Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких парафинистых нефтей Удмуртии.

 

На территории Удмуртии открыто 118 нефтяных месторождений. При этом более 60% запасов относятся к категории трудноизвлекаемых.

 

К настоящему времени основные разрабатываемые в республике месторождения находятся в эксплуатации более 20 лет. Они имеют высокую выработанность запасов (55,4%), а обводненность продукции превышает 85% [29].

 

Промышленно - нефтеносными в Удмуртии являются отложения среднего и нижнего карбона: каширо-подольские (800-900 м), верейские и башкирские (1200-1300 м), яснополянские (1400-1500 м), турнейские (1500-1600 м), девонские (1950-2100 м) и додевонские (2350-2450 м).

За исключением яснополянского надгоризонта и девонских отложений, которые представлены песчаниками и алевролитами, все остальные отложения включают карбонатные породы.

Карбонатные коллекторы представлены известняками и известняками доломитизированными, водорослево-фораминиферовыми доломитами тонкозернистыми, среднезернистыми с поровым и кавернозным строением полостного пространства [30].

Для нефтяных месторождений характерно сложное геологическое строение. Более 80% запасов нефти здесь приурочены к карбонатным коллекторам, которые характеризуются низкой проницаемостью, пористостью и хаотической трещиноватостью. Объекты разработки являются многопластовыми, с высокой послойной и зональной неоднородностью. Они представлены чередованием, в основном, маломощных низкопроницаемых пропластков (от 4 до 20) [29]. Нефтенасыщенные толщины пластов невелики, они составляют от 1,0 до 10 м. Большинство нефтяных залежей имеют газовые шапки и обширные водонефтяные зоны, что в условиях трещиноватых коллекторов значительно усложняет их разработку.

Нефти Удмуртской Республики обладают повышенной и высокой вязкостью (от 20 до 150 мПа), сернистые до 3,3%, с большим содержанием смол (до 26,1%) и парафина (до 5,77%). Низкая газонасыщенность нефтей разрабатываемых объектов исключает применение фонтанного способа эксплуатации.

В таб. 2.7. приведена обобщенная геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов основных сложнопостроенных месторождений нефти Удмуртии.

 

 

Таблица.2.7.

Обобщенная геолого-физическая характеристика эксплуатационных

объектов основных сложнопостроенных месторождений Удмуртии[29]

 

Наименование параметра	Един, изм.	Мишкинское месторождение	Листвснское месторождение	|Грсмихинское месторождение	Северо- Ижевское месторождение
		Турнейский ярус черепетский горизонт	Верей-башкирские отложения	Башкирский ярус	Верейский горизонт
Средняя глубина залегания	м	I530
Тип коллектора		Карбонатный	Карбонатный	Карбонатный порово-трешинный	Карбонатный
Средняя общая толщина	м	17,2	11,7	Трещинный	4,5
Средняя нефтенасышенная толщина	м		7,0	24,4
Пористость	%
Средняя нефтснасышенность	%			78,6
Проницаемость	мкм^2	0,235	0,075	0,105	0,192
Пластовая температура	"С
Начальное пластовое давление	МПа	16,12	11,5	12,5	11,2
Давление насыщения	MПa	9,1	4,3	5,04	5,2
Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа-с	75,0	32,8	150,0
Плотность нефти в пластовых условиях	кг/м^3
Газосодержание нефти	м^3/Т	6,4	10,2	5,2	4,1
Содержание в нефти по весу - серы - парафина - асфальтенов - смол	% % % %	3,34 5,05 4,78 20,61	2,6 5,77 6,22 16,17	3,18 3,11 5,83 16,8	2,2 4,9 4,0 16,3

 

 

В 1973 году в республике было создано производственное объединение «Удмуртнефть». Причем, с самого начала освоения стало ясно, что для таких сложных месторождений высоковязких нефтей естественные режимы разработки и традиционные методы заводнения приведут к низким коэффициентам нефтеизвлечения и, в целом, окажутся нерентабельными. Отсюда изначально возникла задача поиска принципиально новых технологий, которые существенно повышают нефтеизвлечение и эффективность разработки.

Было установлено, что к основным особенностям, осложняющим разработку месторождений относятся: высокая степень расчлененности пластов по разрезу, крайняя их неоднородность по проницаемости, карбонатность, трещинно-порово - кавернозный тип коллектора, повышенная вязкость нефти, содержание в ней асфальто-смолисто-парафинистых соединений.

С учетом особенностей геолого-физического строения было показано, что для большинства месторождений с повышенной и высокой вязкостью нефти, в том числе Мишкинского, Лиственного, Северо-Ижевского и др. конечная нефтеотдача при заводнении составит 20-25% от геологических запасов. Для Гремихинского месторождения высоковязкой нефти (до 180 мПа) нефтеизвлечение на естественном режиме разработки составит 12%, а при заводнении не превысит 20% [29].

В этой связи ОАО «Удмуртнефть» уделяло наибольшее внимание развитию тепловых методов воздействия на нефтяные пласты. Опыт показал, что эти методы на месторождениях высоковязких нефтей обеспечивают весьма значительное (до кратного) увеличение нефтеизвлечения относительно естественных режимов разработки или методов заводнения [31,32].

Существенный вклад в создание принципиальных основ и технологий термохимического воздействия на карбонатные пласты с высоковязкой нефтью: внесли многие ученые и специалисты, в том числе:

 

И.М. Аметов, Н.К. Байбаков, А.А. Боксерман, А.Р. Гарушев, Ю.В. Желтов, Н.В. Зубов, С.А. Карасев, Б.Е. Кисиленко, В.С. Колбиков,.В.И.Кудинов, Г.Е. Малофеев, А.Х.Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Я.А. Мустаев, А.Ю. Намиот, К.А. Оганов, Н.Л. Раковский, Л.И. Рубинштейн, В.М. Рыжик, Э.М. Симкин, М.Л. Сургучев, Б.М. Сучков, И.Л. Чарный, Э.Б. Чекалюк, А.Б. Шейнман и др.

 

Одним из основных тепловых способов разработки месторождений высоковязких нефтей является воздействие на продуктивный пласт теплоносителем. ¹⁾

В качестве теплоносителей применяются насыщенный водяной пар или горячая вода. Их высокое теплосодержание (энтальпия)дает возможность обеспечить лучшую эффективность теплового воздействия на пласт по сравнению с другими рабочими агентами [33,32,34,41].

Другими достоинствами применяемых теплоносителей является доступность, экологическая чистота, кроме того эти теплоносители технически и технологически достаточно хорошо освоены промышленностью [31].

Ввод тепловой энергии в пласт приводит к повышению температуры нефтевмещающего коллектора и насыщающих его флюидов. При этом происходит активизация вытеснения нефти по всему объему прогретой зоны пласта, что, в итоге, существенно увеличивает коэффициент нефтеизвлечения. Этому способствуют следующие механизмы [41]:

________________________________________________________________

1)Тепловые методы разработки, как известно, делятся на два принципиально разных вида, основанных:

- на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в продуктивный пласт;

- на внутрипластовых процессах горения.

- значительное (для большинства случаев многократное даже при небольшом повышении температуры) снижение вязкости нефти.

- объемное расширение всей пластовой системы;

- улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.

Лабораторными экспериментами установлено, что при повышении температуры пластовых сред происходит улучшение их смачиваемости вытесняющим агентом – водой [31].

Снижение вязкости нефти (тяжелые нефти) с увеличением температуры в гранулярных коллекторах и соответствующее улучшение соотношения вязкости нефти и воды вносит основной вклад в эффект вытеснения углеводородов (по М.Л. Сургучеву до 40-50%).

Для трещинно-пористых пластов расширение системы и улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил играют особоважную роль, поскольку только за счет активизации тепломассобмена между трещинами и блоками можно вытеснить нефть, сосредоточенную в низкопроницаемых поровых блоках (матрицах) [41].

Нагнетание в пласт пара, в отличие от горячей воды приводит к дополнительному фактору увеличения нефтеизвлечения – испарения и дистилляции легких фракций нефти в зоне пара.

В зависимости от вида используемого теплоносителя применяются технологии паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ).

Суть этих технологий заключается в передаче тепловой энергии объекту разработки с постепенным повышением его температуры, начиная от естественной. Передача тепла происходит через систему нагнетательных скважин путем закачки теплоносителя.

При его приготовлении требуется значительный расход топлива для теплогенерирующих установок. Так, по данным [31] для приготовления теплоносителя с температурой 260⁰С, при суточной номинальной производительности парогенераторной установки типа УПГ 9/120 216 т теплоносителя и УПГ 60/160 – 1440 т потребное количество газа составит, соответственно, 8,4 и 55,7 тыс.м³ или мазута – 7,3 и 48,8 т.

Из этого следует, что теплоноситель имеет сравнительно высокую стоимость.

В целом, тепловые методы требует больших энергозатрат и экономические невыгодны для разработки месторождений с вязкостью нефти менее 30 мПа*с, где более эффективны заводнение, физико-химические и другие методы [29].

В методическом руководстве по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений (РД 39.0147035.214.87) в качестве основных критериев при выборе объекта разработки были введены ограничения:

- динамическая вязкость пластовой нефти более 50 мПа*с;

- глубина залегания пласта до 1000 м;

- толщина нефтенасыщенного слоя более 6 м.

Вследствие высокой стоимости теплоносителя его расход при разработке залежи нефти должен носить рациональный характер. С целью повышения экономичности технологии на первом этапе в нагнетательные скважины непрерывно закачивается теплоноситель, за счет чего в пласте создаются обширные прогретые зоны. Этот процесс называется созданием оторочки теплоносителя в пласте. Затем следует второй этап, на котором в те же нагнетательные скважины.

При проектировании систем разработки залежей необходимо учитывать динамику расширения тепловых полей в пласте и, в соответствии с этим определять формы сеток скважин для разбуривания залежей и расстояния между скважинами.

Объем теплоносителя для создания тепловой оторочки рассчитывается исходя из конкретных геолого-физических условий пласта плотности сетки скважин, температуры нагнетания и изменяется в широких пределах от 0,4 до 1,2 порового объема пласта в зоне вытеснения при закачке пара и от 0,6 до 1,8 порового объема – при закачке горячей воды [32].

В результате проведения научно-исследовательских и промысловых исследований в Удмуртии были созданы и использованы в производстве принципиально новые высокоэффективные термоциклические энерго-и ресурсосберегающие технологии:

- импульсно-дозированного воздействия на пласт – ИДТВ;

- импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами – ИДТВ (П);

- теплоциклического воздействия на пласт – ТЦВП.