэффективности и неперспективности, так как не учитывает особенности фильтрационно-емкостных свойств коллектора и содержание в нем нефтекерогеновых ресурсов;

- применение для разработки месторождений Баженовской свиты метода заводнения также малоэффективно, так как такое воздействие практически не вовлекает в разработку ни запасы легкой нефти в микротрещиноватых породах, ни углеводородный потенциал керогена. Кроме того, эффективность вытеснения водой легкой нефти из литотипов пород с преимущественным развитием макротрещиноватости очень невысока;

- установлена возрастающая с повышением температуры пласта степень улучшения фильтрационно-емкостных свойств пород Баженовской свиты и рост размеров области дренирования, степень использования запасов легкой нефти как в макротрещиноватых, так и в микротрещиноватых породах, а также степень извлечения углеводородов из керогена. Все это диктует необходимость применения тепловых методов воздействия в качестве основы эффективного способа разработки месторождений Баженовской свиты.

Породы Баженовской свиты являются уникальными не только из-за содержания в них нефтекерогеновых ресурсов, но и в связи с нетривиальным характером фильтрационно-емкостных свойств. Это диктует необходимость применения нетрадиционного инновационного подхода к формированию эффективного способа разработки месторождений в нефтематеринских породах Баженовской свиты.

Сущность способа заключается в следующем. Воздух забирается из атмосферы и после компремирования сжатый воздух через нагнетательную скважину также закачивается в пласт. Вода из источника воды забирается насосом и через нагнетательную скважину также закачивается в пласт. Добываемая продукция поступает из добывающей скважины в индивидуальную замерную установку, где сепарируется. Полученный в ходе сепарации газ направляется на датчики-газоанализаторы, а жидкость идет в систему нефтесбора месторождения. Прошедший анализ газ также поступает в систему нефтесбора месторождения. Информация о составе газа с датчиков-газоанализаторов поступает на контрольно-измерительную аппаратуру. Кроме того, предусмотрена возможность отбора проб газа из пробоотборника, установленного на выходе из затрубного пространства добывающей скважины, что повышает уровень безопасности проведения процесса термогазового воздействия.

Рассмотрен пример выполнения способа. Разрабатывают нефтекерогеносодержащее месторождение со следующими характеристиками (табл. 4.2.).

Таблица 4.2.

Характеристика месторождения и параметры технологии

Длина зоны (расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами)	750 м
Ширина дренируемой зоны, b	100 м
Толщина дренируемой зоны, h	1 м
Пористость дренируемой зоны, m	0, 03
Темп закачки воздуха,
Начальная пластовая температура, T₀	107°С
Необходимая температура прогрева, T_{ПРОГРЕВ}	250°С
Доля содержания кислорода в закачиваемом воздухе,	0, 2
Удельная теплоемкость дренируемых пород, С_ПЛ
Удельная теплоемкость недренируемой матрицы, С_ОП
Удельная теплоемкость воды, С_В
Удельная теплоемкость воздуха, С_Г
Плотность дренируемых пород, ρ _ПЛ
Плотность недренируемой матрицы, ρ _ОП
Плотность воды в пластовых условиях, ρ _В
Плотность воздуха в поверхностных условиях,
Коэффициент теплопроводности недренируемой матрицы, к_ОП
Доля содержания кислорода в закачиваемом воздухе,	0, 2
Выделение тепла при потреблении одного килограмма кислорода в окислительных процессах, r_K
Время, t	15 мес 39·10⁶ с

Таким образом, на участке разработки с использованием предлагаемого метода достигается нефтеотдача 49% при водовоздушном отношении, в то время как по прототипу нефтеотдача равна 45 и 34% в зависимости от водовоздушного отношения, то есть в среднем 39.5%. Повышение нефтеотдачи составило в среднем 9.5%.Значение водовоздушного отношения, позволило получить наибольшую нефтеотдачу.

Принципиальная особенность предлагаемого способа разработки заключается в том, что величина водовоздушного отношения закачиваемых в дренируемые литотипы пород Баженовской свиты воды и воздуха, темп и давление их нагнетания устанавливаются из условия необходимости прогрева до температур не ниже 250°С максимально возможного объема нефтекерогеносодержащей непроницаемой матрицы, окружающей охваченные дренированием теплогенерирующие зоны пласта. Реализация такого регулирования позволяет обеспечить не только эффективное смешивающееся вытеснение легкой нефти из дренируемых зон, но и ввод в активную разработку нефтекерогеносодержащих микропроницаемых зон.

В этой связи следует подчеркнуть, что нагнетание водовоздушной смеси позволяет реализовать не только внутрипластовые окислительные процессы, как это предусмотрено известным способом, но и обеспечить на этой основе смешивающееся вытеснение легкой нефти и тепловое воздействие, но одновременно и гидровоздействие. Как было отмечено выше, такое воздействие позволяет увеличить зону дренирования за счет создания дополнительных новых трещин и частичного раскрытия существующих микротрещин.

При правильной организации этой модификации термогазового воздействия можно, во-первых, полностью исключить появление кислорода в добывающих скважинах, во-вторых, гарантировать наиболее эффективное использование тепловой энергии окисления кислорода воздуха в пласте.

На рис.4.1. представлены основные графические характеристики термогазового метода воздействия на нефтяные пласты Баженовсокй свиты.

Рис. 4.1. Результаты зависимостей от температуры общей пустотности, начальных дебитов и накопленной добычи нефти

Формула изобретения

Способ разработки нефтекерогеносодержащих месторождений, включающий создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, отличающийся тем, что в пласт закачивают через нагнетательную скважину кислородосодержащую водовоздушную смесь, а термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения по следующей формуле:
где В - водовоздушное отношение, м³ /нм³; - доля содержания кислорода в закачиваемом воздухе, доля единицы; r_к - выделение тепла при потреблении одного килограмма кислорода в окислительных процессах, Дж/кг; , _B - плотность воды и газа соответственно, кг/м³; c_в - удельная теплоемкость воды, Дж/(кг·°С); Т_{ПРОГРЕВ} - температура, до которой требуется прогреть недренируемую матрицу, °С, Т₀ - начальная пластовая температура, °С, при этом величину водовоздушного отношения закачиваемой кислородосодержащей смеси циклически повышают и понижают вокруг установленной оптимальной величины с уровнем понижения упомянутой величины ниже 0, 001 м3/нм3.

В патенте №90492 « Установка термогазового воздействия» рассматривается полезная модель, которая относиться к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

В патенте № 2139421 « Способ разработки нефтяного месторождения» рассматривается способ разработки нефтяного месторождения, включающий нагнетание кислородосодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти, перемещающейся по направлению к добывающей скважине, отличающийся тем, что при разработке нефтяного месторождения с температурой пласта выше 65oС создают в пласте зону окисления с радиусом не менее радиуса R зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине.

В патенте № 2334085 «Способ закачки газожидкостной смеси в скважину» рассматривается способ закачки газожидкостной смеси в скважину, включающий выбор конструкции скважины, внутрискважинного оборудования и насосно-компрессорных труб, подвод газа и жидкости к устью скважины и закачку газожидкостной смеси по самостоятельному каналу в скважину, отличающийся тем, что закачку газожидкостной смеси осуществляют циклически с подогревом ее на устье скважины, для чего перед закачкой газожидкостной смеси определяют температуру начала процесса гидратообразования для конкретных условий, после чего подогрев газожидкостной смеси на устье осуществляют до температуры, которая обеспечивает распределение температуры по стволу так, чтобы в любой точке скважины ее величина была бы больше температуры начала процесса гидратообразования, при этом выбор конструкции скважины, внутрискважинного оборудования и насосно-компрессорных труб ведут исходя из условия обеспечения скорости нисходящего потока газожидкостной смеси и сегрегации газа у башмака насосно-компрессорных труб, обеспечивающих заполнение всего затрубного пространства газом.

В патенте № 2132939 «Способ разработки многопластовой нефтяной залежи» рассматривается разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, отличающийся тем, что пласты разделяют на две группы, а их оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств осуществляют для каждой группы, при этом в первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу включают менее проницаемые пласты с более медленной выработкой запасов, а агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта, закачивают по меньшей мере в одну нагнетательную и/или добывающую скважину и во второй половине периода снижения пластового давления, при этом продолжительность цикла закачки воды выбирают из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп.

В патенте № 2170345 « Способ разработки нефтяной залежи» представлена последовательность разработки нефтяной залежи, включающий бурение скважин, выполнение, по крайней мере, части скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что горизонтальные или наклонные стволы криволинейной формы имеют нагнетательные или добывающие скважины, эти стволы размещают преимущественно в зонах с низкой проницаемостью и выполняют их с траекторией не более половины окружности, с расположением друг к другу начальных и/или конечных участков менее 50 м и в соответствии с конфигурацией фронта вытеснения рабочего агента.

В патенте № 2170341 « Способ разработки многопластовой нефтяной залежи» рассматривается способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на две группы, оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу - менее проницаемых пластов с медленной выработкой запасов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта.

В патенте № 2338060 « Способ разработки нефтяных месторождений» представлен способ, включающий бурение эксплуатационных скважин, обустройство нефтяного месторождения, добычу нефти, разделение добываемой продукции скважины на нефть, попутный нефтяной газ и пластовую воду и последующую закачку нефтяного газа и пластовой воды в скважину в виде газожидкостной смеси, отличающийся тем, что добычу нефти совмещают в единый безотходный технологический цикл, с утилизацией попутно получаемых продуктов и увеличением нефтеотдачи пластов, включающий первичную подготовку нефти, газа и воды, выработку тепловой и электрической энергии, приготовление, прямое сжатие, нагрев закачиваемой газожидкостной смеси за счет избыточного тепла выхлопных газов и закачку газожидкостной смеси в скважину.

В патенте № 2347074 « Способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси в пласт» рассматривается изобретение относящееся к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения нефти из пласта путем закачки физико-химических веществ. Техническим результатом является упрощение технологии с одновременным повышением эффективности закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления. Приготавливают водогазовую смесь. Нагнетают ее в одну или более скважину с помощью насосной центробежной установки, допускающей наличие в нагнетаемой водогазовой смеси свободного газа в диапазоне, обеспечивающем устойчивую работу упомянутой установки. Вытесняют нефть из продуктивного пласта.

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 Следующая ⇒