Применение в работе исследования влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистой нефти в коллекторе

Итак, величина проницаемости пород коллектора в значительной степени определяет скорость подачи воды, которую можно поддерживать в нагнетательной скважине при данном давлении на вскрытой поверхности пласта. При установлении пригодности конкретного коллектора для заводнения разработчик месторождения должен вычислить максимально допустимое давление подачи, учитывая глубину залегания, а также соотношение скорости и расстояния между скважинами на основе данных о давлении и проницаемости, что позволит оценить необходимость дополнительного бурения скважин для завершения программы заводнение в установленные сроки. Расположение скважин для нагнетания воды имеет большое значение.

Скорость нагнетания воды зависит от эффективной проницаемости, вязкости воды и нефти, эффективного радиуса скважины, давления в коллекторе и приложенного давления воды и как выяснилось из исследования на месторождении Узень, от температуры нагнетаемой воды.

В расчете, который, проводится в этой работе, предлагается учесть расстояния между скважинами и температурный коэффициент. Для расчета температурного коэффициента использовались графики на рисунке 3.7. По точкам на графике было вычислено среднее значение температурного коэффициента:

Где – изменение дебита нефти при нагнетании холодной воды (в %);

– изменение дебита нефти при нагнетании горячей воды (в %);

n- количество реализаций опыта.

Данные для расчета сведены в таблицу 3:

Таблица 3 Опытные данные и расчет температурного коэффициента

№		Горячая вода	Холодная вода	Х/Г
1	8+14 горизонты	0,97	0,93	0,958763
2		1,23	1,02	0,829268
3		1,55	1,1	0,709677
4		1,46	1,12	0,767123
5	15+16 горизонты	0,6	0,39	0,65
6		0,89	1,51	1,696629
7		0,38	1,27	3,342105
			Σ/n	1,279081

Обычно если коллекторы протяженные и сравнительно большой площади, скважины образуют симметричную и взаимосвязанную сеть. Выбирается одна из четырех систем расположения скважин: линейная рядная, зигзагообразная, пятиточечная и семиточечная (см.рис. 3.8):

Рисунок 3.8 Четыре основные системы расположения скважин при заводнении: а- линейная рядная, б- зигзагообразная, в- пятиточечная, г- семиточечная

Для регулирования разработки заводнением важно подобрать оптимальную плотность сетки. Проблема влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу является одной из основных в теории разработки нефтяных месторождений.

Плотность оказывается влияние на уровень добычи нефти из пласта, на конечную нефтеотдачу и на экономические показатели разработки нефтяного месторождения.

Расстояние между скважинами играет важную роль, так как чем больше это расстояние, тем больший объем нефтеносных пород в так называемых тупиковых и застойных зонах не будет вырабатываться, поскольку выработка запасов нефти происходит только в зоне продвижения воды, кроме того, когда толщина пластов на коротких расстояниях резко изменяется и они замещаются или имеют линзовидное залегание, сгущение сетки скважин приводит к вскрытию новых прослоев и линз песчаников, которые при более редких сетках пропускаются.

В настоящее время расстояние между скважинами определяется в зависимости от средней проницаемости объекта совместной разработки, которая, как правило, близка к проницаемости высоко­продуктивных пластов.

Поэтому с самого начала величина плотность сетки скважин оказывается недостаточной для вовлечения в разработку малопроницаемых коллекторов, содержащих на разных площадях и месторождениях до 15...30 % балансовых запасов нефти объекта разработки. Необходимость дальнейшего уплотнения сетки скважин для их выработки очевидна, но довольно затратна и не всегда актуальна в виду обводненности пластов.

При разработке малопродуктивных пластов, характеризующихся высокой неоднородностью, целесообразно применение с самого начала процесса разработки площадных систем заводнения в сочетании с «гибкими» сетками скважин. Применение равномерных сеток при этом дает возможность создать серии взаимосвязанных, различных по интенсивности воздействия, последовательно и логично переходящих один в другой вариантов размещения добывающих и нагнетательных скважин.

Для равномерной сетки скважин средние расстояния между скважинами вычисляют по следующей формуле [19]:

Где l – в м.;

а - коэффициент пропорциональности;

Sc – площадь объекта разработки, приходящая на одну скважину (если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающий и нагнетательный скважин на месторождении n, то в ряде случаев используют Scд – площадь нефтеносности, приходящуюся на одну добывающую скважину), в м²/скв.

Формулу можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Именно в эту формулу и добавляется температурный коэффициент, тогда формула примет вид:

Для примера, рассчитаем расстояние между скважинами на нефтегазоконденсатном месторождении с парафинистой нефтью без и с учетом введенного температурного коэффициента. Месторождение имеет 3 нефтегазоконденсатных залежи, глубина залегания углеводородов варьируется от 1000 до 2950 метров, основной областью добычи является горизонт, характеризующийся наличием проницаемого песчаника, продуктивные залежи компактно расположены на небольшой географической территории. Данные по месторождению представлены в таблице 4:

Таблица 4. Геолого-техническая характеристика эксплуатационных скважин для разработки месторождения

Пласт	1	2	3
Средняя глубина залегания, м	2710	2740	2770
Тип залежи	Нефтегазоконденсат, пластовая сводовая	Нефтегазоконденсатная, пластовая сводовая, литологически экранированная
Тип коллектора	терригенный
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2	208917	130796	123195
Средняя общая толщина, м	24,2	21,6	17,5
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	3,69	2,73	3,16
Пористость, %	16	15	15
Проницаемость, мкм2	0,029	0,013	0,004
Начальная пластовая температура, ⁰С	75,6	75,8	76,4
Начальное пластовое давление, МПа	28,32	28,53	28,70
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с	4,27	8,019	11,91
Вязкость нефти в поверхностных условиях, сСт	6,904	параф.	параф.
Температура нагнетаемой холодной воды, ⁰С	10	10	10
Температура нагнетаемой горячей воды, ⁰С	96	96	96
Расчлененность	1-10	1-9	1-7

Спроектируем процесс заводнения для месторождения.

Для того чтобы выбрать систему разработки необходимо проанализировать начальные характеристики месторождения: согласование выдержанности пласта, расстояния между скважинами, анизотропию пласта,

фазовую проницаемость, свойства флюида, угол падения пласта, начальную газонасыщенность.

По характеру природного резервуара выделяется три типа залежей (данные типы были предложены в 1951 г. Бродом И.О., учеником академика Губкина и прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть, и газ): пластовые залежи, массивные залежи и литологически ограниченные со всех сторон залежи. На представленном месторождении залежи пластовые сводные. Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.  Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи (на месторождении присутствуют залегания обоих видов). Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки. На рисунке 3.9 приводится схема пластовой сводовой залежи [20].

Рисунок 3.9 Принципиальная схема сводовой пластовой залежи ( по Н.А. Еременко): 1- подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела; контуры газоносности: 2-внешний, 3- внутренний; 4- поверхность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5- внешний (контур газовой шапки), 6 – внутренний; 7,8,9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11- общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12- газовая, 13- газонефтяная, 14- нефтяная, 15- водонефтняная.

Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта (ВНК) с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности.

Воспользуемся оценочной классификацией песчано-алевролитовых коллекторов нефти и газа (по А.А.Ханину, 1969 г.), представленной в таблице 5 и определим, к какому классу относится коллектор нашего месторождения [21].

Таблица 5 Оценочная классификация песчано- алевритовых коллекторов нефти и газа (по А.А.Ханину, 1969 г.)

Класс	Порода	Пористость эффективная, %	Проницаемость по газу, ×10-12 м2 (10-3 мкм2)	Проницаемость
I	песчаник ср/з песчаник мел/з алевролит кр/з алевролит мел/з	16,5 20 23,5 29	1	очень высокая
II	песчаник ср/з песчаник мел/з алевролит кр/з алевролит мел/з	15-16,5 18-20 21,5-23,5 26,5-29	0,5-1	высокая
III	песчаник ср/з песчаник мел/з алевролит кр/з алевролит мел/з	11-15 14-18 16,8-21,5 20,5-26,5	0,1-0,5	средняя
IV	песчаник ср/з песчаник мел/з алевролит кр/з алевролит мел/з	5,8-11 8-14 10-16,8 12-20,5	0,01-0,1	пониженная
V	песчаник ср/з песчаник мел/з алевролит кр/з алевролит мел/з	0,5-5,8 2-8 3,3-10 3,6-12	0,001-0,01	низкая
VI	песчаник ср/з песчаник мел/з алевролит кр/з алевролит мел/з	0,5 2 3,3 3,6	<0,001	обычно не имеет промышленного значения

Тип коллектора месторождения терригенный (представлен песчано-алевролитовыми породами), свойства его определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.

В терригенных коллекторах (как в нашем расчете) не следует повышать пластовое давление выше начального более чем на 10-15 %.

Коллектор месторождения относится ко II классу песчано-алевролитовых коллекторов нефти и газа, проницаемость пластов высокая, залежи расположены на небольшой географической территории.

На средних и небольших по размеру залежах обычно применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3-4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5-7). При небольшой вязкости нефти (до 3—5 мПа • с) для объектов с относительно однородным строением пластов системы заводнения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5— 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна повышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2—3 км и менее [22].

На месторождении нефть вязкая, парафинистая, что предполагает более активную систему заводнения. Выбор блокового заводнения также обуславливается тем, что данная система может проектироваться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение такой системы дает возможность осваивать блоки нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды. При недостаточной геологической неоднородности, для блоковой системы, можно, в значительной степени, восполнить в процессе разработки путем развития и совершенствования всей системы, что подходит для нашего сравнительного анализа. К тому же такой тип заводнения подходит для многопластовых залеганий и позволяет применять совместно с ним различные методы повышения нефтеотдачи.

Выбираем трехрядную блоковую систему. Чтобы еще раз проверить выбор сверяем данные о нефтегазоконденсатных пластах с таблицей 6 «Критерии выбора типовых методов заводнения» (из учебника Хисамова Р.С. «Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием») [8]:

Таблица 6 Критерии выбора типовых методов заводнения

Параметры	Методы заводнения
	Площадные	Однорядные избирательные с раздельной закачкой по пластам	Трехрядные избирательные с раздельной закачкой по пластам	Трехрядные в сочетании с очаговыми	трехрядные	пятирядные	Законтурные в сочетании с очаговыми	Законтурные
Ширина залежей, км	>4	>4	>4	>4	>4	>4	<4	<4
Коэффициент продуктивности, т/(сут·МПа)	<20	<20	20…100	20…100	20…100	>100	>20	>20
Вариация продуктивности, %	60	60	60	30…60	30…60	30	-	-
Соотношение вязкости нефти и воды	>10	>10	<10	>10	<10	<10	<30	<30
Коэффициент воздействия	>0,7	<0,7	<0,7	>0,7	>0,7	>0,7	<0,7	>0,7
Коэффицент расчлененности	<3	>3	>3	-	-	-	-	-

Для нашего месторождения подходит трехрядная система, т.к. соотношение вязкости нефти и воды < 10, расчлененность пластов варьируется от 1 до 10, коэффициент продуктивности в пределах 30-100 т/(сут·МПа).

Расположение скважин при трехрядной системе показано на рисунке 3.10:

Рисунок 3.10 Схема трехрядной системы разработки месторождения заводнением

Общее количество пробуренных скважин будет равно: n=27. Из них нагнетательных скважин n_н= 9, добывающих скважин n_д= 18.

Для равномерной сетки скважин средние расстояния между скважинами вычисляют по следующей формуле:

Где l – в м.;

а - коэффициент пропорциональности;

Sc – площадь объекта разработки, приходящая на одну скважину (если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n, то, .

Рассчитываем площадь объекта разработки на одну скважину для трех пластов:

Коэффициент пропорциональности примем равным 1 (расчет в масштабе 1:1).

Тогда расстояние между скважинами при нагнетании холодной воды будет равно:

В эту формулу в работе предполагается ввести температурный коэффициент, тогда формула примет вид:

Расстояние между скважинами при нагнетании горячей воды будет равно:

Проанализировав полученные значения можно сделать вывод, что при учете в расчетах температуры нагнетаемой воды расстояние между скважинами можно увеличить в 1,3 раза, т.к. увеличился охват площади каждой нагнетательной скважины. Увеличение расстояния между скважинами позволит сделать сетку скважин менее плотной и сократить затраты на бурение дополнительных скважин.

Проверим насколько увеличился охват площади каждой нагнетательной скважиной, рассчитаем скорость фильтрации нагнетаемой жидкости в пористой среде пласта с помощью закона Дарси:

где p — давление в жидкости,

g — ускорение свободного падения,

µ — коэффициент вязкости жидкости,

k — коэффициент пропорциональности, называемый проницаемостью пористой среды.

Градиент давления рассчитаем по формуле:

grad=DР/L,

Где DР =P_пл.л.н—Р_заб.д— перепад давления между контуром питания и зоной отбора;

Р_пл.л.н—пластовое давление на контуре питания (при заводнении—на линии нагнетания воды);

Р_заб.д—забойное давление в добывающих скважинах;

L—расстояние между контуром питания и зоной отбора.

Пластовое давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в условиях заводнения, признано целесообразным поддерживать на 10—20 % выше начального пластового.

Для 1 пласта:

Для 2 пласта:

Для 3 пласта:

Для нагнетания холодной воды:

1 пласт:

2 пласт:

3 пласт:

Для нагнетания горячей воды:

1 пласт:

2 пласт:

3 пласт:

Для холодной воды (10⁰С):

1 пласт:

2 пласт:

3 пласт:

Для горячей воды (95⁰С):

1 пласт:

2 пласт:

3 пласт:

На основе полученных данных построим сравнительную характеристику скоростей фильтрации при нагнетании в пласт горячей и холодной воды (рис.3.12):

Для увеличения охвата продуктивных пластов в нефтепромысловой практике широко используют различные модификации теплового воздействия на пласты: вытеснение нефти паром, закачка горячей воды, внутрипластовое горение. В процессе нагнетания в пласт высокотемпературных рабочих агентов, последние практически способствуют проведению всех известных переходами, позволяющими значительно увеличить нефтеотдачу.

В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду, не доводя ее до температуры кипения, так как при высоких давлениях (например, 25,0 МПа) энтальпия пара, горячей воды или паропроводящей смеси практически не различается. Вместе с тем при воздействии на глубокозалегающие пласты высокотемпературной водой улучшаются параметры эксплуатации как наземного, так и подземного оборудования. При вытеснении нефти нагретой водой (при отсутствии испарения) на процесс оказывают воздействие следующие факторы: снижение отношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, изменение относительных проницаемостей, а также термическое расширение нефти и воды.

Рисунок 3.13 Влияние различных процессов на эффективность вытеснения нефти нагретой водой при отсутствии испарения: 1- термическое расширение, 2- уменьшение вязкости, 3- смачиваемость, 4 - межфазовое натяжение в системе нефть-вода (в некоторых случаях)

Уменьшение отношения вязкостей приводит к снижению степени неоднородности пласта и соответственно к увеличению охвата пласта воздействием. Основным отличием вытеснения нефти нагретой водой от изотермического вытеснения является наличие теплопереноса от зоны с повышенной температурой, откуда нефть уже вытеснена, к еще холодной зоне, где нефть с трудом поддается вытеснению. Такой теплоперенос за счет чистой теплопроводности через твердую породу и жидкости или за счет естественной конвенции, испарения и конденсации увеличивает подвижность вязкой нефти относительно подвижности воды и, следовательно, увеличивает охват пласта вытеснением.

Промышленный эксперимент по вытеснению нефти горячей водой на Арланском месторождении показал, что нагнетание горячей воды увеличивает охват пласта заводнением и удельную проницаемость пластов, в среднем, соответственно на 45 %. Сопоставление фильтрационных параметров пласта по скважинам до и в процессе теплового воздействия показало, что его гидропроводность увеличивается примерно на 25 %. Это объясняется повышением температуры пласта, которое уменьшило относительную вязкость, увеличило сечение пор, вследствие разрыва пленки нефти и отрыва ее от стенок породы, а также увеличением капиллярной пропитки.

В результате анализа были установлены технологические показатели разработок для различных месторождений с применением теплоносителей, методов ПНП и применением тепловых методов. Они зависят от толщины пласта, глубины его залегания, начального нефтесодержания (произведение пористости на нефтенасыщенностъ), вязкости пластовой нефти, особенно при высоких ее значениях, значительно влияющей на нефтеотдачу;

При вытеснении нефти теплоносителями существует оптимальное значение толщины пласта, соответствующее максимуму нефтеотдачи. Оно находится в интервале 15...30 м и зависит от начального нефтесодержания. Чем хуже коллекторские свойства, тем больше толщина для эффективной разработки, в пластах небольшой толщины высокая технологическая эффективность может быть достигнута сгущением сетки скважин, в пластах большей толщины рекомендуется разрежать сетку скважин, особенно в глубокозалегающих пластах;

Теплообмен между слоями вызывает ускорение перемещения тепловых зон в малопроницаемых слоях, в результате чего степень неоднородности снижается.