автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение коэффициента извлечения вязких нефтей термоциклическим воздействием

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи Для служебного пользования экз.М_ 095~

АНТОНИАДИ ДМИТРИИ ГЕОРГИЕВИЧ

Повышение коэффициента извлечения вязких нвфтвй термоциклическим воздействием

Специальность 05.16.06 - Скаажинная доб» ша

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень, 1996

Работе выполнена в Российском научно-исследовательском и проектном институте по термическим методам добычи нефти (РосНИПИтермнефть).

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор, член-корреспондент

Российской Инженерной Академии - Р.И.Медведский

доктор физико-математических наук, профессор, член-корреспондент

Российской Академии естественных наук • К.Н.Федоров

Ведущее предприятие:Сахалинский научно-исследовательский и пр ектно-изыскательский институт нефти и газа "СахалинНИПИморнефть1

Защита диссертации состоится 1997 г. в

н* заседании диссертационного Совета N Д 064.07.01 при Тюменском ( сударственном. нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюме* ул.Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского Го(

дарственного нефтегазового университета.

/ >

Автореферат разослан '22" /Я_1996 г.

Ученый сехрэтарь диссертационного Совета N Д 064.07.01, кандидат геолого-минепалогических

наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Разработка месторождений с высоковязкими нефтями традиционными методами позволяет извлечь не более 15% от геологических запасов. При тепловых методах воздействия на пласт и призабойнуо зону скважин, в особенности закачкой пара, достигается кратное увеличение нефтеотдачи - до 40-50% и выше.

Россия обладает значительными запасами высоковязких нефтей, превышающими 9 млрд.т, однако тепловым воздействием охвачена только малая их часть на глубинах 500-600 м, в то время как основная часть запасов, в т.ч. месторождений Русского, Ван-Еганского, Северо-Комсомольского и других месторождений Тюменской области/ в которых сосредоточено порядка половины общероссийских запасов, залегает на глубинах от 700 до 900 м. Простой перенос на эти глубины освоенных технологий сопровождается существенным увеличением энергетических затрат и, следовательно, ухудшением технико-экономических показателей добычи нефти. Поэтому актуальны работы в направлении совершенствования тепловых методов воздействия на пласт, повышения их эффективности. Именно эти цели преследует настоящая диссертация.

Цель работы.

Повышение коэффициента извлечения высоковязких нефтей циклической закачкой пара и парогаза.

Основные задачи исследования.

1. Совершенствование способа паротепловой обработки скважин с использованием парогазовой смеси и режимов ее закачки в пласт.

2. Повышение эффективности терковоздействия на пласт циклической закачкой теплоносителя.

3. Разработка комбинированного способа теплового воздействия на залежь, сочетающего непрерывную закачку теплоносителя в выбранную группу скважин с одновременной паротепловой обработкой оставшихся добывающих скважин.

Научная новизна.

1. Разработан способ парогазового воздействия на призабойнуо зону добывающих скважин с обогащением топочным газом закачиваемого в пласт пара в начале процесса (а.с.Ы 1800007).

2. Предложен способ ими" ,сной закачки пара при обработке приза-бойных зон скважин с целью повышения эффективности паропропитки и увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением по вертикали.

3. Разработан способ импульсной закачки теплоносителя в пористо-трещиноватый пласт для исключения преждевременного его прорыва в добывающие скважины (а.с.Ы 1351233).

4. Предложена новая концепция теплообмена закачиваемого в пористый пласт агента, содержащего вязку» нефть, учитывающего неустойчивый характер вытеснения.

5. Разработана адаптационная модель проектирования многоциклового

птос.

6. Предложен комплексный подход к реализации теплового воздействия на пласт закачкой теплоносителя.

Методы исследования.

В работе основной упор сделан на промысловые исследования с обоснованием исходных посылок лабораторными и аналитическими методами.

Основные положения.

1. Комплексный подход к увеличение технологической эффективности теплового воздействия на пласт за счет использования циклических тепловых обработок скважин.

2. Комплекс научных инженерно-технических и технологических процессов, обеспечивающих повышение извлечения высоковязких нефтей и надежности конструкции скважины.

3. Механизм формирования зон воздействия на нефтенасыценный коллектор пласта комбинированным газожидкостным теплоносителем.

Реализация работы в ггрощщт ценности ■

1. Непосредственно в промысловых условиях:

- технология обработок призабойных зон пласта парогазовым теплоносителем по а.с. N 1800007 на месторождении Зыбза-Глубокий Яр на Юж-но-Зыбзинском участке (понтические отложения) и на Южно-Карском участке (миоценовые отложения, находящиеся на поздней стадии разработки), а также на месторождении Каражанбас (Казахстан); на месторождении Демьян-Запад (Венгрия) и месторождении Усинское, в условиях карбонатного трещинно-кавернозного пласта по а.с. N 1351233.

2. Материалы промышленных испытаний использованы при составлении:

- "Инструкции на технологический процесс парогазового воздействия на миоценовые отложения нефтяных месторождений Краснодарского края" (РД 39-Р-93);

- Методического руководства по проектированию применения теплоносителей при разработке, нефтяных месторождений (РД 39-0147035-214-87).

3. На основе данных РД произведена оценка перспектив применения паротеплового воздействия на скважины и пласты по месторождениям Чешской Республики (Жданице, Менин, Жатчаны, Карпаты и др.).

Алробапия работы.

Основные положения диссертации докладывались:

- на IV Международной конференции илиад/ШОИ по тяжелой нефти и битуминозным пескам 7-12 августа 1988 г. (Эдмонтон, Альберта, Канада);

- на XII Международной научной конференции по геохимическим и физико-химическим проблемам при разведке и добыче нефти и газа "ПЕТРОЛ ГЕОХИМ 88" 17-22 октября 1988 г., Г.Сольнок, ВНР;

- на V Европейском симпозиуме, Будапешт, 25-27 апреля 1989г.;

- на научно-практической конференции в г.Казани 16-18 октября 1990 г.;

- на VI Европейском симпозиуме по добыче нефти методами повышения нефтеотдачи, Ставангер, Норвегия, 21-23 мая 1991 г.;

- на V Ш41ТАИ/инОй конференции по тяжелым нефтям и битуминозным породам 17-22 февраля, Каракас, Венесуэла;

- на 8-ом Симпозиуме БРЕДтЕ по повышение нефтеотдачи, Талса, Оклахома, США, 22-24 апреля 1992 г.;

- на конференции по добыче и переработке тяжелых нефтей, Дагомыс, Россия, 1993 г.;

- на II Международной конференции "Бизнес в области нефти и газа", г.Люхаговице, Южная Моравия,Чешская Республика,2-8 октября 1994г.

- на Международной конференции "Нефть и битумы", Казань, 1994 г.

Публикации.

Основные положения диссертационной работы изложены в 24 печатных работах, в т.ч. трех монографиях, семи авторских свидетельствах, двух научно-методических и 13 фондовых работах.

Связь темы диссертации с плановыми исследованиями.

Исследования проводились в соответствии с:

- Постановлением СМ СССР от 26 августа 1976 г. N 700 "О наиболее полном извлечении нефти из недр";

- Целевой комплексной научно-технической Программой ГКНТ при см СССР на 1981-1985 гг. 01Д.004 "Создание и широкое применение комплекса методов и технических средств для повышения нефтеготдачи пластов до 55-60% и интенсификации разработки нефтяных месторождений";

- Приказом по Министерству нефтяной промышленности от 15.01.87

N 27 "о мерах по обеспеченно деятельности межотраслевого научно-технического комплекса "Нефтеотдача";

- Государственной научно-технической Программой "Прогрессивные технологии комплексного освоения топливно-энергетических ресурсов недр России" 1993 г.;

- Постановлением правительства Российской Федерации от 06.03.96

N 263 "О федеральной целевой Программе "Топливо и энергия" на 1996-2000 ГГ.".

Яичный вклад автора.

Постановка задачи, планирование лабораторных экспериментов, участие и руководство промысловыми испытаниями, обсуждение результатов и выводы из них, имеющие практическую пользу или научную новизну.

Структура а объем работы.

Диссертация состоит из четырех разделов, основных выводов и результатов работы, а также списка цитированной литературы.

Объем диссертации составляет 166 стр., включая 17 таблиц и 47 рису нхов. Список цитированной литературы содержит 91 наименование.

Автор благодарит своих коллег за участие в проведении лабораторных и промысловых экспериментов, а также обсуждений полученных результатов: А.А.Бохсермана, А.Р.Гарушева, Р.Т.Дрампова, В.Г.Ишханова, Ю.Д.Лубенца, Ю.И.Стаока.

В первом раздел» обосновывается постановка темы, отражено значение термических методов в добыче высоковяэких нефтей и тенденции в их развитии.

На основании проведенного автором анализа опытных и опытно-промышленных работ по термическим методам воздействия на месторождениях с вязкими нефтями как в нашей стране, так и за рубежом были сделаны следующие выводы:

- тепловые методы воздействия являются и в обозримом будущем останутся основными в добыче вязких нефтей как самостоятельно, так и в сочетании с другими способами активного воздействия на пласт;

- область применения активного теплового воздействия при разработке нефтяных месторождений достаточно широка и тем самым предопределяет его высокую экономическую эффективность и необходимость быстрейшего, где это целесообразно, применения в промышленных масштабах;

- применение теплового воздействия позволяет не только повысить нефтеотдачу уже разрабатываемых месторождений, но и включить в активную разработку многие месторождения высоковяэких нефтей, находящиеся ныне в консервации;

- развитие и совершенствование тепловых процессов воздействия на нефтяной пласт связано со .сложностью и многообразием технических и технологических задач, которые могут быть решены с привлечением многих отраслей промышленности, научно-исследовательских и конструкторских ор!анизаций;

- в настоящее время наиболее освоенным является метод теплового воздействия на пласт с закачкой пара, который широко используется как в варианте непрерывной закачки (паротепловое воздействие, ПТВ), так и в варианте циклической его закачки для обработки призабойных зон добывающих скважин (паротепловая обработка скв&кин, ПТОС), однако и здесь имеются возможности дальнейшего его совершенствования в направлениях, которые легко могут быть реализованы в широком масштабе и частично уже рализованных автором данной работы.

К таковым относятся:

- комбинация ПТВ и ПТОС как взаимодополняющих технологий на различных этапах разработок и одновременно на различных участках залежи, при этом регулярное проведение ПТОС позволяет снизить фильтрационные сопротивления в добывающих скважинах и уменьшить вероятность прорыва теплоносителя от нагнетательных скважин;

- формирование нагнетательных рядов цутем конверсии добывающих скважин в нагнетательные по мере прорыва в них теплоносителя:

- импульсная закачка теплоносителя, обеспечивающая максимальную передачу тепла нефтенасыщенным частям пласта;

- закачка парогазовой смеси, подготавливаемой на устьях скважин с использованием топочных газов, регулируемая подача которых обогащает ими головную часть теплоагента.

В ходе работы над диссертацией автором использованы работы по различным аспектам теплового воздействия на пласт, в разработку которых существенный вклад внесли:

М.Т.Абасов, A.A. Аббасов, Н.А.Авдонин, И.Д.Амелин, И.М.Аметов, Ф.Г.Аржанов, Н.К.Байбаков, Г.И.Баренблат, М.А.Берштейн, А.А.Боксерман, В.А.Брагин, Г.Г.Вахитов, А.Р.Гарушев, Ш.К.Гиматудинов, И.М.Джамалов, В.М.Ентов, С.А.Жданов, Ю.В.Желтов, Ю.П.Желтов, В.А.Иванов, В.И.Куди-нов, Г.Е.Малофеев, Р.И.Медведский, А.Х.Мирзаджанзаде, Я.А.Мустаев, А.В.Намиот, К.А.Оганов, В.П.Оноприенко, М.А.Пудовкин, Н.Л.Раковский, М.Д.Розенберг, Л.И.Рубинштейн, ^Л.М.Рузин, э.М.Симкин, И.М.стрижов, М.Л.Сургучев, А.Г.Тарасов, Ф.А.Требин, К.Н.Федоров, Т.В.Хисметов, И.А.Парный, Э.Б.Чекалюк, А.Б.Шейнман и многие другие, а также Ж.Бурже, Т.М.Дошер, М.Комбарну, Д.Т.Мое, П.Сурно, Ф.Д.Уайт, С.М.Фарух Али, Ф. Хассеми и др.

Во втором разделе приведены теоретические и экспериментальные исследования вытеснения вязкой нефти в пластовых условиях паром и па-рогазом.

Приводятся результаты экспериментальных измерений и анализа теп-лофизических свойств горных пород и пластовых жидкостей для месторождений, которые являлись объектами научных и практических интересов автора. Для основных теплофизических параметров получены корреляционные зависимости, которые используются в различных тепловых расчетах, в том числе в процессе проектирования.

При анализе механизма отмыва нефти теплоносителями автор особое внимание обращает на образование нефтяных целиков за фронтом вытеснения, связанное с вязкостной неустойчивость«] и наличием трещиноватости во многих объектах теплового воздействия. Образуется некое подобие двойной среды с блоками (целиками) и каналами (ручейками) между ними.

Применительно к вытеснению нефти водой такой подход развивался Xoteнeвepoм и Колхацким, Шейдеггером, Медведским; для вытеснения вязкой нефти паром подтверждается приведенными в работе промысловыми примерами.' По аналогии с импульсным заводнением автор предлагает использовать нестационарные гидродинамические процессы для ускорения капиллярной пропитки блоков и при закачке в пласт теплоносителя с соответствующей модификацией.

Например,'при паротепловых обработках скважин (ПТОС) в период остановки на пропитку осуществляется дополнительная закачка пара в количестве от 10 до 30% от запланированного объема закачки пара. Неустановившиеся гидродинамические процессы при повторной закачке способствуют более глубокому проникновению конденсата пара в блоки (а.с. N 1487557).

Другим способом интенсификации процесса теплового воздействия является ввод в теплоноситель газового агента.

Предметом нашего исследования является технология закачки парога-за, при которой одновременно в пласт закачивают пар совместно с топочным газом, образующимся при сжигание топлива для превращения воды в пар. Вместе с топочным газом в паре присутствует и свободный воздух, не принявший участия в горении из-за его-избыточной подачи в топку.

Свободный газ в паре позволяет снизить упругость его паров и температуру насыщенного пара, а следовательно, при одном и том же давлении продвинуть фронт пар-конденсат дальше, чем чистый пар. Еще большего эффекта в глубине продвижения пара в пласт можно достичь, если от цикла к циклу увеличивать содержание в паре газа (а.с.Ы 1800007). Это особенно важно для сравнительно глубоко залегающих пластов, когда высокие пластовые давления предопределяют высокий уровень температуры

насыщенного пара (свыше 200 град.С), которая не требуется для эффективного вытеснения высоковязкой нефти, но существенно снижает эффективность теплового воздействия на пласт.

При закачке пара двуокись углерода диффундирует в нефтяные блоки (целики), дополнительно по сравнению с теплом за счет растворения в нефти разжижает и увеличивает ее объем. Эта нефть выходит из блоков в каналы. Азот и воздух,оставаясь в свободной фазе, поскольку они растворяются в воде и нефти значительно в меньшей степени, чем С02, устремляются. вверх к кровле пласта по его восстанию. Здесь газ попадает в конденсатные языки и в силу эффекта Жамена застревает в крупных порах и резко снижает их проницаемость. Таким образом он выравнивает фронт. Для облегчения прорыва инертного газа выгодно приостанавливать закачку, что предусматривает предложенный нами способ импульсного воздействия на пласт (а.с. N 1800007).

В режиме отбора инертный газ и выделяющийся из нефти вследствие снижения давления углекислый газ выполняет роль поршня, толкая нефть к скважине.

В работе приводятся описание и результаты лабораторных исследований парогазового воздействия на пласт применительно к условиям понти-ческого горизонта Южно-Зыбзинской площади месторождения Зыбза-Глубокий Яр Краснодарского края.

В первой серии опытов были установлены преимущества газожидкостного теплоносителя по сравнению с газообразным и водным. Было также установлено оптимальное соотношение "вода-газ", равное 50:50 для условий упомянутого выше моделируемого промыслового объекта.

Во второй серии опытов исследовалась скорость диффузии газовой смеси по длине модели пласта при различном времени выдержки и температурном режиме. Получено, что с увеличением продолжительности выдержки с 3 до 10 суток общее газосодержание возросло в 1,6 раза и наибольшего абсолютного значения достигает при температуре 150град.С и времени выдержки 10 суток.

Результаты опытов обобщены в виде графических зависимостей коэффициента растворимостей газовых смесей от изменения температуры и объемной доли двуокиси углерода в составе смеси.

Обобщение результатов экспериментальных исследований позволяет сделать следующие выводы:

1. Комбинированный парогазовый теплоноситель, в состав которого

помимо пара и горячей воды входят углекислый газ и газообразный азот, с точки зрения технологической эффективности является вполне приемлемым при проведении циклических тепловых обработок скважин.

2. Наличие в парогазовом теплоносителе газовой фазы (С02+Ы2) помимо теплового оказывает физико-химическое воздействие на нефтяно! пласт, которое включает в себя такие механизмы, способствующие увеличению коэффициента нефтеотдачи, как: дополнительное снижение вязкост! и разбухание нефти, увеличение приемистости нагнетательных скважин, обеспечение смесимости и проявление режима растворенного газа.

3. С возрастанием температуры и времени выдержки газонасыщени« высоковязкой нефти С02 и N2 возрастает.

Третий раздел посвящен промысловым исследованиям парогазовогс воздействия и обсуждению полученных результатов по конкретным промысловым объектам.

Циклические парогаэотепловые обработки призабойных зон схважин н< месторождениях высоковязких нефтей Краснодарского края были начаты < 24 марта 1988 года. За этот период в различных отложениях обработан« более 25 скважин.

Приведенные в работе результаты промысловых испытаний технологического процесса циклических обработок призабойных зон пласта парогазовым теплоносителем относятся к двум участкам высоковязких нефте( месторождения Зыбза-Глубокий Яр:

- первый участок - Южно-Зыбзинский, понтические отложения, находящиеся в начальной стадии разработки;

- второй участок - Южно-Карский, миоценовые отложения, находящиеся на поздней стадии разработки.

Все циклические обработки призабойных зон пласта проводились согласно известному технологическому процессу, включающему в себя три основных этапа: нагнетание теплоносителя в пласт, капиллярную пропитку > отработку скважины в предложенной автором модификации, которая обеспечивает формирование в призабойной зоне нефтенасыщенного коллектора условно двух зон - центральной, содержащей в основном жидкую фазу теплоносителя, и периферийной, содержащей газообразную фазу теплоносителя. Формирование подобных зон позволяет на этапе капиллярной пропитки получить максимальный эффект по снижению вязкости от растворения углекислого газа, а на этапе отработки скважины - рационально использоват! упругую энергию неконденсирующегося газа (азота).

Обобщение и анализ полученных результатов при проведении испита-

ний технологического процесса в промысловых условиях свидетельствуют о следующем:

1. Циклические обработки парогазовым теплоносителем призабойных зон пласта, содержащих высоковязкие нефти, с texнoлoгичecкoй точки зрения являются эффективными и экономически оправданными:

2. Техническое обеспечение технологического процесса не требует дополнительного капитального строительства и обустройства нефтяного промысла и исключает наличие системы химической подготовки воды для выработки теплоносителя.

3. Результаты промысловых испытаний технологического процесса на месторождении высоковязких нефтей Зыбза-Глубокий Яр показали, что для добычи одной тонны дополнительной нефти в понтических горизонтах требуется 2,21 т теплоносителя, а в миоценовых отложениях - 1.73 т.

4. Общий парогазонефтяной коэффициент для двух площадей месторождения составил 2,1 т теплоносителя на 1 т дополнительно добытой нефти.

5. Несмотря на то, что Для отдельно обработанных скважин парогазонефтяной коэффициент лежит в пределах 0,13-0,2, предпочтение необхо

димо отдавать технологическим обработкам группы скважин, находящихся на отдельном участке нефтяного промысла, т.к. при этом более эффективно используется не только тепловая энергия, но и энергия газообразных продуктов теплоносителя.

6. Результаты промысловых испытаний показали, что при циклических обработках группы скважин на отдельном участке удельный расход теплоносителя на 1 м нефтенасыщенного коллектора составляет не более 30 т, для единичных - доходит до 70 т/м.

7. Циклические парогазотепловые обработки призабойных зон пласта, содержащих высоковязкие нефти, приемлемы для месторождений, находящихся как в начальной, так и поздней стадиях разработки.

В четвертом раздела показана эффективность применения циклического подхода к тепловому воздействию на пласт в целом и к комбинированному методу воздействия на пласт, включающему ПТВ и ПТОС, осуществляемые одновременно в разных частях залежи.

Термоциклическое воздействие было разработано автором совместно с группой ученых ВНИИнефть и ВНИПИтермнефть применительно к карбонатным пористо-трещиноватым пластам (а.с. N 1351233) Усинского месторождения, однако сам способ не привязан к литологии.

Известно, что осуществление процесса теплового воздействия на пласт в порово-трещиноватых коллекторах, насыщенных высоковязкой

нефтью, по традиционной технологии с непрерывным нагнетанием теплоносителя, наряду С достаточно высокой эффективностью процесса в сравнении с естественным режимом разработки, сопряжено с кинжальным прорывом теплоносителя в добывающие скважины, что существенно снижает охват пласта тепловым воздействием из-за невовлечения в активную разработку низкопроницаемых поровых составляющих частей коллекторов, содержащих основные запасы и увеличивает расход теплоносителя на добычу нефти.

Разработанная технология позволяет повысить нефтеотдачу пласта при снижении затрат на закачку теплоносителя за счет создания условий растворимости воды в нефти и поддержания в пласте зоны прогрева при циклической закачке рабочего агента.

Новизна и сущность технологии заключается в том, что закачку агента в течение первого периода цикла производят при давлении и температуре, обеспечивающих растворение воды в нефти, а во время проведения второго периода цикла нагнетание агента производят при давлении и температуре, позволяющих разделяться смеси на воду и нефть, причем рабочий агент в этот период нагнетают в объеме, необходимом для поддержания в пласте зоны прогрева в размере не менее созданного в предыдущем периоде цикла.

Снижение температуры или давления приводит к разрушению системы вода-нефть на компоненты. В однородных пластах это явление происходит самопроизвольно по мере перемещения системы вода-нефть из прогретых зон, где она образуется, в менее прогретые-зоны.' В неоднородных пластах, характерных для природных коллекторов нефти, есть, зоны, где движение жидкостей значительно замедляется, т.е. образуются застойные зоны. В них эффективность проявления растворения воды в нефти снижена, поскольку прогрев таких зон происходит в основном за счет теплопроводности в 4-6 раз медленнее, чем при конвективном прогреве за счет вторжения в них теплоносителя при осуществлении импульсов давления.

Известно, что циклическое воздействие на пласт путем обычного заводнения сопровождается значительным сокращением нагнетания воды и даже полной остановкой части нагнетательных скважин. Аналогично при циклическом тепловом воздействии на.пласт сокращается расход теплоагента за.счет перемещения по пласту зоны прогрева, в которой происходит существенное снижение нефтенасыщенности.

Промысловые испытания и реализация разработанной- технологии были с-уществлены на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения в Республике Коми.

Карбонатный порово-трещинный коллектор залежи характеризуется следующими основными емкостно-фильтрационными характеристиками: пористость - 0,16-0,20 доли ед., нефтенасыщенность - 0,7-0,8 доли ед.»проницаемость - 40 мД поровая и десятки дарси трещинная, глубина залегания - от 1100 до 1500 м.

Нефть пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения - тяжелая (плотность - 955 кг/мЗ), высоковязкая (710 мПа.с), газосодержание - 22 мЗ/т. Начальное' пластовое давление - 14,3 МПа, давление насыщения -7,7 МПа.

Разработка залежи на естественном режиме, равно как и с заводнением, является крайне неэффективной, что и подтвердилось в ходе ее разработки.

Реализация термоциклического процесса осуществлялась на опытно-промышленном участке ПТВ-1 площадью 240 га с начальными балансовыми запасами нефти 25,9 млн.тонн.

На участке были сформированы 15 пятиточечных элементов, пробуренных на средний эксплуатационный объект.

Опытные работы по нагнетание теплоносителя были начаты в марте 1981 года. Полученные в первые годы реализации процесса результаты, наряду с достаточно высокой эффективностью теплового воздействия на пласт, выявили и негативные моменты реализуемой технологии непрерывного нагнетания теплоносителя.

В 1985 году на участке ПТВ-1 проведены испытания, а с 1986 года начато внедрение технологии циклического термовоздействия в условиях карбонатного порово-трещинного коллектора большой толщины.

В 1988-1989 гг. наблюдается уменьшение объема эахачки теплоносителя, т. е. не соблюдался темп ввода тепла в пласт, что явилось главной причиной ухудшения текущих показателей разработки участка в указанный период. В то же время увеличение амплитуд нагнетания в полуцнклах с повышенным и- пониженным темпами закачки в южной зоне участка и в полуцикле с пониженным тенпом нагнетания вкупе с переводом ряда скважин под нагнетание пара в северной зоне позволило в 1990 году заметно улучшить показатели разработки опытного участка - годовая добыча нефти возросла на 30* (475 т.т против 370 т.т в 1989 г.) при увеличении добычи жидкости на 203» (1570 т.т и 1830 т.т соответственно).

Технологический эффект от внедрения циклического терновоздействия составил за 5 лет 395,5 тыс.тонн дополнительно добытой нефти.

Таким образом, можно констатировать, что в условиях порово-трещи-

новатого коллектора предложенная технология циклического термовоздействия достаточно эффективна.

Далее в том же разделе описывается технология комбинированного теплового воздействия одновременно на различные участки залежи, строение которой осложнено наличием подошвенной воды.

Закачка теплоносителя в залежь с подошвенной водой обычно считается неэффективным мероприятием, поскольку предполагается, что в силу большой подвижности воды теплоноситель будет уходить в занятый ее подошвенный слой и согревать, в основном, воду, а не нефть. Однако это мнение сформировалось на нескольких неудачных экспериментах и не может считаться универсальным. Об этом свидетельствует положительный эксперимент, проводившийся с 1974 г. на Южно-Карском участке месторождения Зыбза-Глубокий Яр. Приводятся соображения по поводу механизма воздействия на залежь пара, закачанного в подошвенную воду.

Очевидно, пузырь пара при закачке в подошвенную воду, конденсируясь по периферии, будет всплывать вверх, образуя лепешку на границе нефть-вода. Скорость этого всплытия регулируется разностью удельных весов пара и воды, вязкостью воды и проницаемостью коллектора.

Если проницаемость коллектора велика, то скорость всплытия будет значительно больше, чем скорость конденсации. Другими словами, при этих условиях будет больше толщина паровой лепешки. Паровая лепешка теряет свою скорость только при внедрении в нефть из-за большой ее вязкости. При малой скорости всплытия возрастает роль теплоотдачи. Периферия пара начнет вследствие этого конденсироваться и отдавать свою скрытую теплоту в основном нефти, а не воде. В конечном итоге, в условиях высокой вертикальной проницаемости коллектора в окрестности фронта вытеснения нефти водой формируется тепловая оторочка. Таким образом, прилегающий к водо-нефтяному контакту слой нефти разжижается и становится подвижным. Под действием перепада давления, созданным закачкой теплоносителя, он переносится в добывающие скважины. При активной законтурной воде закачку теплоносителя можно прервать до ввода в нагнетательную скважину очередного объема пара (а.с. N 1345700), используя при этом капор контурных вод для продвижения тепловой оторочки к добывающим скважинаи. Процесс создания тепловой оторочки повторяется по мере снижения эффективности предшествующего цикла.

На данном участке закачка пара в законтуренные скважины в сочетании с активным напором законтурных вод имитировала парогазовое воздействие на краевую часть залежи. Одновременно проводились ПТОС во

внутренней части залежи. Тен самым был реализован процесс совмещения ПТВ и ПТОС, который в свете комплексного подхода, изложенного в первом разделе, отмечен в качестве наиболее перспективного.

Комбинация ПТВ и ПТОС на Южно-Карском участке позволила увеличить нефтеотдачу вдвое по сравнению с режимом истощения и довести ее до весьма высокой величины - 49,8% по состоянию на 01.01.94.

Накопленное паронефтяное отношение отражало высокую эффективность процесса и составляло 0,85 т/т ( в расчете на всю добычу нефти) и 2,6 т/т ( в расчете на дополнительную добычу нефти).

На аналогичном по строению месторождении Эыбэа, где тепловое воздействие проводилось только в варианте ПТОС и процесс разработки шел в основном на режиме истощения, был достигнут коэффициент нефтеотдачи всего лишь 25,2%.

Это подтверждает, что положительные технико-экономические показатели реализованной системы разработки Южно-Карской залежи были достигнуты благодаря совмещению процесса ПТВ на пласт с ПТОС.

Комбинированный метод теплового воздействия, включающий закачку пара в ряды нагнетательных скважин с одновременной паротепловой обработкой в добывающих скважинах, осуществляется на месторождении Кара-жанбас.

ПТОС является существенной составной частью комбинированного способа термовоздействия на залежь, однако в отличие от непрерывной закачки теплоносителя, в том числе с созданием оторочки, значительно меньше исследован в части определения теплопотерь в кровлю и подошву пласта с учетом его блокового строения, темпов охлаждения и выравнивания давления охваченной тепловым воздействием зоны в период выдержки и времени работы скважин при эффективном расходе закачанного в породе тепла.

По этим трем ключевым моментам в работе предложены приближенные решения, однако их использование требует наличия информации о большом числе теплофизических и фильтрационных параметров. В условиях такой неопределенности более приемлемой является адаптационная методика,которая основана на переносе опыта,приобретенного на первых скважинах, на последующие с учетом вносимых ими корректив-

В предлагаемой методике проектирования многоциклового процесса ПТОС подробно рассматриваются все периоды как отдельного цикла, так и взаимосвязь между циклами. Модель обладает большой динамичностью по сравнению с ныне используемыми.

В общем случае для процесса ПТОС с циклами в качестве исходных данных необходимо предусмотреть:

<¡1,02 .. .Оп - суммарные расходы пара по циклам;

41,42 ...цп - темпы нагнетания по циклам.

Для каждого цикла, начиная с первого, определяются основные показатели процесса.

Период I. Для вычисления температуры, давления и насыщенностей в этот период любого цикла можно использовать в принципе любую из существующих методик расчета процесса вытеснения нефти парок. В данном конкретном случае для расчетов показателей первого периода ПТОС используется алгоритм для технологических показателей вытеснения нефти оторочками теплоносителей для базисного элемента.

В качестве радиуса базисного элемента принимается некоторый радиус условного контура питания В, который затек разбивается на N дискретных частей с координатами х1»(1-1)Ь (Ь-Я/К - шаг сетки, 1»1, Н+1) для численной реализации решения в дискретном множестве точек.

При построении математической модели процесса вытеснения нефти паром в первом периоде ПТОС используются определенные предпосылки и допущения.

В каждый момент времени сначала из уравнения теплового баланса, записываемого для 'зоны пара, определяетея объем (радиус) зоны пара. Затем, используя аналогичные уравнения теплового, баланса для области, находящейся перед зоной пара, определяется температурное поле пларта для всей области радиуса И. Из совместного решения системы уравнений сохранения массы для каждой из движущихся фаз в области,, находящейся Черед зоной пара, определяются распределение насыщенностей и массовые расходы. По массовым расходам, используя обобщенные уравнения Дарси, находят распределение давления в пласте.

<К' концу периода нагнетания ги1(Ън1»01/я1) получают полную хартину состояния пластовой системы.

Период II. Реализация периода *пропитки" в точной постановке вызывает большие трудности, поэтому используется приближенный подход. Для упрощения задачи сделаны следующие допущения:

- продолжительность периода определяется временем полной конденсации пара;

- конденсация пара происходит исключительно за счет теплопотерь в окружающие породы и потерь тепла через границу зоны пара посредством теплопроводности;

- завершение процесса конденсации пара определяется падением давления в зоне пара и установлением его на уровне среднего пластового давления, определяемого с учетом дисбаланса закачка-отбор и упругоем-кости пласта.

С учетом данных допущений, время "пропитки" определяется из уравнения теплового баланса для зоны пара после остановки скважины.

При расчете распределения жидкостей в зоне пара к концу периода "пропитки" учитывается массообмен между блоками и трещинами, а также приток жидкости из области, находящейся перед зоной пара. Производится также пересчет насыщенностей в этой области. Таким образом, до начала отбора имеем полную информацию по температуре, насыщенностям и давлению.

Период III. Основные допущения при этом периоде:

- равенство забойных давлений скважин до ПТОС и при пуске ее в эксплуатацию после периода "пропитки";

- завершение периода определяется условием падения дебита скважины по жидкости до уровня перед применением ПТОС.

Формула, пригодная для расчетов добычи жидкости в любом цикле ПТОС, будет иметь вид:

О I— Онагн.- Q отб. —|

qn(t)=qo(t) |l+ - I

ff л L Mo • j3„ (Ро-Рзаб) .J

где Q нагн.и Q отб. - суммарные массы нагнетаемого теплоносителя и отбора жидкости за все циклы, т; j9|» - упругоемкость пласта, МПа ; Mo - масса насыщенных пород пласта в пределах области фильтрации радиусом R, т.

Приведенная формула показывает, что падение дебита жидкости в период отбора до уровня qo происходит не только за счет выравнивания фильтрационных сопротивлений, но и за счет изменения пластового давления в результате нарушения баланса отбора и нагнетания.

Для целей адаптации математической Мч.д^ли по фактическим данным промыслового эксперимента важное значение приобретают: условный радиус области фильтрации R, величины пористости ml и т2 для трещин и блоков, упругоемкость пласта, продолжительност1 активной капиллярной пропитки блоков, коэффициент теплообмена межд1 лещинами и блоками, кри-

вые фазовых проницаемостей и др.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Предложен комплексный подход к увеличению эффективности тепловых методов разработки месторождений высоковяэхой нефти за счет использования циклических тепловых обработок скважин и паротепловое воздействие на пласт как взаимодополняющие технологии, включающий:

- разработку залежи на начальном этапе на естественном режиме с проведением ПТОС в добывающих скважинах;

- переход к линейным однорядным системам с расстояниями между рядами добывающих и нагнетательных скважин большими, чем между скважинами в рядах;

- регулярное проведение ПТОС в добывающих скважинах с целью снижения фильтрационных сопротивлений;

- формирование площадной системы путем конверсии в нагнетательные скважины добывающих по мере прорыва в них теплоносителя.

2. Предложен способ паротепловой обработки скважин с одновременной закачкой топочных газов с более высоким их содержанием в головной части агента, благодаря чему достигается:

- снижение температуры конденсации пара эа счет уменьшения парциального давления насыщенного пара;

- увеличение зоны прогрева по сравнению с вводом того же количества тепла в виде насыщенного пара;

- дополнительное увеличение давления в пласте за счет газового агента;

- увеличение степени вытеснения нефти.

3. Обоснован технологический процесс циклических обработок приза-бойных зон пласта, содержащих высоковязкую нефть, с использованием парогазового теплоносителя. Технологический процесс и оборудование для его осуществления прошли успешно промысловые испытания на месторождениях Краснодарского края.

4. Показано, что применение парогаза расширяет область применения циклических тепловых обработок призабойных зон, так как их успешно можно применять в условиях низкого пластового давления и без серьезных требований к подготовке воды.

5. На основе лабораторных исследований и промысловых испытаний разработан и в промысловых условиях применен комплекс технологий, поэ-

у

воляющих увеличить эффективность извлечения нефти за счет:

- применения гидродинамических импульсов для интенсификации обменных процессов в порово-трещиноватом пласте;

- сочетания циклической обработки паром с использованием напора законтурных вод;

- оптимизации режимов циклической закачки теплоносителя.

Основное содержание диссертационной работы отражено в 31 опубликованном труде, в том числе 7 авторских свидетельствах:.

1. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. - Москва. - "Недра". - 1995. -314 с.

2. Антониади Д.Г., Аржанов Ф.Г., Берлин М.А., Зубов Н.В., Каплан М.А., Трошин А.Ф. Комплексная система оптимизации разработки нефтяных месторождений термическими методами на стадии проектирования //Тез. докл. Научно-практическая конференция "Математическое и физическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов". - Казань. - 16-18 октября 1990г.

С.22-23.

3. Антониади Д.Г., Аржанов Ф.Г., Брагин А.П., Вашуркин А.И., Цы-булько A.M. К вопросу разработки Ван-Еганского месторождения термическими методами // Тр. НПО Союэтермнефть "Проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений термическими методами". - Москва.

- ВНИИОЭНГ. - 1982. - С.57-63.

4. Антониади Д.Г., Аржанов Ф.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г.

Применение термических методов добычи нефти на месторождениях СНГ // Нефтяное хозяйство. - 1993. - Ю. - С.24-29.

5. Антониади Д.Г., Бекух И.И., Гарушев А.Р. Проектирование и строительство скважин для термических методов добычи нефти // Москва.

- "Недра". - 1996. - 112 с.

6. Антониади Д.Г. , Берлин М.А., Трошин А.Ч>. Расчет температурного поля при нагнетании пара в пласты с различными геолого-физическими условиями // Тез. докл. Научно-практическая конференция "Математическое и физическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов". - Казань. - 16-18 октября 1990г. - С.28-29.

7. Антониади Д.Г., Бичкевский А.Д., Завертайло М.М., Иоханов В.Г. Состояние и проблемы внедрения термических методов повышения нефтеотдачи пластов // Тр. НПО Союзтеркнефть "Теория и практика разработки нефтяных месторождений термическими методами". - Москва. - ВНИИОЭНГ. -1985. - С.3-7.

8. Antoniadi D.G., Budnikov V.F., Garushev A.R. High viscosity oil recovery from carbonate reservoirs by thermal methods // Paper No.223 presented at the 4th UNITAR/UNDP conference on Heavy Crude and Tar Sands. -1988. - August 7-12. - Edmonton. Canada. - Preprints. -Vol.XIX.

9. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Дрампов Р.Т., Сташок Ю.и. Циклические парогазотепловые обработки скважин залежей высоковязких нефтей // Нефтяное хозяйство. - 1993. - 11. - С.33-35.

10. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г. Реализация термических методов добычи нефти в России и за рубежом // Нефтяное хозяйство. - 1995. - 1-2. - С.33-36.

11. Антониади Д.Г., Гордиенко В.А., Иванова Г.И. Анализ достоверности методов прогнозирования отборов нефти на базовом режиме разработки залежи // Тр. ВНИПИтермнефть (ДСП) "Проблемы повышения эффективности новых методов увеличения нефтеотдачи пластов". -Москва.

- ВНИИОЭНГ. - 1983. - С.43-53.

12. Antoniady D.G., Drampov R.T., Stashok Y.I., Vlasyuk A.Y., Orlov G.I., Shorin L.A., Sirotko V.A. Enhanced oil recovery by cyclic gas-steam stimulation // Fifth European Symposium on Improved Oil Recovery. - 1989. - April 25-27. - Proceedings. - P.605-615.-Budapest.

13. Антониади д.Г., Ишханов В.Г., Мяшина Л.П. Перспектива развития термических методов добычи нефти в отрасли // Тр. НПО Союз-термнефть "Вопросы технического и технологического обеспечения термических методов добычи высоковязких нефтей". - Москва. - ВНИИОЭНГ.

- 1991. - С.3-11.

14. Антониади Д.Г., Кошелев А.Т., Гарушев А.Р., Сташок Ю.И. и др. Технико-экономическая оценка технологии циклических обработок парогазовым теплоносителем месторождений высоковяэких нефтей Чешской Республики // Сб. докладов. II Международная конференция "Бизнес в области нефти и газа". - 1994. - С.3-8. - Люхаговице. Чешская Республика .

15. Аржанов Ф.Г., Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов

В.Г., Бекух И.И. Термические методы воздействия на нефтяные пласты

// Справочное пособие. - Москва. - "Недра". - 1995. - 192 с.

16. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом // Москва. ВНИИОЭНГ. - 1995. - 181 с.

17. Bokserman A., Mamedov У., Antoniady D. Diverse methods spread thermal EOR in U.S.S.R. // Oil & Gas J. - 1991. - Oct.7. -Vol.89. - No.40. - P.82-84.

18. Boxserman A.A., Tarasov A.G., Antoniady D.G., Dzhalalov K.E., Lavrennikov V.A. Application of heat carriers upon development of high-viscous heavy oil fields in the USSR // Paper No.214 presented at the 4th UNITAR/UNDP Conference on Heavy Crude and Tar Sands.

- 1988. - August 7-12. - Edmonton. Canada. - Preprints. - Vol.III.

19. Зубов H.B., Антониади Д.Г., Берлин М.А.,Уманцев М.В. Влияние термоколебаний на нефтеотдачу матриц в трещиновато пористом коллекторе // Тез. докл. Научно-практическая конференция "Математическое и физическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов". - Казань. - 16-18 октября 1990г. - С.29-30.

20. Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений. РДЗ9-0147035-214-87 (от НПО Термнефть - Антониади Д.Г., Будко О.Г., Джалалов К.Э. и др.). - Москва. - Миннефтепром. - 1987. - 253 с.

21. Stashok УЛ., Antoniady D.G., Drampov R.T., Garushev A.R.Cyclic gas-steam well stimulations // Sixth European Symposium on Improved Oil Recovery. - 1991. - May 21-23. - Proceedings. Vol.1. -Book I. - P.105-114. - Stavanger. Norway.

22. Stashok Y., Antoniady D., Garushev A., Drampov R., Arzha-nov F. Heavy oil pool and oil-bearing sands development using steam-gas bed stimulation technology // Fueling for a Clean and Safe Environment. •6th UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands. - 1995. - February 12-17. - Vol.1. - P.647-655. - Houston . Texas.

23. Stashok Y.I., Drampov R.T., Antoniady D.G., Garushev A.R. Cyclic Gas/Steam Well Stimulations : Field Results // Paper SPE/DOE 24201 presented at the SPE/DOE Eighth Symposium on Enhanced Oil Recovery. - 1992. - April 22-24. - Proceedings. - P.463-468. - Tulsa. Oklahoma.

24. Toth M., Gadelle C., Antoniady D. Injection of hot fluids, gas and foaming agent in the Demjen-West field // Heavy crude and tar sands. - Hydrocarbons for the 21stcentury. 5th UNITAR International Conference on heavy Crude and Tar Sands. - 1991. - August 5-9. - Vol.3. - p.441-447. - Caracas. Venezuela.

25. A.c. 1231938 СССР. Способ разработки мощной залежи высо-ковяэкой нефти / Ишханов В.Г., Иванов В.А., Бичкевский А.Д., Карасев С.А., Антониади Д.Г., Раковский Н.Л., Рузин Л.М., публ. закр., ДСП.

26. А.с. 1345700 СССР. Способ разработки крутопадающего пласта с высоковязкой нефтью и активной водонапорной системой / Антониади Д.Г., Горбиков Б.П., Дрампов Р.Т., Ишханов В.Г., Карасев С.А., публ. закр., ДСП.

27. A.c. 1351233 СССР. Способ разработки нефтяных месторождений тепловыми методами / Раковский Н.Л., Тарасов А.Г., Намиот А.Ю., Подкин A.A., Аитониадн Д.Г., Бнчкевский А.Д.. Джалалов К.Э., публ. чакр., ДСП

28. А с 1487557 СССР. Способ паротепловой обработки добываю-шей скважины /ТрошинА.Ф., Антоннади Д.Г., Карасев С.А., публ.

чакр., ДСП

29. A.c. 1631166 СССР. Способ разработки нефтяного месторождения /Бокссрман A.A., Жданов С.А., Копянев СВ., Актонйади Д.Г., публ. закр., ДСП.

30. A.c. 1673780 СССР. Парогенератор / Машков В.А., Ангониади Д.Г., Белохвостиков Е.И., Гайиуллин М.Н., опубл. 30.08.91,, БИТА 32, 1991. 31. A.c. (Патент) 1800007 Р.Ф. Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью / Антониади Д.Г., Гауушев А.Р., Дрампов Р.Т., Сташок Ю.И., )публ. 07.03.93., БИ № 9, 1993.

31. А.с.(Патент) 1800007 Р.Ф. Способ циклического воздействия .гарогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью / Антониади Д.Г., ГарушевА.Р., Дрампов Р.Т., Статок Ю.И., опубл.07.03.93., БИ N 9, 1993.

г

Соискатель