Методы разработки вязких и высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах

Последние десятилетия развития нефтяной промышленности России характеризуются ухудшением структуры запасов нефти. Особое внимание научных работников и производственников все больше занимает проблема разработки сложнопостроенных залежей нефти и газа, сложенных карбонатными коллекторами, содержащими нефть повышенной и высокой вязкости. Запасы нефти и газа, приуроченные к таким коллекторам, с содержанием в них вязкой и высоковязкой нефти к настоящему времени составляют около 50% от всех разведанных запасов. Геолого-физическая специфика строения большинства таких залежей и свойства насыщающих их флюидов делают многие из этих запасов трудноизвлекаемыми. Во многих крупных нефтедобывающих провинциях мира (Мексика, Канада, Средний и Ближний Восток и др.) почти все основные разведанные запасы нефти приурочены к карбонатным коллекторам. В нашей стране доля трудноизвлекаемых запасов нефти в сложнопостроенных коллекторах составляет свыше 70%. Существующие в мире способы и методы разработки таких месторождений позволяют достигать конечного нефтеизвлечения не более 0,25-0,27.

Карбонатные коллекторы отличаются сложным характером строения фильтрационно-емкостной системы (ФЕС) и спецификой взаимосвязи содержащихся в них флюидов и поверхности породы-коллектора. Для карбонатных коллекторов трещинного типа свойственны:

- незначительная абсолютная величина проницаемости;

- низкая емкость трещин, не превышающая 2-3%;

- увеличение пористости за счет развития каверн;

- отсутствие связанной воды в трещинах и изолированных кавернах;

т.е. в коллекторах этого типа при низкопористой матрице вода не оказывает существенного влияния на насыщенность коллекторов углеводородом.

В порово-трещинных карбонатных коллекторах нефти и газа преобладающие фильтрационно-емкостные системы (ФЕС) образуют поровые каналы, а трещинная система имеет подчиненное значение. В трещинно-поровых карбонатных коллекторах, наоборот, основная ФЕС образована системой трещин, а подчиненное значение имеют поровые каналы.

Вышеизложенное подразделение карбонатных коллекторов представляется условным, т.к. перечисленные типы коллекторов в большинстве случаев находятся в сочетании друг с другом. Если карбонатные коллекторы порового типа по своим ФЕС приближаются к терригенным коллекторам и могут быть сопоставимы с последними, то карбонатные коллекторы (трещинные, порово-трещинные, порово-трещинно-каверновые и т.д.) называются «сложнопостроенными коллекторами» и по своему строению принципиально отличаются от терригенных.

В сложнопостроенных карбонатных коллекторах на одном участке залежи могут существовать благоприятные условия для фильтрации нефти и газа преимущественно в горизонтальном направлении, на другом участке - в вертикальном направлении, а на третьем - в «хаотичном» направлении. Карбонатные породы отличаются резкой прерывистостью строения, которая нарушает единую гидродинамическую систему залежи. Толстый массив карбонатных пород нередко переслаивается сильно уплотненными, практически непроницаемыми слоями, которые полностью исключают вертикальную проницаемость, что превращает массивную по форме залежь в пластовую. Все это сильно осложняет подсчет извлекаемых запасов, прогнозирование технологических показателей разработки и т.д. В слабопроницаемых карбонатных породах при наличии системы горизонтальных, вертикальных и смешанных трещин существенное значение играет механика капиллярной пропитки. В таких типах карбонатных коллекторов сочетаются механизмы капиллярной пропитки и «гидродинамической фильтрации». В случае «больших» трещин и наличия вертикальных трещин значительную роль играют гравитационные силы. Для карбонатных коллекторов при подсчете запасов нефти и газа, выборе технологии ее извлечения важны не только лабораторные исследования кернового материала, но и исключительно важное значение имеют методы гидравлического исследования скважин и пластов. Карбонатные коллекторы нефти и газа по всем геолого-физическим показателям уступают терригенным коллекторам. Многообразная природная неоднородность строения карбонатных продуктивных пластов сильно ограничивает возможности применения традиционных методов воздействия (внутриконтурного, площадного заводнения) для поддержания пластового давления и повышения конечного нефтеизвлечения.

Для поддержания пластового давления и повышения конечного нефтеизвлечения месторождений с указанными типами коллекторов, насыщенных маловязкой нефтью, могут применяться методы внутриконтурного заводнения. Однако, как показывает опыт разработки нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами, методы внутриконтурного и площадного заводнения для таких месторождений оказываются малоэффективными.

Месторождения с карбонатными коллекторами, содержащими нефть повышенной и высокой вязкости (30 мПа-с и более) с целью увеличения конечного нефтеизвлечения требуют применения специальных комбинированных методов воздействия (полимерных, термических и других).

Обобщенный опыт разработки нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами показывает:

1. Сложность определения значений фильтрационно-емкостных параметров (пористости, проницаемости, эффективных нефтенасыщенных толщин и др.) продуктивности пластов вследствие резкой неоднородности и отсутствии достаточно четких закономерностей изменения характера неоднородности по толщине и простиранию залежей нефти, а также достаточной информативности методов изменения этих параметров.

2 Недостаточная надежность и точность определения подсчетных параметров продуктивных пластов, величин балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа, а также прогнозируемых технологических показателей разработки (дебитов и накопленной добычи нефти, динамики обводненности добываемой продукции, темпов отбора нефти, технико-экономических показателей и др.) вследствие невысокого качества и недостаточности исходной геолого-промысловой информации.

3. Исключительная сложность геолого-физического строения продуктивных пластов с карбонатными коллекторами делает затруднительным применение традиционных методов поддержания пластового давления путем закачки воды. Плохая гидродинамическая связь с законтурной водоносной областью, характерная для большинства нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами, затрудняет успешное применение метода заводнения. В этой связи многие месторождения с карбонатными коллекторами разрабатывают на естественном режиме истощения пластовой энергии.

4. Положительные результаты достигаются в случае применения методов внутриконтурного заводнения на залежах с карбонатными коллекторами порового типа, содержащих маловязкие нефти.

5. Специфика геолого-физического строения карбонатных коллекторов, выражающаяся в резком проявлении неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в горизонтальном и вертикальном направлениях, обуславливает применение более плотных сеток добывающих и нагнетательных скважин, чем для залежей с терригенными коллекторами с аналогичными средними показателями ФЕС. При этом освоение добывающих и нагнетательных скважин, вскрывающих карбонатные продуктивные пласты, производится с применением соляно-кислотных обработок.

6. При всех примерно одинаковых значениях показателей фильтрационно-емкостных свойств терригенных и карбонатных коллекторов порового типа показатели эффективности применения заводнения (темпы добычи нефти, продуктивные уровни добычи нефти, накопленные отборы нефти, динамика обводнения добываемой продукции, коэффициенты нефтеизвлечения) для залежей с карбонатными коллекторами даже при более плотных сетках размещения добывающих и нагнетательных скважин часто оказываются хуже чем для залежей с терригенными коллекторами. Еще более сложное состояние с разработкой сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К коллекторам сложнопостроенного типа относятся резко неоднородные трещиновато-поровые кавернозные известняки и доломиты, сильно глинистые песчаники, слабопроницаемые алевролиты и др. Осложняющие геолого-физические факторы часто сочетаются с неблагоприятными свойствами нефтей - повышенной и высокой вязкостью в пластовых условиях, большим содержанием асфальто-смолистых и парафиновых компонентов, сероводорода и др.

Значительно осложняют технологию разработки месторождений температурные условия в пласте, близкие к температуре начала выпадения парафина. К осложняющим факторам относятся также сильная геолого-литологическая расчлененность лекторов, многопластовость продуктивных горизонтов, наличие обширных водоплавающих зон, газовых шапок, низкое газосодержание нефтей и т.д. В качестве примера можно привести геолого-литологический профиль Чутырско-Киенгопского нефтяного месторождения Удмуртии.

Продуктивный пласт этого месторождения представляет собой сложный «слоеный пирог», состоящий из чередования продуктивных слоев, разделенных друг от друга плотными непроницаемыми слоями с наличием газовой шапки и подошвенных вод. Перечисленные сложности строения коллекторских продуктивных пластов дополняются трудноизвлекаемыми свойствами насыщающих их нефтей - повышенной (10-30 МПа*с), высокой (более 30 мПа-с) вязкостью, содержанием серы, парафино-смолисто-асфальтеновых компонентов и др.

Применение в этих условиях традиционных способов и методов разработки не приводит к удовлетворительным результатам ни по уровням добычи нефти, ни по достигаемым коэффициентам нефтеизвлечения. Не дает большого эффекта даже применение плотных сеток скважин. Все опытные работы для поддержания пластового давления, интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеизвлечения с использованием закачки воды в нефтяную и поднефтяную часть, закачка газа и воздуха в нефтяную часть и другое не давали ожидаемых положительных результатов, т.к. закачиваемый рабочий агент быстро прорывался по наиболее проницаемым участкам пласта, по которым нефть была отобрана, к добывающим скважинам, не проникая в менее проницаемые нефтесодержащие части коллектора и не влияя на эффективность разработки. Отрицательным фактором, влияющим на механизм нефтевытеснения и нефтеотдачу при всех режимах дренирования пласта, является повышенная и высокая вязкость нефти в пластовых условиях. Повышенная и высокая вязкость нефти при прочих равных условиях является главной причиной уменьшения дебитов нефти скважин, удлинения срока разработки месторождения и снижения конечного нефтеизвлечения.

При этом, чем выше вязкость нефти, тем быстрее происходит прорыв воды к добывающим скважинам и, следовательно, тем меньше достигаемая безводная добыча нефти. При расчетах прогнозирования процесса вытеснения нефти рабочими агентами (водой, полимерными растворами и т.д.) принято считать, что при прочих равных условиях процесс нефтевытеснения зависит от отношения их вязкостей. При этом, чем выше отношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента, тем ниже темпы добычи нефти и достигаемая нефтеотдача за экономически целесообразный период разработки месторождения.

Как показывают экспериментальные исследования, имеет значение не только отношение вязкостей, но и абсолютные значения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей. Значительные осложнения при разработке нефтяных месторождений вызывают: высокое содержание в нефти сероводорода, величина обширных водоплавающих зон, газовых шапок, большое содержание в продуктивном пласте глинистого материала, аномальное высокое давление и т.д. Научно обосновано, что в условиях неоднородного карбонатного трещинно-кавернозного пласта, содержащего вязкую нефть или нефть повышенной вязкости, необходимо учитывать так называемую «вязкостную» неустойчивость, влияние сильной неоднородности пласта и неблагоприятного явления реологии из-за температурных влияний. Поэтому не существует одного универсального подхода для рациональной разработки всех типов месторождений сложного геологического строения с трудноизвлекаемыми нефтями.

В каждом отдельном случае должен применяться индивидуальный подход, основанный на детальном изучении особенностей данной залежи нефти.

Многообразие осложняющих факторов при разработке месторождений сконцентрировано на нефтяных месторождениях Удмуртии. Если доля трудноизвлекаемых запасов в России составляет около 50% остаточных запасов нефти, то в Удмуртии - около 70%.

Большинство нефтяных месторождений Удмуртии относится к сложнопостроенным, имеющим осложненные физико-геологические условия в продуктивных пластах. К осложняющим особенностям нефтяных месторождений Удмуртии относятся: сильная геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость в продуктивных зонах, наличие газовых шапок и больших водоплавающих зон, низкое газосодержание, значительное содержание в нефти асфальто-смоло-парафиновых соединений, а новое - преобладание карбонатных коллекторов, содержащих нефть повышенной и высокой (до 180 мПа-с) вязкости.

Начиная с 1973 года производственное объединение «Удмуртнефть» вело освоение таких месторождений в условиях почти полного отсутствия мирового опыта успешной их разработки. В этой связи первоначальные проекты для основных месторождений Удмуртии были составлены отраслевыми института с расчетом на достаточную эффективность их разработки с применением традиционных методов заводнения и редкой сеткой скважин (500x500; 600x600).

Однако с самого начала освоения стало ясно, что для таких сложных месторождений с карбонатными коллекторами, насыщенных вязкими и высоковязкими нефтями, методы заводнения, и естественные режимы разработки приведут к низким коэффициентам нефтеизвлечения и будут нерентабельными. Не дали большого эффекта и промысловые испытания известных тепловых методов увеличения нефтеизвлечения и холодного полимерного заводнения, так как в них слабо срабатывает механизм вытеснения вязкой нефти из низкопроницаемых блоков (матриц) трещиновато-порового карбонатного коллектора и большая глубина залегания залежей (1200-1500 м), так как предельная глубина залегания залежей нефти для применения теплоносителей принята 700-800 м. Ниже приводятся обобщенные физико-геологические параметры эксплуатационных объектов нефтяных месторождений Удмуртии.

Для рациональной разработки таких месторождений необходимо было создать принципиально новые технологии с учетом специфики их геолого-физического строения и качества нефтей.

Требовалось найти средства для снижения вязкости нефти, отношения вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента, приемы борьбы с сильной неоднородностью продуктивного пласта и увеличения охвата пласта рабочим агентом.

В результате проведенного анализа существующих технологии, теоретических и промысловых исследований были обоснованы и созданы принципиально новые технологии, не имеющие аналогов в мировой нефтяной практике, которые успешно прошли промысловые испытания и промышленное внедрение.

Научно обоснованы, созданы и внедрены в производство принципиально новые высокоэффективные технологии термоциклического и термополимерного воздействия на сложнопостроенные карбонатные пласты с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти:

технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт - ИДТВ (патент РФ № 1266271, 1984 год, авторы В.И. Кудинов, В.С. Колбиков и др.);

Таблица 22. Мишкинское нефтяное месторождение

№ п/п	Наименование параметра	Яснополянский надгоризонт Пласты	Турнейский ярус черепецкий горизонт
		Тл-1, Т, Б
	Средняя глубина, м
	Тип залежи	Пластовая	Массивная
	Абсолютная отметка ВНК, м	-1327,5	-1358
	Средневзвешенная нефте-насыщенная толщина, м	5,5
	Проницаемость, 10-3 мкм2
	Гидропроводность, мкм2-см/(мПа-с)	2,2	3,9
	Пористость, %	14,0	16,0
	Начальное пластовое давление, мПа	15,5	16,12
	Давление насыщения, МПа	10,5	9,7
	Пластовая температура, °С	31,0	32,0
	Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с	34,2	73,2
	Газонасыщенность, м3/т	12,2	7,0
	Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,9	0,91
	Содержание серы, %	3,5	3,8

 

Таблица 23. Лиственское нефтяное месторождение

 

№ п/п	Наименование параметра	Единица измерения	Объект
Верей-башкирский	Визейский	Турнейский
	Средняя глубина залегания	м
	Тип залежи	-	массивно-пластовый	Пластовый	массивно-пластовый
	Тип коллектора	-	карбонатный	терриген-ный	карбонатный
	Средняя общая толщина	м	11,7	12,5	12,8
	Средняя нефтена-сыщенная толщина	м	7,0	7,8	6,9
	Пористость	%
	Средняя нефтена-сыщенность	%
	Проницаемость	мкм2	0,075	0,458	0,056
	Коэффициент расчлененности	-	1,48	2,69	2,34
	Пластовая температура	°С
	Начальное пластовое давление	МПа	11,5	14,6	15,8
	Давление насыщения	МПа	4,3	5,6	5,8
	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа-с	32,8	35,2	33,4
	Плотность нефти в пластовых условиях	г/см3	0,892	0,894	0,883
	Плотность нефти в поверхностных Условиях	г/см3	0,896	0,902	0,915
	Объемный коэффициент нефти	-	1,021	1,020	1,014
	Содержание серы в нефти	%	1,96	2,22	1,8
	Газосодержание	м3/т	10,9	10,6	6,8

 

Таблица 24. Гремихинское нефтяное месторождение

 

№ п/п	Наименование параметра	Единица измерения	Числовое значение
	Средняя глубина залегания	м
	Тип коллектора		Карбонатный порово-трещинный
	Тип залежи	массивный	с подошвенной водой
	Отметка ВНК	м
	Средняя общая толщина	м
	Нефтенасыщенная толщина	м	24,4
	Пористость	%
	Проницаемость	мкм2	0,105
	Коэффициент песчанистости Коэффициент расчлененности	доли единицы	0,541   8,75
	Начальная нефтенасыщенность	доли единицы	0,839
И	Плотность нефти в пластовых условиях	г/см3	0,897
	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа-с
	Газосодержание	м3/т	6,5
	Начальное пластовое давление	МПа	12,5
	Пластовая температура	°С
	Давление насыщения	МПа	5,04
	Объемный коэффициент нефти	доли единицы	1,025
	Коэффициент температурного расширения пород нефти воды (пластовой)	1/°С	6*10-6 8,1*10-4 0,4*10-3
	Коэффициент теплопроводности пород (при 90° С) нефти (при 200° С) воды (пластовой при 200° С)	кДж/(м-час-°С)	8,65-10,7 0,39 2,02
	Плотность коллекторских пород окружающих пород	кг/м3

 

Таблица 25. Нефтяные месторождения Удмуртии с повышенной и высокой вязкостью нефти

 

№ п/п	Месторождение, площадь	Объект разработки	Плотность, Кг/м3	Динамическая вязкость, мПа-с	Содержание
асфальтены	смолы	парафины	сера
	Киенгопское	Яснополянский		58,9	4,9	18,29	3,29	3,03
	Рудинский купол	Турней-ский		78,8	4,4	16,33	5,2	2,77
	Лиственское	Турнейский		33,4	5,3	19,85	2,78	4,52
	Ельниковское	Турнейский		22,9	8,9	16,8	3,0	3,05
	Кырык-масское	Турнейский		41,2	6,9		2,65	2,42
	Сундурско-Нязинское	Яснополянский		60,9	3,1	21,3	4,3	3,17
	В-Красногорское	Яснополянский		99,7	2,0	14,2	1,7	3,35
	Мещеря-ковское	Турнейский		309,7	5,4		4,43	2,9
	Гремихинское	Верейский Яснополянский	915 909	158,8 100,6	3,75 4,2	25,2	3,4 2,48	3,1 2,56
	Динтемская	Турней-ский		339,5	5,45	26,0	4,86	3,27
	Шаркан-ская	Вендский		281,5	6,25	24,5	0,67	0,28
	Чутырское	Яснополянский Турнейский		39,2 339	6,57 3,45	21,12 15,55	3,81 4,67	3,26 3,0
	Ижевское	Верейский		30,2	4,0	16,3	4,9	2,2
	С. Ижевское	Верейский		33,3	2,95	16,56	4,27	2,52
	Лудошурское	Башкирский		26,4
	Котовское	Яснополянский		30,0	5,82	22,4	4,68	2,82
	Мищкин-ское	Яснополянский Турнейский	914 927	35,4 75,68	5,51 4,78	17,37 29,61	4,8 5,0	2,93 3,34
	Ончугин-ское	Яснополянский		40,1	6,79	24.48	3,78	2,63

 

Таблица 26. Геолого-физические параметры залежей нефти месторождений ОАО «Удмуртнефть»

Тип коллектора	Карбонатный (84,4) терригенный (15,6)
Нефтенасыщенная толщина, м карбонатного коллектора терригенного коллектора	1,5-21,0 1,1-9,0
Проницаемость, мкм2 карбонатного коллектора терригенного коллектора	0,050-1,300 0,050-0,830
Средний дебит нефти, т/сут	3,7
Плотность нефти, г/см3	до 0,986
Вязкость в пластовых условиях, мПа-с	3,6-180
Содержание парафина, % Содержание серы, %	2,2-6,6 1,5-3,2
Газонасыщенность, м3/т	5-20
Состав растворенного газа, % * метана азота	12-15 до 80
Калорийность газа, тыс.ккал/м3	3,5
Содержание ванадия, г/т Гремихинское Мишкинское
Промышленные запасы гелия в растворенном газе, млн.м3 (5 месторождений)
Пластовая температура, °С	28-32

 

технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузой - ИДТВ(П) (патент РФ № 1365779, 1985 год, авторы В.И. Кудинов, В.С. Колбиков);

технология комбинированного теплоциклического воздействия на пласт через системы нагнетательных и добывающих скважин - ТЦВП (патент РФ № 1744998, 1990 год, авторы В.И. Кудинов, В.С. Колбиков и др.);

технология термополимерного воздействия на залежи вязкой нефти - ТПВ (патент РФ № 860553, 1979 год, авторы К).В. Желтов, В.И. Кудинов и др.);

способ термополимерного воздействия с добавками полиэлектролита - ТПВПЭ (патент РФ № 1716861, 1989 год, авторы Г.Е. Малофеев, В.И. Кудинов, Ю.В. Желтов);

способ циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия - ЦВПТВ (патент РФ № 2057916, 1993 год, авторы В.И. Кудинов, Ю.В. Желтов, Г.Е. Малофеев);

новый метод повышения нефтеизвлечения с использованием жидкофазного окисления (ЖФО) (патент РФ № 1475217, 1986 г., авторы В.И. Кудинов, В.И. Иванов, А.М. Гусейн-Заде и др.).

⇐ Предыдущая52535455565758596061Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: