Скважинная разработка битумных месторождений.

4.1. Геолого- физические требования к выбору объектов для термического воздействия с использованием скважин

4.1.1. НЕКОТОРЫЕ ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЕРМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ[26]

На основе теоретических, экспериментальных и опытно-промыш­ленных работ по термическим методам добычи нефти в различных физико-геологических условиях как в СНГ, так и за рубежом накоплен определенный опыт, позволяющий использо­вать полученные данные при проектировании разработки новых нефтяных месторождений тепловыми методами.

Термические методы — это методы, при которых проявляется активный процесс воздействия на нефтяной пласт. В зависимости от создаваемой температуры в пласте происходит крекинг, пиро­лиз, высоко- и низкотемпературное окисление, термическое расши­рение, дистилляция, испарение и другие процессы, обусловливаю­щие практически все известные механизмы нефтеотдачи пласта. С вводом в пласт тепла с поверхности или генерацией непо­средственно в нем тепловой энергии активизируются фазовые пе­реходы. Последние свойственны как жидкой (нефть, газ, вода), так и твердой (скелет породы) фазе пластовой системы. Порода и отдельные компоненты нефти могут проявлять каталитические свойства, т. е. скорость окислительных реакций (при внутрипластовом горении) будет изменяться, что необходимо учитывать при проектировании и промышленном внедрении процесса. От состава продуктивных пород, и особенно содержания в цементирующем материале монтмориллонитовых глин, зависит степень их набуха­ния при соприкосновении с конденсатом паровой фазы и, следова­тельно, обусловлено снижение проницаемости пород и эффектив­ности термического процесса. Вместе с тем характеристика пород и насыщающих жидкостей влияет на скорость окислительных ре­акций, активизацию процессов выщелачивания пород и увеличе­ние проницаемости, образование углекислоты и поверхностно-ак­тивных веществ, что в совокупности приводит к увеличению неф­теотдачи пластов.

В то же время характер термического процесса зависит от структуры пород (особенно наличия трещин) и их цементации. Нередко цементирующим веществом является высоковязкая нефть. При ее вымывании теплоносителем нарушается структура пород, резко возрастает пескопроявление в скважинах. Об этом, в част­ности, свидетельствует опыт нагнетания пара на месторождениях Кенкияк (Казахстан), Малгобек-Вознесенском (Чечня), Каражанбас, Южный Бугундырь (Краснодар­ский край) и применения внутрипластового горения на Павловой горе (Краснодарский край) и Харасаны (Азербайджан).

 

Кроме того, в процессе непрерывного нагнетания высокоподвижных рабочих агентов (пар, воздух и др.) в макротрещиноватые породы эффективность мер по регулированию термического воздействия на пласт снижается. Однако в результате правильного применения указанных природных факторов может существенно повыситься эффективность метода. Например, используя природные высокопроницаемые каналы в карбонатных трещиновато-поровых коллекторах (Зыбза, Усинское и др.), можно при­менять их как коммуникации для подачи теплоносителя в пласт и организации различных модификаций циклического паротеплового воздействия на пласт.

В результате кондуктивного и конвективного тепло- и массопереноса разогреваются малопроницаемые блоки, из которых нефть поступает в макропоровые каналы, по которым она филь­труется достаточно легко к эксплуатационным скважинам. Сле­дует отметить, что эта особенность, когда макротрещиноватость играет положительную роль при нагнетании рабочих агентов в пласт, присуща только термическим процессам.

Таким образом, от состава и свойств пород, их структурных особенностей и насыщающих жидкостей может существенно за­висеть ход термического процесса.

Важный критерий, влияющий на технико-экономические показатели термических методов добычи нефти, — максимальное ис­пользование тепловой эффективности процесса.

К одной из главных особенностей механизма нефтеотдачи при термическом воздействии, которую необходимо учитывать при про­ектировании, относится отставание зоны теплового фронта от гид­родинамического. В результате большая часть тепла остается не­использованной в процессе извлечения нефти из недр.

В пласте формируется несколько характерных зон, отличаю­щихся температурой, насыщенностью, фазовым состоянием плас­товых систем и полнотой извлечения нефти. Экспериментальные и промысловые исследования показывают, что при непрерывной по­даче тепла эффективность прогрева пласта снижается.

В зависимости от параметров закачки рабочих агентов, сетки. скважин и физико-геологических характеристик продуктивных пла­стов по истечении времени наступает динамическое равновесие между количествами вводимого в пласт тепла и рассеивающейся тепловой энергией в окружающие породы. Движение теплового фронта резко замедляется.

Кроме того, вследствие непрерывного нагнетания теплоноси­теля к завершению процесса разработки в пласте остается значи­тельное количество тепловой энергии, которую нельзя использо­вать. Следовательно, главная задача проектирования разработки нефтяных месторождений термическими методами заключается в наиболее эффективном использовании вводимой в пласт или ге­нерируемой непосредственно в пласте тепловой энергии в конкрет­ных геолого-физических условиях.

Именно тепловая эффективность процесса обусловливает ра циональность разработки нефтяных месторождений. На тепловую эффективность вне зависимости от применяемой технологии су­щественно влияют плотность сетки скважин, система их размеще­ния, толщина пластов, объединенных в один объект разработки, их расчлененность, толщина непроницаемых разделов и др.

 

4.1.2.ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ[26]

На процесс разработки месторождения тепловыми методами боль­шое влияние оказывают природные факторы.

Опыт промышленного внедрения термических методов повыше­ния нефтеотдачи пластов позволяет утверждать, что эффектив­ность их применения зависит от физико-геологических условий нефтяного пласта. Например, эффективность процесса внутрипла-стового горения зависит не только от характеристик породы и жидкости, но также от начальной температуры пласта, компонент­ного состава нефти, ее реакционной способности, содержания и породе горючих органических веществ (пириты, уголь,сера и др.).

Все многообразие использования геолого-геофизнческих факто­ров, которые могут значительно повлиять на эффективность тер­мических методов добычи нефти, перечислить трудно. Здесь важно то обстоятельство, что опыт исследований по изучению влияния этих факторов на технологическую эффективность термических методов на месторождении Зыбза и полученные результаты ис­пользуют при тепловых методах разработки на других месторож­дениях.

Опытно-промышленные работы по термическим методам до­бычи нефти проведены на объектах, характеризующихся большим разнообразием физико-геологических условий.

Всюду, где удалось освоить нагнетательные скважины и обес­печить их номинальную приемистость, была получена дополни­тельная добыча нефти и увеличение нефтеотдачи. По техноло­гическим показателям подавляющее большинство опытно-про­мышленных работ, проведенных у нас в стране и за рубежом, оцениваются как успешные.

Этими работами была доказана возможность нагнетать пар в пласты, залегающие на глубинах до 1000 м, а в отдельных слу­чаях и до 1400 м, и вести процесс внутрипластового горения на глубинах до 2000 м и выше. Серьезное значение имели опыты по тепловому воздействию на залежах, характеризующихся низкой нефтенасыщенностыо, а также на залежах с маловязкой (менее 10 МПа-с) нефтью. Тем самым были продемонстрированы широ­кие возможности этих наиболее универсальных методов повыше­ния нефтеотдачи пластов.

На основании данных о результатах промышленных экспери­ментов в СНГ и за рубежом определены в первом приближении границы применимости термических методов по ряду параметров (табл. 4.1.).

Касаясь критериев приемистости термических методов, следует подчеркнуть, что минимальная толщина пласта принята, исходя из условия недопустимости больших потерь тепла в окружающие пласт породы. Однако в многопластовых месторождениях, когда потери тепла из одного пласта могут быть эффективно использо­ваны для разработки соседних пластов, тепловому воздействию может быть подвержен пласт толщины меньшей, чем указано в табл. 4.1.

 

Таблица 4.1.

Данные промышленных экспериментов

	Метод воздействия
Параметры	нагнетание мара	внутрипластовое горение
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с	Более 30	Более 10
Плотность нефти, г/см^3	1.000	0,802—1,000
Пористость, %	Более 20	Более 20
Средняя остаточная нефтенасыщенность, %	Более 40	Более 40
Пластовое давление, МПа	До 10,0	До 15,0
Эффективная толщина пласта, м	5—25	3—15
Гидропроводность, (мкм^2-см)/(мПас)	3,0	0,6
Проницаемость, мкм^2	Более 0,1	Более 0,1

 

То же относится к некоторым другим критериям. Так, если ма­ловязкая нефть содержит большое количество парафина и сниже­ние температуры пласта недопустимо, то применение термических методов будет целесообразным. Ограничение пластового давления связано с решением вопросов технического порядка.

Следует также отметить, что при внутрипластовом горении не­однозначные результаты были получены в залежах, содержащих нефть вязкостью более 1000 мПа-с. Видимо, целесообразно для этого метода не ограничивать вязкость.

Указанные в табл. 4.1. критерии не являются абсолютно стро­гими, так как они в основном приведены для двух рабочих аген­тов — пара и воздуха, применяемых во многих случаях отдельно. Однако с созданием новых технических способов воздействия на пласт такими стехеометрическими смесями, как парогаз и др., об­ласть использования термических методов значительно расши­рится, и практически этими методами можно будет извлекать уг­леводородное сырье, залегающее на любых глубинах.

 

 

4.1.3. ТРЕБОВАНИЯ К ПОВЫШЕНИЮ ТЕПЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИ ТЕРМИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ НА ПЛАСТ [26]

 

Под тепловой эффективностью процесса понимается количество тепла, сохранившееся в пласте, в долях от общего количества вве­денного в пласт или генерируемого в нем тепла за определенный времени. Этот показатель обычно называют коэффи­циентом полезного использования тепла.

Применительно к внутрипластовому горению, по данным Д. А. Боксермана, тепловую эффективность рекомендуется харак­теризовать, кроме коэффициента полезного использования тепла, также коэффициентом его регенерации, выражающим количество накопленного тепла в области впереди фронта горения в долях от накопленного в пласте.

На основе экспериментов по термозаводнению [78,79] была по­казана зависимость суммарных потерь тепла от геометрии потока. Это дало основание считать, что тепловая эффективность опреде­ляется в основном темпом ввода или генерации тепла и теплоем­костью пласта и насыщающих его жидкостей. Важное следствие данного вывода для технологии термического воздействия на пласт — реализация ввода в пласт тепла максимально возмож­ными темпами и сокращение сроков разработки сгущением сетки скважин.

Вместе с тем по мере увеличения области прогрева пласта воз­растают тепловые потери в окружающие его породы, и при за­данном расходе на определенном расстоянии от нагнетательной скважины скорость теплового фронта будет близка к нулю. На­ступает динамическое равновесие между вводимым теплом и его потерями. В этот период эффективность прогрева пласта сни­жается.

О характере изменения теплопотерь при паротепловом воздей­ствии можно судить по графику (рис. 4.1.), построенному на основе расчетов по методике Ловерье для условий разработки месторож­дения Каражанбас при темпах нагнетания пара 10 т/сут на 1 м эффективной толщины пласта.

При непрерывном нагнетании пара с указанными темпами из­менение температуры до момента наступления динамического рав­новесия показано на рис. 4.2.. Если за температуру активного вы­теснения нефти теплоносителем принять 70 °С, то максимальное расстояние от нагнетательной скважины (по радиусу), опреде­ляющее, эффективность воздействия пара, в данном случае составит

 

 

Рис.4.1. зависимость коэффициента рис.4.2. Изменения температуры при

теплопотерь ή от времени t нагнетания непрерывном длительном нагнетания

пара пара.

 

 

около 180 м. Коэффициент использования тепла при этом не будет превышать 15 %.

Однако в результате непрерывного ввода в пласт тепла при завершении выработки залежи в ней остается большое его коли­чество, которое нельзя использовать.

Указанные негативные последствия можно в определенной сте­пени устранить методом создания тепловых оторочек. Такая тех­нология впервые была предложена Э. Б. Чекалюком, К. А. Огановым и А. Н. Снарским и развита в работах А. А. Боксермана, Ю. П. Желтова.

Метод тепловых оторочек с последующим их перемещением другими вытесняющими агентами (например, водой) — важней­шее средство повышения тепловой эффективности термических процессов.

При термических процессах в неоднородных пластах тепловое воздействие будет наиболее эффективным в сочетании с другими методами, способствующими повышению вытеснения нефти и ох­вата по толщине, например с закачкой полимерного раствора.

Размеры тепловых оторочек по площади и толщине пласта за­висят прежде всего от геолого-физических параметров продуктив­ных пластов, темпов ввода в пласт или генерации в нем тепла и расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами. Как видно из рис. 4.3., с увеличением расстояния между скважи­нами требуемые объемы оторочки возрастают, и при редких сет­ках скважин технология создания тепловых оторочек теряет свои преимущества.

Как отмечалось, обеспечение высокой тепловой эффективности термических методов возможно увеличением скорости теплопереноса в пласте. При внутрипластовом горении ускорению теплопереноса также способствует ввод в пласт одновременно с окис­лителем воды, обладающей большей по сравнению с воздухом теплоемкостью, т. е. создаются условия так называемого внутри-пластового горения. В зависимости от соотношения объемов закачиваемых воды и воздуха разли­чают влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение. Эти процессы отличаются температу­рами и размерами образующихся тепловых зон. Однако метод теп­лового воздействия с созданием оторочек малоэффективен для залежей, представленных макро-и микропоровыми коллекторами и пластами значительной толщины — более 50—60 м. Так. на­пример, толщина пласта Усинского месторождения превышает 200 м, а при расстоянии между скважинами 200—250 м она

 

 

Рис.4.3.. Зависимость размера тепло­вой оторочки V₀ от расстояния r между нагнетательной и добывающей скважинами при нагнетании пара для условия месторождения Каражанбас (максимальная температура в про­гретой зоне к моменту подхода теп­лового фронта 90 °С)

 

 

соизмерима с расстоянием между скважинами. Наличие здесь трещин и каверн высокой проницаемости по разрезу и по пло­щади способствует прорыву теплоносителя при непрерывном его нагнетании в добывающие скважины и не обеспечивает охвата пласта. Поэтому с целью повышения тепловой эффективности в подобных залежах применяют такие технологии, которые ло­кализуют тепловой процесс в рамках условно ограниченного блока по разрезу и площади и обеспечивают тепловое воздейст­вие на малопроницаемые нефтенасыщенные коллекторы. В част­ности, применяют циклическое паротепловое воздействие в соче­тании с ПТОС, а также другие, более совершенные процессы, ос­нованные на принципе циклического ввода в пласт тепла.

По этим технологиям все скважины используют в качестве на­гнетательных и добывающих. Следовательно, одно из требований заключается в том, что конструкции скважин должны быть та­кими, которые выдерживали бы термические нагрузки.

Для расчета показателей технологий БЦПВ, ПТОС и их моди­фикаций необходимо создать численные модели и программы применительно к месторождениям с макро- и микропористыми коллекторами.

Обоснование выбора эксплуатационных объектов и системы разработки

Выделение эксплуатационных объектов многопла­стового месторождения для разработки самостоятельной сеткой с применением заводнения или естественного режима часто обо­сновывается экономическими и технологическими факторами. На­пример, возникает необходимость объединения двух и более пла­стов в эксплуатационные объекты, разрабатываемые индивидуаль­ными самостоятельными сетками скважин. При этом значительно сокращаются объемы бурения скважин и строительства промыс­ловых коммуникаций, что ведет к улучшению технико-экономиче­ских показателей разработки месторождений.

Однако с точки зрения особенностей термического воздействия на пласты группирование их в один объект разработки может ока­заться неэффективным. Поэтому следует обратить внимание на ряд условий, наиболее характерных для данного метода повыше­ния нефтеотдачи, а именно на использование природных факторов для совершенствования и повышения эффективности термических методов добычи нефти. На основе анализа разработки месторож­дений тепловыми методами наметился определенный прогресс в сторону правильного использования неоднородности строения продуктивных пластов как в терригенных, так и в карбонатных трещиновато-поровых и кавернозных коллекторах.

Если термические методы добычи нефти применяют для раз­работки неглубокозалегающих многопластовых залежей, сложен­ных слабосцементированными и рыхлыми породами,склонными: пескопроявлениям, то объединение таких пластов в один объект разработки нежелательно в том случае, когда разработаны высо­коэффективные меры по борьбе с пескопроявлением.

На степень использования вводимого в пласт тепла или гене­рируемой в нем тепловой энергии влияет толщина пласта. Хотя, как показывают расчеты, при непрерывном площадном нагнета­нии пара в терригенном коллекторе максимальная нефтеотдача обеспечивается при толщине пласта не больше 25 м, с увеличе­нием этого значения уменьшается охват пласта тепловым воздей­ствием [80]. При внутрипластовом горении, учитывая высокую по­движность окислителя, верхняя граница толщины пласта должна составлять около 15 м. Степень использования тепловой энергии зависит также от расчлененности пластов отдельными непроницае­мыми перемычками. Если толщина перемычек между прослоями (пластами, горизонтами) значительная, а перемещение тепловых зон слоисто-неравномерное, то снижается тепловая интерференция между слоями и, как следствие, общая тепловая эффективность процесса. По расчетным данным максимальная толщина перемы­чек между соседними проницаемыми слоями не должна превы­шать 10 м. В результате можно заключить, что расстояние между пластами (горизонтами), объединенными в один эксплуатацион­ный объект, должно быть не более 10 м.

При выборе эксплуатационных объектов особое внимание сле­дует обратить на месторождения, характеризующиеся большей толщиной, чем указывалось. Здесь необходимо видоизменять и технологию процесса, и методы вскрытия пласта, обеспечив тем самым максимальную тепловую эффективность.

Например, можно использовать стадийный прогресс массивной залежи снизу вверх системой горизонтально направленных и вер­тикальных скважин. Это может оказаться особенно эффективным в карбонатных коллекторах, представленных макро- и микропо­ристыми коллекторами. Преимущества разработки массивных за­лежей по системе снизу вверх были показаны экспериментами, проведенными во ВНИЙнефти [81].

Система разработки при термическом воздей­ствии на пласт. При разработке месторождений с высоко­вязкими нефтями тепловыми методами предпочтение следует от­давать площадным схемам воздействия на пласт, так как в этом случае во время закачки в пласт теплоносителя в окрестности на­гнетательной скважины формируется фронт вытеснения, по харак­теру близкий к радиальному, деформация которого происходит на достаточно большом удалении от нее. Кроме того, при площадной системе расстановки скважин можно быстро рассредоточить тепловую энергию и включить в эффективную разработку сразу зна­чительное число реагирующих добывающих скважин. В зависимо­сти от геолого-физической характеристики пласта, вязкости нефти применяют различные системы разработки пласта термическими методами (пятиточечные, семиточечпые и девятиточечные).

Такие системы предпочтительны для месторождений, представ­ленных трещиновато-поровыми и кавернозными коллекторами, где практически невозможно образование равномерного термогидро­динамического фронта. Поэтому в таких условиях для повышения охвата пласта термическим воздействием рабочие агенты-тепло­носители закачивают не только в нагнетательные, но и в добы­вающие скважины. Широкие возможности регулирования про­цесса разработки свойственны линейным схемам воздействия, особенно многорядным, которые используют на месторождениях, представленных терригенными коллекторами.

По такой системе разработки на первой стадии применяют площадную систему, а затем после образования обширных зон прогрева в процессе ввода в пласт теплоносителя или генерации к нем тепла создают условия для перехода к линейному фронту вытеснения. Наилучшим образом это возможно при рядном раз­мещении скважин по площади залежей. В таком случае для за­лежей высоковязких нефтей наиболее рациональна трехрядная си­стема, когда между двумя рядами нагнетательных располагаются три ряда добывающих. При разработке крупных месторождений ряды рекомендуется располагать вкрест простирания пластов (по­перечное разрезание залежи), что позволит последовательно вве­сти месторождение в эксплуатацию. Такая система размещения скважин нагнетательного ряда дает возможность реализовать пло­щадную схему воздействия, а после сформирования сплошного теплового фронта перейти к линейной одно- и многорядной схе­мам разработки. Здесь основное условие заключается в соблюде­нии равенства расстояний между рядами и скважинами в рядах. Выбор плотности сетки скважин. Как отмечалось, наибольшая тепловая эффективность достигается при сравни­тельно плотных сетках скважин как в процессе циклического па-ротеплового воздействия на пласт, так и при непрерывном вводе в пласт или генерации в нем тепла.

Как уже было отмечено, при благоприятных геологических ус­ловиях и перемещении тепловых оторочек по пласту можно повы­сить технико-экономические показатели процесса. Такая техноло­гия существенно влияет на плотность сетки скважины.

Анализ (см. рис. 4.3.) показал, что с увеличением расстояния между скважинами (плотности сетки скважин) необходимый объем тепловых оторочек увеличивается. Таким образом, уже на начальном этане проектирования разработки месторождения можно определить максимально допустимую плотность сетки скважин и установить варианты разработки с плотностью сетки сква­жин, не превышающей максимально допустимых. По всем вари­антам плотность сетки должна быть ниже максимально допусти­мой, обусловленной только условиями достижения наибольшей тепловой эффективности разработки. Для этого необходимо сле­дующее условие: в качестве предельно допустимого расстояния принимается такое расстояние, которое достигает тепловой фронт с заданной температурой при создании объема тепловой оторочки, равной одному объему пор, перемещаемой ненагретой водой. Та­кое расстояние будет зависеть в первую очередь от толщины и его проницаемости. Затем устанавливают расчетные ва­рианты с меньшим расстоянием между скважинами и для каж­дого варианта, т. е. для каждой плотности сетки, определяют от­носительные объемы тепловой оторочки, необходимые для достижения заданной температуры на линии добывающих скважин.