Ключевые слова: высоковязкая нефть, карбонатный коллектор, термошахтная добыча, АСПО, коэффициент нефтеотдачи, призабойная зона пласта, термические методы увеличения нефтеотдачи.
Геологическая характеристика пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения
Пермо-карбоновая залежь в тектоническом отношении приурочена к Усинской антиклинальной структуре, расположенной в южной приподнятой части Колвинского мегавала [1]. Разрабатываемая залежь пластово-массивная, сводовая, структурного типа, приурочена к карбонатным коллекторам трещинно-кавернозно-порового типа, с интервалами залегания от 970 до -1470 м [2]. Покрышками для продуктивного резервуара служат отложения кунгурского яруса нижнепермских и верхнепермских алевролитов, аргиллитов и наличие глинистых минералов, а именно монтмориллонита и каолинита. Глинистые породы не обладают хорошими изолирующими свойствами. Положение ВНК залежи принято на отметке -1310 м. Размеры исследуемой залежи составляют 15,0 * 9,5 км. Нефтенасыщенные толщины в целом варьируют от 0 до 156,4 м. Нефтенасыщенные контуры карбонатных отложений в целом по рассматриваемой залежи изменяются от 0 на контуре и до 156,4 м. Месторождение характеризуется битуминозной высоковязкой и сверхвязкой нефтью с высоким содержанием смол. Свойства флюидов характеризуются следующими величинами: давление насыщения 6,9–7,4 МПа, низкими величинами газосодержания 25,0–26,0 м3/т, высокой и повышенной вязкостью нефти 695 мПа * с, высокой плотностью 0,932–0,934 г/см3. Растворенный газ соответствует углеводородному типу. В составе газа преобладает содержание метана – 86,52 %, азота – 1,3 % [3].
Рисунок 1 Геолого-геофизическая характеристика и схема строения пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения
Пермо-карбоновая залежь была введена в промышленную разработку в 1977 году. Добыча осуществляется преимущественно применением тепловых методов. Фонд скважин представлен 943 скважинами, из них 177 скважин работает при помощи электроцентробежных насосов, 78 скважин эксплуатируется при помощи штанговых насосов и 688 скважин при помощи винтовых насосов. В бездействии и консервации находится 190 скважин, в наблюдательном и пьезометрическом фонде числятся около 9 скважин. Действующий фонд добывающих скважин характеризуется ростом обводненности продукции [4]. Более половины действующего фонда скважин работает с обводненностью свыше 80 % и лишь менее 20 %, работают с обводненностью 50 % и меньше. Скважины характеризуются очень низкими величинами продуктивности и дебита добываемой продукции. Зоны с малыми величинами продуктивности и высокой обводненности продукции показывают, что залежи, которые имеют хорошую гидродинамическую связь с законтурной областью, естественный режим вытеснения нефти ненагретой зоны полностью реализован, поскольку эксплуатация малопродуктивных скважин прекращается до завершения разработки охваченных вытеснением запасов нефти [5]. На рисунке 2 приведена динамика показателей разработки пермо-карбоновой залежи.
Рисунок 2. Динамика показателей и данные разрабокти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения
Способ термошахтной добычи нефти и газа
Шахтой называют производственный объект, который применяется для добычи полезного ископаемого при помощи подземной горной выработки [6]. Шахтные методы разработки залежей УВ заключаются в извлечении нефти или нефтенасыщенной породы из продуктивного пласта, с помощью подземных горных выработок. Существуют разного вида и типа способы шахтной добычи нефти и газа, они приведены на рисунке 3.
Рисунок 3. Способы термошахтной добычи нефти и газа
К наиболее применяемому и распространенному методу термошахтной добычи нефти и газа относится шахтно-дренажная система разработки нефтяных и газовых месторождений. Она наиболее применяемая для месторождений, которые характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами, а именно величиной проницаемости, пористости и нефтенасыщенности [7].
Наиболее распространенной разновидностью является дренажно-скважинная система разработки с применением искусственного воздействия на пласт, при этом в исследуемые скважины происходит интенсивное нагнетание растворителей, горячей воды и пара. Ее принципиальное отличие состоит в том, что при данной технологии нагнетание пара и добыча нефти осуществляются через добывающие горизонтальные и наклонные скважины, которые пробурены из подземных горных выработках. Закачка теплоносителя может подаваться в том числе и с поверхности [8, 9].
Согласно общей схеме термошахтной добычи, технологический процесс осуществляется по принципу подачи пара от котельной на поверхности земли, сам пар подается непосредственно в эксплуатируемую скважину [10]. От нее он для подогрева и снижения вязкости тяжелой нефти поступает в пласт через пароподающие скважины. При этом пар и конденсат воды вытесняют нефть в добывающие скважины. После предварительного отделения механических примесей и воды нефть извлекается на поверхность [11]. Попутно добываемая горячая вода закачивается в пласт. Особенностью применения термошахтного способа добычи в условиях пермо-карбоновой залежи является разнообразие систем размещения горизонтальных добывающих, нагнетательных и многозабойных скважин. В условиях пермо-карбоновой залежи на месторождении реализуется технология площадного циклического воздействия на пласт [12]. Она базируется на одновременной циклической закачке пара и отборе нефти на площади исследуемого месторождения, что позволяет в геолого-технологических условиях Усинского месторождения достичь высокого охвата продуктивного пласта процессом воздействия при ограничении давления нагнетания пара.
Способы повышения коэффициента нефтеотдачи вязкой нефти
Основным показателем, который отражает эффективность добычи нефти и газа, является коэффициент извлечения нефти. Он характеризует степень извлечения нефти газа или газового конденсата из продуктивных пластов. Он зависит от разного рода факторов, среди которых геолого-геофизические и технологические, а именно: литологический состав, неоднородность продуктивного пласта, проницаемость породы, эффективная нефтегазоносная толщина, отношение вязкости воды к величине вязкости нефти, применяемые методы геолого-технических мероприятий, воздействие на продуктивный пласт и скважину, природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, способы интенсификации добычи и т.д. [13].
Величина нефтеотдачи зависит от количества закачанной воды в продуктивный пласт при проведении заводнения, как отношение количества воды к объему пор продуктивного пласта. Сама зависимость нефтеотдачи от свойств пластовой системы и технологических условий разработки устанавливается по различным факторам, которые влияют на величину нефтеотдачи, и рассчитывается применением выражения [14]:
где: η1 – коэффициент вытеснения, д. ед.; η2 – коэффициент охвата пласта заводнением, д. ед.; η3 – коэффициент охвата пласта воздействием.
Коэффициент вытеснения – отношение количества добытой из залежи нефти к ее геологическим запасам, первоначально находящимся в заводненном объеме пласта. Он описывается при помощи выражения [15]:
где: Кпр – проницаемость коллектора
Коэффициент охвата залежи заводнением – отношение запасов нефти в заводненном объеме пласта к начальным геологическим запасам нефти, находящимся в пласте и охваченных заводнением.
Коэффициент охвата пласта воздействием – отношение начальных геологических запасов в пластах охваченных заводнением ко всем начальным геологическим запасам нефти в разрабатываемой залежи.
В случае применения водонапорного режима методика определения коэффициента извлечения нефти рассчитывается с применением выражения [16]:
где: λ – коэффициент остаточной нефтенасыщенности, представляющей отношение остаточных запасов к начальным.
Коэффициент сетки скважин определяется применением выражения:
– доля неколлектора по площади распространения обособленных нефтяных слоев и пластов, d – шаг хаотичной изменяемости коллекторских свойств (эффективной толщины) нефтяных пластов, км; S – нефтяная площадь на одну скважину проектной сетки, км2.
С применением материалов геофизических исследований скважин можно рассчитать КИН в условиях частично или полностью промытого пласта. Величина нефтеотдачи определяется следующим выражением [17]:
где: ηm – величина текущей нефтеотдачи, д. ед.; кнн – начальная нефтенасыщенность, д. ед.; kно – текущая нефтенасыщенность, д. ед.
В условиях месторождений существуют два основных коэффициента, которые удается определить как коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади. Они рассчитываются с применением выражений:
где: hвовл – толщина пласта, вовлеченного в процесс разработки, м; hобщ – суммарный объем пласта (с учетом застойных зон изолированных пропластков линз и т.д.), м3.
Коэффициент охвата по площади рассчитывается с применением выражения [18]:
где: Sвовл – площадь проекции пласта, вовлеченного в процесс разработки, м2; Sобщ – суммарная площадь проекции пласта (с учетом застойных зон изолированных пропластков линз и т.д.).
В условиях вязкой и сверхвязкой нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения наиболее применяемыми являются тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Причиной их использования является ухудшение запасов нефтяных пластов, с содержанием в добываемой продукции серы, парафинов и смол, наличие в продуктивном пласте температуры, которая близка к температуре растворения парафинов и т.д. Существуют разные методы теплового воздействия на пласт, некоторые из которых стоить выделить:
Вытеснение нефти горячей водой
Один из методов, заключающийся в закачке горячей воды через скважину в водонасыщенный пласт. Происходит отдача тепла, и пласт постепенно охлаждается. При этом образуется зона остывшей воды, имеющая пластовую температуру. В соответствии с профилями температуры и водонасыщенности участок исследуемого пласта между добывающей и нагнетательной скважиной разделяется на три зоны, среди которых: 1 – горячая вода, 2 – остывшие воды, 3 – пластовая температура [19]. В первой зоне горячая вода, которая двигается по пласту, отдает породе свою тепловую энергию, вследствие чего в направлении вытеснения температура воды постепенно снижается до величины пластовой. Нагретая вязкая нефть из зоны вытесняется горячей водой, в результате чего увеличивается фильтрация жидкости в пласте, уменьшается величина остаточной нефтенасыщенности и происходит снижение фильтрационного сопротивления в призабойной зоне.
Вытеснение нефти водяным паром
При нагнетании водонасыщенного пара нагревание пласта происходит за счет скрытой теплоты парообразования. По мере движения по пласту степень сухости пара постепенно уменьшается до его полной конденсации [20]. При процессе образования скрытой теплоты температура пароводяной смеси и пласта будет равна температуре насыщенного пара. Дальнейший прогрев продуктивного пласта и насыщающих его жидкостей осуществляется за счет теплоты горячей воды, что сопровождается снижением ее температуры до начальной пластовой.
Внутрипластовое горение
В качестве способа разработки месторождений тяжелой нефти и природных битумов используют метод внутрипластового горения, одновременно это позволяет повышать КИН. Он основан на использовании энергии, полученной в результате частичного сжигания в пласте тяжелых фракций нефти при нагнетании с поверхности окислителя и кислородосодержащей газовой смеси. Технология заключается в инициировании горения нефти в призабойной зоне зажигательной скважины при одновременном нагнетании окислителя и последующем перемещении фронта горения к пласту в добывающие скважины [21]. При этом часть пластовой нефти сгорает, а выделяющиеся в результате процесса горения газы, пар и другие компоненты эффективно выделяют из пласта углеводороды.
Термогазовая технология
В этом методе используется механизм низкотемпературного окисления нефтей и генерирования тепла непосредственно в пласте при нагнетании воздуха [22]. В результате возникновения реакции повышается температура пласта и происходит образование значительного количества газообразных продуктов окисления. Все это ведет к эффективному вытеснению нефти.
Циклическое воздействие
Циклическое воздействие используется при вводе теплоносителя в неоднородные и сложно построенные пласты, содержащие зоны аномально высокой проницаемости типа трещин, каверн, микро- и макротрещин, зон выщелачивания высокопроницаемых прослоев.
Импульсно-дозированное тепловое воздействие
Метод импульсно-дозированного теплового воздействия основан на циклической попеременной закачке в пласт теплоносителя и нагретой воды в пропорциях, которые рассчитаны для создания в пласте эффективной температуры [23]. Общий объем порции теплоносителя и холодной воды определяется по формуле:
где: Vпор – объем порового пространства пласта участка разработки, м3; m – пористость пласта, д. ед.; Тэф – эффективная температура вытеснения нефти, 0С;
Т0 – начальная температура пласта, 0С;
Рж, Рт, Рх – площадь соответственно добываемой жидкости теплоносителя и холодной воды, ккал/кг; Спл – объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостями, ккал/(м3 * ОС)
– коэффициент теплопроводности окружающих пород, ккал/(м3 * ч * ОС)
С0 – объемная теплоемкость окружающих пород, ккал/(м3 * ОС)
Н – толщина пласта, м; q – темп нагнетания агента в пласт, м3/ч; α и β – безразмерные коэффициенты
Теплоциклическое взаимодействие
Метод основан на закачке заданного количества теплоносителя в заданный участок скважин через паронагнетательную и три добывающие нефтяные скважины, сгруппированные через одну в семиточечном элементе скважин [24, 25]. При этом закачка теплоносителя в паронагнетательную скважину, расположенную в центре этого элемента, ведется постоянно в режиме ИДТВ, а в добывающие – циклически, с переменной их функции по нагнетанию теплоносителя в режиме ИДТВ и отбору нефти.
Циклическое внутрипластовое полимерное-термическое воздействие
Метод предусматривает создание в пласте оторочки горячего полимерного раствора, нагретого на поверхности, с последующим ее продвижением по пласту, закачкой необработанной холодной или же горячей водой. Данная технология предусматривает закачку через нагнетательные скважины последовательно расчетного количества теплоносителя, холодного полимерного раствора и на завершающей стадии – воды с температурой не ниже пластовой [25, 26]. Объемы закачки теплоносителя, оторочки и холодного полимерного раствора определяется по выражению:
где: Vт и Vn – объем оторочки соответственно теплоносителя и холодного полимерного раствора, м3; m – пористость пласта, д. ед.; Сск, Сн,
Сж – удельная теплоемкость (кДж/
соответственно минерального скелета нефти и теплоносителя; Sн – остаточная нефтенасыщенность, д. ед.; ρск,
ρн, ρж – плотность кг/м3 соответственно минерального скелета нефти и теплоносителя; α – отношение радиуса фронта концентрации раствора полимера к радиусу фронта возмущенной температуры в пласте; α = 1,2–1,9; Г – коэффициент Генри адсорбции полимера, м3/м3.
Расчет потерь тепла при проведении тепловых обработок пластов для повышения КИН
Для оценки эффективности применения того или иного способа теплового воздействия на продуктивный пласт необходимо определить величины потери тепла при воздействии на пласт. Далее авторы приводят математический расчет необходимых параметров, которые позволяют оценить потери тепла при паротепловых обработках, для достижения наибольшей эффективности применяемой методики и тем самым повышения величин коэффициента нефтеотдачи. Данные для расчета потерь теплоты по стволу скважины приводятся в таблице 1.
Представив, что основными способами интенсификации добычи вязкой нефти выступают тепловые методы, целесообразно оценить потери тепла при проведении мероприятия. Так, расчет потерь теплоты по стволу скважины можно определить по формуле [27]:
где: Q – потери теплоты по стволу скважины, ккал/ч; rв – внутренний радиус спущенной насосно-компрессорной трубы, м;
К – суммарный коэффициент теплопередачи, ккал/(М2*К*ч)
λп – средний коэффициент теплопроводности горных пород, ккал/(М2*К*ч)
f(t) – потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева;
Т0 – температура рабочего агента (пара) на устье скважины, К; θ0 – среднегодовая температура воздуха в районе устья скважины, К; Н – глубина интервала закачки рабочего агента, м; σ – геометрический градиент, К/м.
Суммарные потери теплоты за время прогрева определяются следующим образом:
Общее количество теплоты, подведенное к скважине, определяется применением выражением:
где: i – энтальпия пара, характеризующая его тепловые свойства; G – массовый расход закачанного пара, кг.
Q = 2776 * 300 = 8328
Количество теплоты, которое дошло до забоя скважины:
Потери теплоты составляют:
Заключение
В процессе исследования авторами было установлено, что основными методами повышения коэффициента извлечения нефти в пределах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения являются тепловые. Тепловые способы воздействия на ПЗП месторождений вязкой и сверхвязкой нефти являются основными ввиду их повышенной эффективности применения. В условиях повышенной вязкости для контроля КИН рекомендуется проводить необходимый комплекс промыслово-геофизических и трассерных исследований скважин для контроля притока УВ, что ведет к увеличению добычи нефти и газа. Рассчитанные показатели потерь теплоты при паротепловом воздействии на пласт необходимо учитывать при проведении дальнейших работ по интенсификации добычи нефти и газа.
Литература
1. Повышение эффективности разработки пермо-карбоновой залежи сверхвязкой нефти Усинского месторождения Республики Коми // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6. – С. 36–42.
2. Тараскин, Е.Н. Реализация адаптивного геологического моделирования для сопровождения разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 36–41.
3. Тараскин, Е.Н. Гибридный вариант геолого-технологического моделирования крупных объектов на примере пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 3. – С. 51–57.
4. Тараскин, Е.Н. Адаптивное прогнозирование эффективности проведения геолого-технических мероприятий в скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 7. – С. 20–25.
5. Дуркин, С.М. Воспроизведение результатов гидродинамических исследований скважины Усинского месторождения высоковязкой нефти путем численного моделирования // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. – С. 109–111.
6. Коноплев, Ю.П. Новый способ термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 3. – С. 59–60.
7. Филин В.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / В.В. Филин. – Тюмень: ТюмГНГУ. 2012. – С. 206.
8. Мусин, М.М. Разработка нефтяных месторождений: учебное пособие/ М.М. Мусин, А.А. Липаев, Р.С. Хисамов; под ред. проф. А.А. Липаева. – 3-е изд., перераб. и доп. – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2024. – 328 с.: ил., табл.
9. Табаков В.П., Малофеев Г.Е., Гуров Е.И. Термошахтная разработка нефтяных и битумных месторождений. – М.: ОАО «Всеросс. нефтегаз. научн.-исслед. ин-т», 2010. – 406 с.
10. Термошахтная разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Конопелев, В.Ф. Буслаев, З.Х. Ягубов и др. – М.: Недра, 2006. – 288 с.
11. Халимов Э.М., Акишев И.М., Жабреева П.С., и др. Месторождения природных битумов. – М.: Недра, 1983. – 192 с.
12. Увеличение нефтеотдачи пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения физико-химическими и комплексными технологиями // Журнал Сибирского федерального университета. Химия. – 2018. – Т. 11, № 4. – С. 462–476.
13. Дюбрюль О. Геостатистика в нефтяной геологии. – Москва – Ижевск: Институт компьютерных исследований. НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2009. – С. 256.
14. Фанчи Д.Р. Интегрированный подход к моделированию фильтрационных потоков. – М. – Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2010. – С. 256.
15. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / перевод с английского М. «ООО Премиум инжиниринг» 2009, с. 572.
16. Девис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии (в 2-х книгах) / Дж. С. Девис. – М.: Недра, 1990. – 745 с.
17. Савельев В.А., Токарев М.А., Чинаров А.С. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи: учебное пособие / В.А. Савельев, М.А. Токарев, А.С. Чинаров. – Ижевск: Издательский дом «Удмуртский университет», 2008. – 147 с.
18. Карлсон М.Р. Практическое моделирование нефтегазоносных пластов. – М. Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2012. – 944.[BV1]
19. Проблемы развития проекта разработки сверхвязкой нефти ОАО «Татнефть» / Н.У. Маганов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.Т. Зарипов // Нефтяное хозяйство. 2014. № 7. С. 21–23.
20. Ибрагимов Л.Х. Мищенко И.Т. Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М. Наука. 2000 – с. 414.
21. Рузин Л.М. и др. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. – Изд. 2-е, пер. и доп. / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.
22. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложно построенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. – 2-е изд., доп. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2011. – 328 с.
23. Патент РФ № 2057916. Способ разработки нефтяной залежи (технология ЦВПТВ). Кудинов В.И., Желтов Ю.В., Малофеев Г.Е. и др. Опубл. 10.04.96; БИ № 10.
24. Липаев А.А. Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2019. – 484 с.
25. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований: Удмуртский госуниверситет, 2005. – 720 с.
26. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений: 2010. – 325 с.
27. Рузин Л.М. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика) [Текст]: учеб. пособие / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк. – Ухта: УГТУ, 2014. – 127 с.
