Перспективы закачки горячей воды как метода увеличения нефтеотдачи на месторождениях Восточной Сибири

Ключевые слова: тепловое воздействие, коэффициент увеличения нефтеотдачи, снижение вязкости нефти, прирост добычи, тепловое воздействие.

Термические методы увеличения нефтеотдачи (МУН) являются наиболее широко применяемыми в условиях терригенных коллекторов. Их доля в общем количестве проектов МУН составляет более 50 % [1]. Одним из разновидностей термических МУН является метод закачки горячей воды. В процессе нагнетания в пласт горячей воды повышение температуры приводит к уменьшению вязкости нефти, изменению молекулярно-поверхностных сил, улучшению смачивающих свойств породы. Движение горячей воды в пласте сопровождается уменьшением фильтрационных сопротивлений в прогретой зоне. При этом повышаются темпы закачки воды и темпы отбора нефти [2]. В литературе отмечаются случаи существенного увеличения приемистости нагнетательных скважин в процессе закачки горячей воды – до 200–400 % [3]. Со временем прогреваются и включаются в разработку малопроницаемые участки, которые были обойдены или слабо промыты холодной водой.

Экономическая эффективность проектов по закачке горячей воды в первую очередь зависит от затрат на нагрев воды. С целью снижения энергоемкости технологии вместо непрерывной закачки горячей воды может быть использован метод тепловых оторочек. Суть этого метода заключается в закачке определенного количества горячей воды с последующим переходом на закачку воды при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении процесса вытеснения нефти нагретая область, получившая название тепловой оторочки [4]. Также одним из путей снижения затратной части является использование в качестве топлива для газовых котлов попутного нефтяного газа (ПНГ). Данный подход позволяет не только ускорить монетизацию ПНГ, но и снизить нагрузку с транспортной газовой системы.

На одном из месторождений Восточной Сибири уровень добычи ПНГ позволяет обеспечить работу газовых котлов для реализации теплового воздействия. Коллектор рассматриваемого месторождения представлен полимиктовым песчаником проницаемостью 150–300 мД. Глубина залегания – 2400 м. Начальная пластовая температура – 12 °С. Вязкость нефти при пластовых условиях – 8–15 сП.

Целью работы является оценка перспектив закачки горячей воды в условиях одного из месторождений Восточной Сибири.

Для этого были решены следующие задачи:

• Экспериментально определена степень снижения вязкости нефти и воды при повышении их температуры с начальной пластовой +12 до +90 °С.

• Выполнена экспериментальная оценка потенциала повышения Квыт и роста проницаемости по воде и нефти в процессе вытеснения нефти горячей водой на керне.

• С использованием секторной модели пласта выполнена оценка эффективности закачки горячей воды.

Эксперименты на керне

Эксперименты по вытеснению нефти водой при различных температурах были выполнены на керновых образцах со схожими фильтрационно-емкостными свойствами: средняя пористость – 0,16 д. ед., средняя проницаемость – 310 мД. Эксперименты выполнялись в изотермических и изобарических условиях: керновый образец приводился к определенным термобарическим условиям, после чего выполнялось вытеснение нефти водой соответствующей температуры. Всего было проведено 5 опытов: один при начальной пластовой температуре +12 °С и по одному при температурах +30, +50, +70 и +90 °С. На рис. 1 представлены результаты экспериментов: на рис. 1а – зависимость вязкости нефти и воды от температуры, на рис. 1б – зависимости Квыт и концевых точек ОФП по воде и нефти от температуры.

РИСУНОК 1. Результаты экспериментов по вытеснению нефти водой при различной температуре: а) – вязкость, б) – Квыт и концевые точки ОФП по воде и нефти

При нагреве нефти и воды до +90 °С их вязкость снижается в 6 и 3 раза соответственно. При этом рост концевых точек по нефти и воде составляет 2 и 7 раз соответственно. Таким образом, подвижность нагретых до +90 °С нефти и воды в условиях пласта увеличится в ~12 и ~22 раза соответственно. Столь существенный рост подвижности нефти и воды создает предпосылки к увеличению темпов закачки при использовании в качестве агента ППД горячей воды по сравнению с холодной. Прирост коэффициента вытеснения составил 0,126 д. ед., или 25 % относительно базового Квыт на холодной воде.

Оценка технологической эффективности закачки горячей воды на секторной модели пласта

В качестве инструмента моделирования использовался коммерческий программный продукт tNavigator. Для создания секторной модели пласта использовалась модель black oil с температурной опцией. Использование температурной опции подразумевает задание теплофизических параметров породы, воды и нефти, а также зависимостей вязкости нефти и воды от температуры. В модели также учтены эффекты прироста Квыт (ключевое слово ENPTVT) и увеличения концевых точек ОФП по воде и нефти (ключевое слово ENKRVT) от повышения температуры.

Секторная модель содержит четыре нагнетательные горизонтальные скважины и одну добывающую горизонтальную скважину. Параметры модели: геометрические размеры – 1050*850*16 м, размер блоков сетки – 25*25*1 м, пористость – 0,16 д. ед., средняя проницаемость – 200 мД, толщина нефтенасыщенного интервала – 16 м, длина ствола добывающей скважины – 800 м, длина стволов нагнетательных скважин – 400 м, расстояние между скважинами – 425 м, режим работы добывающей скважины – забойное давление 10 МПа, режим работы нагнетательных скважин – забойное давление 25 МПа, период прогноза – 100 лет. Теплофизические параметры: теплоемкости нефти, воды и породы – 1700, 4200 и 835 Дж/кг/°С соответственно, теплопроводность породы – 3,2 Вт/м/°С.

Для определения максимального потенциала увеличения КИН от закачки горячей воды была выполнена серия расчетов с ограничением по суммарной приемистости нагнетательных скважин на уровне 800 м³/сут (ограничение обусловлено технологическими параметрами оборудования на предполагаемом участке ОПР). На рис. 2 представлен прогнозный КИН для вариантов закачки воды различной температуры: базовый вариант с температурой 12 °С и варианты с горячей водой – 30, 50, 70 и 90 °С.

Увеличение КИН для варианта закачки горячей воды (Т – 90 °С) составило 0,147 д. ед., или 27,7 % относительно базового варианта заводнения (Т – 12 °С), что на 2,7 % выше прироста Квыт в керновом эксперименте. Данный результат объясняется повышенными темпами закачки горячей воды из-за снижения вязкости и увеличения проницаемости флюидов по сравнению с вариантом закачки холодной воды. На рис. 3 представлены значения Кпр и температуры пласта в разрезе на моменты времени 5, 10 и 15 лет с начала воздействия. Знаком ‘крестик’ обозначено место вскрытия пласта нагнетательной скважиной, знаком ‘круг’ – добывающей.

РИСУНОК 3. Проницаемость и температура пласта в разрезе на моменты времени 5, 10 и 15 лет с начала воздействия

Из рис. 3 видно, что на 5-й год с начала воздействия доля пласта, прогретого до температуры выше 30 °С, составляет 15 %, до температуры выше 80 °С – всего 4 %. Коэффициент приемистости нагнетательных скважин при этом увеличивается в 1,9 раза по сравнению с базовым вариантом закачки холодной воды. Объем закачки горячей воды на 5-й год с начала воздействия составил 0,18 поровых объемов пласта. Аналогичные параметры для моментов времени 10 и 15 лет с начала воздействия можно видеть на рис. 3. Также из рис. 3 можно видеть характер распространения теплового фронта в разрезе пласта и оценить размер прогретой зоны вокруг нагнетательной скважины. Так, на 5-й год с начала воздействия размер зоны пласта с температурой выше 80 °С составляет около 50 м.

Для оценки влияния фактора увеличения приемистости нагнетательных скважин в процессе закачки горячей воды на величину эффекта прироста КИН были выполнены расчеты в варианте закачки горячей воды с температурой 90 °С с ограничениями по суммарной приемистости нагнетательных скважин на уровне 400 и 200 м³/сут. При ограничении суммарной приемистости на уровне 200 м³/сут темпы закачки холодной и горячей воды совпадают. На рис. 4 приведена динамики КИН и прироста КИН рассмотренных вариантов.

РИСУНОК 4. Динамика и прирост КИН рассмотренных вариантов воздействия

Из рис. 4а и 4б видно, что в случае равенства темпов закачки жидкости горячей и холодной воды эффект прироста КИН наступает только на 30-й год с начала воздействия. Подвижность воды с ростом температуры увеличивается сильнее, чем подвижность нефти (см. рис. 1). Следствием данного обстоятельства является повышение обводненности и снижение дебита нефти на раннем этапе теплового воздействия – до момента прихода к добывающей скважине нефти, извлеченной за счет повышения Квыт в прогретой зоне пласта. На рис. 4б можно видеть, что данный этап продолжается с 10-го до 30-го года с начала воздействия. Только спустя 30-летний период наступает положительный эффект от теплового воздействия. В вариантах с ограничением приемистости нагнетательных скважин на уровне 400 и 800 м³/сут эффект дополнительной добычи нефти, напротив, наступает сразу с начала воздействия. Таким образом, увеличение темпов закачки воды в процессе теплового воздействия является ключевым фактором, обеспечивающим прирост добычи нефти на достаточно продолжительном периоде времени. Эффект от прироста Квыт наступает значительно позднее.

Высокие темпы закачки горячей воды требуют существенные объемы природного газа для ее нагрева, что может привести к небольшим значениям удельной эффективности теплового воздействия и низкой экономической эффективности. С целью уменьшения затратной части проекта на практике применяется метод тепловых оторочек, предполагающий закачку ограниченного объема горячей воды с последующим переходом на закачку холодной воды. Для оценки влияния объема тепловой оторочки на эффективность теплового воздействия была выполнена серия расчетов в варианте закачки горячей воды (Т – 90 °С) с ограничением по суммарной приемистости нагнетательных скважин на уровне 800 м³/сут. Доля оторочки в общем объеме закачки составила 10, 20, 40, 60, 80 и 100 %. По окончании периода закачки горячей воды скважины переходили на закачку холодной воды. На рис. 5а представлена динамика прироста КИН относительного базового варианта расчета. На рис. 5б представлены зависимости прогнозного прироста КИН и удельной эффективности от доли оторочки горячей воды. Удельная эффективность теплового воздействия представлена в виде отношения дополнительной добычи нефти, выраженной в тысячах тонн, к объему газа, необходимому для нагрева закачиваемой воды до целевой температуры, выраженному в миллионах м³.

РИСУНОК 5. Динамика показателей рассмотренных вариантов воздействия: а) – прирост КИН, б) – удельная эффективность

Из рис. 5а и 5б видно, что 80 % эффекта дополнительной добычи нефти достигается в варианте воздействия с 40%-ной долей оторочки горячей воды. Удельная эффективность при этом составляет около 1,5 тыс. т/млн м³. Дальнейшее увеличение закачки горячей воды приводит к существенному снижению удельной эффективности (до 0,5 тыс. т/млн м³ для варианта закачки 100 лет) при незначительном увеличении дополнительной добычи нефти. Варианты воздействия, предполагающие меньшую долю оторочки горячей воды, обладают высокой удельной эффективностью, однако обеспечивают только 30–50 % максимального эффекта прироста КИН. Таким образом, с точки зрения технологической эффективности, наиболее оптимальным является вариант воздействия с 40%-ной долей оторочки горячей воды. Окончательная оценка вариантов воздействия должна включать оценку экономической эффективности.

Выводы

На основании результатов натурных и численных экспериментов выполнена оценка потенциала увеличения нефтеотдачи от закачки горячей воды в условиях одного из месторождений Восточной Сибири. Прирост Квыт на керне от закачки горячей воды (Т – 90 °С) составил 0,126 д. ед., или 25 % относительного базового Квыт по холодной воде (Т – 12 °С). Прирост прогнозного КИН на синтетической секторной модели пласта в варианте непрерывной закачки горячей воды составил 0,147 д. ед., или 27,7 % относительно базового варианта закачки холодной воды.

Увеличение темпов закачки воды в процессе теплового воздействия является ключевым фактором, обеспечивающим прирост добычи нефти на достаточно продолжительном периоде времени. Повышение темпов закачки воды обуславливается увеличением подвижностей нефти и воды в процессе роста пластовой температуры. По результатам натурных экспериментов при росте температуры кернового образца и флюидов с 12 до 90 °С увеличение подвижностей нефти и воды составило 12 и 22 раза соответственно. Фактор прироста Квыт от роста пластовой температуры сказывается на более поздних стадиях теплового воздействия.

Реализация закачки горячей методом тепловых оторочек обладает высоким потенциалом увеличения удельной эффективности теплового воздействия при сохранении достаточно высоких показателей дополнительной добычи нефти. Так, вариант воздействия с 40%-ной долей оторочки горячей воды позволяет получить 80 % эффекта дополнительной добычи нефти по сравнению с вариантом непрерывной закачки горячей воды. При этом значение удельной эффективности теплового воздействия возрастает с 0,5 до 1,5 тыс. т/млн м³.

Литература

1. Manrique E. et al EOR: Current Status and Opportunities. SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, USA, 24–28 Apr., 2010.

2. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. и доп. М.: Недра, 1982, 311 с.

3. Martin W.L. et al Results of a Tertiary Waterflood in a Thin Sand Reservoir. SPE, Texas, 1–4 Oct., 1967.

4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1986, 332 с.