Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно-геологических условиях

Макатров, Артем Константинович

Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно-геологических условиях тема автореферата и диссертации по механике, 01.02.05 ВАК РФ

Макатров, Артем Константинович АВТОР

кандидата технических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Уфа МЕСТО ЗАЩИТЫ

2006 ГОД ЗАЩИТЫ

01.02.05 КОД ВАК РФ

Диссертация по механике на тему «Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно-геологических условиях»

Автореферат диссертации на тему "Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно-геологических условиях"

На правах рукописи

Макатров Артем Константинович

ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В ОСЛОЖНЕННЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальности 01.02.05 - Механика жидкости, газа и плазмы

25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2006.

Работа выполнена в Башкирском государственном университете и в научно-техническом центре ООО "ЮНГ-НТЦ Уфа"

Научные руководители: - доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович - кандидат технических наук, доцент Калиновский Юрий Валентинович

Ведущая организация — Центр химической механики нефти

диссертационного совета Д.212.013.09 при Башкирском государственном университете, по адресу: 450074, г.Уфа, ул. Фрунзе, 32, в ауд. 216 физико-математического корпуса.

С диссертацией можно познакомиться в библиотеке

Ковалева Лиана Ароновна, кандидат химических наук Телин Алексей Герольдович

Академии наук Республики Башкортостан

Защита состоится декабря 2006 г. в /£ час. на заседании

Башкирского государственного университета.

Автореферат разослан "<55" " ЬоАВрЯ 2006 г.

Ученый секретарь диссертационноп совета, д.т.н., проф.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Метод заводнения на современном этапе развития нефтяной промышленности считается наиболее прогрессивным, отвечающим основным принципам разработки нефтяных месторождений. Однако и при заводнении более половины извлекаемых запасов нефти остается в пласте, в связи с чем в настоящее время во всех крупнейших нефтяных компаниях изыскиваются и разрабатываются способы, которые позволят увеличить коэффициент нефтеизвлечения (КИН).

Особую актуальность проблема повышения нефтеотдачи приобретает в связи с вводом в разработку в Западной Сибири месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, где при традиционном заводнении КИН в редких случаях превышает значение 0,3. К таким объектам относится уникальное Приобское месторождение, где основные продуктивные пласты АСю —АС12 имеют низкие фильтрационные характеристики 0,002 — 0,012 мкм2, а запланированный КИН составит всего 0,267. Кроме того, за счет опережающих темпов разработки терригенных коллекторов в Урало-Поволжье неуклонно возрастает в общем балансе остаточных запасов нефти доля залежей с карбонатными коллекторами, которые преимущественно содержат вязкие нефти. Запланированный КИН для таких месторождений не превышает 0,22-0,25, что связано, прежде всего, с низким значением коэффициента вытеснения нефти водой.

В таких осложненных горно-геологических условиях наиболее перспективным методом повышения нефтеотдачи может стать закачка углеводородного газа в сочетании с заводнением. Широкому внедрению газовых и водогазовых технологий способствует низкая степень утилизации попутно добываемого газа (по Западной Сибири она

составляет менее 50 %), который часто сжигается на факелах, большие ресурсы природного газа, ухудшение структуры запасов нефти, ограниченность применения других физико-химических методов, рост цен на нефть на мировом рынке и другие факторы.

Необходимость выполнения данной работы обусловлена весьма малым объемом экспериментальных исследований, направленных на обоснование водогазового воздействия (ВГВ) на коллектора проницаемостью менее 0,025 мкм2 и отсутствием лабораторного моделирования технологии в коллекторах, содержащие высоковязкие нефти и нефти повышенной вязкости.

Цель работы.

Физическое моделирование и изучение процессов, происходящих в нефтяном пласте при нагнетании газа высокого давления в сочетании с заводнением, экспериментальное обоснование ' выбора технологий водогазового воздействия для эффективной разработки нефтяных Месторождений в осложненных горно-геологических условиях на примере конкретных объектов разработки Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Основные задачи исследований.

1. Обоснование методики проведения физического моделирования водогазового воздействия в осложненных горно-геологических условиях.

2. Лабораторные исследования по изучению растворимости закачиваемого углеводородного газа в нефти.

3. Лабораторные исследования особенностей вытеснения нефти газом высокого давления в сочетании с заводнением в карбонатных коллекторах, содержащих высоковязкие нефти и нефти повышенной вязкости, а также в низкопроницаемых терригенных коллекторах.

4. Физическое моделирование метода термогазового воздействия на низкопроницаемые высокотемпературные пласты, содержащие легкие нефти.

Методы решения поставленных задач.

Проведение экспериментальных исследований на физических моделях пласта с целью получения характеристик вытеснения, обработка полученных данных, анализ и обобщение результатов проведенных лабораторных исследований, рекомендации для составления проектных документов по разработке нефтяных залежей. 4

Научная новизна. • "

1. Впервые проведены экспериментальные исследования, в результате которых определены количественные характеристики и оценена эффективность метода ВГВ при вытеснении высоковязкой нефти из карбонатных коллекторов.

2. Впервые проведен комплекс экспериментальных исследований водогазового воздействия на терригенные коллектора, проницаемость которых меньше 0,025 мкм2, в результате которого определены количественные показатели вытеснения нефти и оценена эффективность метода при использовании газа различного состава.

3. Экспериментально установлена высокая эффективность метода ВГВ в осложненных горно-геологических условиях, что существенно расширило границы его применимости.

4. Впервые проведено физическое моделирование термогазового метода воздействия на низкопроницаемые коллектора.

Основные защищаемые положения.

. . 1. Результаты экспериментального определения количественных характеристик вытеснения нефти углеводородным газом в различных сочетаниях, с заводнением в карбонатных коллекторах, содержащие вязкие и высоковязкие нефти, а также в низкопроницаемых терригенных коллекторах.

2. Особенности физического моделирования технологий ВГВ с использованием газа различного состава для различных геолого-физических условий. , :

3. Результаты экспериментального изучения влияния закачиваемого газа на основные физические свойства нефти: вязкость, плотность, газосодержание и объемный коэффициент.

4. Результаты и особенности физического моделирования термогазового воздействия на низкопроницаемые коллектора.

Практическая ценность.

Полученные данные физического моделирования могут быть использованы при математическом моделировании, проектировании и анализе разработки нефтяных залежей Урало-Поволжья и Западной Сибири с использованием технологий газового, водогазового и термогазового воздействия для увеличения нефтеотдачи.

Выявленные особенности водогазового воздействия на нефтяные пласты позволят обоснованно выбирать режимы закачки рабочих агентов, обеспечивающих максимальную эффективность разработки месторождений.

Описанные методические приемы проведения физического моделирования могут быть использованы в типовых лабораториях, занимающиеся как исследованиями газовых методов, так и другими фильтрациоиными исследованиями.

Результаты работы использовались при составлении технологической схемы разработки Приобского месторождения (протокол ЦКР Роснедра от 13.07.2006 г. №3735) и вошли в 7 научно-исследовательских отчетов.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на "Региональной школе - конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых по математике и физике" (г. Уфа, 2003 и 2006 г.г.), на V Международном технологическом симпозиуме "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи" (г. Москва, • 2006 г.), на X Международной научно-практической конференции: "Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа" (г. Самара, 2006 г.), на VI научно-практической конференции: "Геология и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами", (г. Геленджик, 2006 г.), на заседаниях методического совета БашГУ, научно-техническом совете ООО "ЮНГ-НТЦ Уфа".

Публикации.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 12 печатных работах, в т.ч. 4 научные статьи в центральной печати.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения и списка литературы. Объем диссертации составляет 135 страниц, включая 17 таблиц, 43 рисунка и список литературы из 85 наименований.

Благодарности.

Экспериментальные исследования водогазового воздействия, представленные в диссертационной работе, были проведены под руководством доктора технических наук, члена-корреспондента РАЕН JI.A. Ковалевой, и кандидата химических наук, члена-корреспондента РАЕН А.Г. Телина, которым автор приносит глубокую благодарность.

Особую благодарность автор приносит кандидату технических наук Г.Н. Пиякову за оказанную помощь и ценные советы.

Содержание работы.

Во введении приведена общая характеристика проблемы, обоснована актуальность, цель и задачи исследований.

В первой главе освещены современные представления о механизме вытеснения нефти газовыми агентами, приведен обзор и анализ работ, посвященных экспериментальным исследованиям процессов вытеснения нефти газом высокого давления и водогазовыми смесями.

Впервые процессы вытеснения нефти газом высокого давления изложили с своих работах Вортон Л.П., Крамп Ж.С., Кох Г., Кишник В.Л., Слобод Р., Стоун X. Ими установлено, что на коэффициент вытеснения нефти газом влияет давление, состав газа, отмечено образование переходной зоны, предложены треугольные диаграммы для рассмотрения механизма вытеснения нефти.

В дальнейшем теоретическими и экспериментальными работами по изучению газовых методов увеличения нефтеотдачи занимались Антониади Д.Г., Боксерман A.A., Ентов В.М., Закс С.Л., Забродин П.Н., Ковалева Л.А., Раковский Н.Л., Николаевский В.Н., Розенберг М.Д., Степанова Г.С., Сургучев М.Л., Халиков Г.А., Эфрос Д.А. и другие ученые.

Существенный вклад в изучение механизма вытеснения нефти при водогазовом воздействии внесли отечественные и зарубежные исследователи: Айрапетян М.А., Ващуркии А.И., Ковалев А.Г., Крючков В.И., Кундин А.Г., Ложкин Г.В., Лискевич Е.И., Островский Ю.М., Пияков Г.Н., Телин А.Г., Трофимов A.C., Яковлев А.П., Дейс Д.А., Кейт И.Р., Маскет М., Ричардсон Д.Г., Перкинс Р.В., Льюис У-.^Холмгрен K.P. и другие. ;

Анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований позволил выявить основные закономерности вытеснения нефти углеводородным газом и. водогазовыми смесями. Водогазовое воздействие независимо от технологии закачки в той или иной степени эффективно на любой стадии заводнения. Прирост коэффициента вытеснения зависит от свойств нефти и вытесняющего агента (сухой, обогащенный или жирный углеводородный газ), технологии закачки вытесняющих агентов (последовательная, попеременная, совместная) и стадии заводнения. Наибольшая эффективность получена в режиме смешивающего вытеснения нефти. Наиболее предпочтительными технологиями водогазового воздействия являются совместная и попеременная закачка воды и газа. При проведении экспериментальных исследований необходимо максимально соблюдать геолого-физические условия залегания нефти.

Отмечается малая изученность процессов вытеснения нефти газом и водогазовыми смесями в коллекторах проницаемостью менее 0,025 мкм2 и коллекторах, содержащих высоковязкие нефти и нефти повышенной вязкости.

Вторая глава посвящена обоснованию выбора объектов исследований, описанию методики проведения физического моделирования водогазового воздействия в осложненных горногеологических условиях.

Таблица 1. - Геолого-физические характеристики выбранных объектов разработки _для исследований технологий ВГВ_

№ / п Месторождение Тип породы Темобарические условия пласта Давление насыщения нефти газом, МПа Средняя проницаемость коллектора мкм2 Средняя вязкость нефти, мПа- с

Давление, МПа Температура, °С

1 Онбийское, турнейский ярус известняк 11 25 3,0 0,060 30,1

2 Петропавловское, башкирский ярус известняк 13 28 4,3 0,055 6,2

3 Метелинское, башкирский ярус известняк 13 23 5,4 0,079 11,8

4 Приобское, пласт АС] 1 песчаник 25 89 10,9 0,007 1,4

5 3МБ - пласт АС4 - пласт БС2 песчаник 20 23 76 79 6,8 7,4 0,066 0,054 4,6 2,3

6 Первомайское, пласт Ю1 песчаник 26 90 6,1 0,042 1,0

Прим: 3МБ - Западно-Малобалыкское месторождение

С целью воспроизведения реальных геолого-физических условий и процессов, происходящих при закачке воды - и газа, в лабораторных условиях соблюдалось следующее: модели пласта представлены естественными образцами коллектора, отобранные из пластов изучаемых объектов разработки; в образцах, слагающих модель пласта, моделировалась остаточная водонасыщенность; использовались рекомбинированные пробы нефти, которые по своим физико-химическим свойствам не отличались от пластовых; воспроизводилась реальная

скорость движения флюидов в пористой среде; в качестве вытесняющих агентов использовались вода, применяемая в системе поддержания пластового давления изучаемых объектов разработки, природный газ и рекомбинированные пробы попутно добываемого газа, планируемые к закачке на данных объектах разработки.

Исследование процессов вытеснения нефти проводилось в условиях высоких давлении (до 30 МПа) и температур (до 90°С), продолжительность одного эксперимента составляла 20-30 суток.

Исследования проведены с соблюдением необходимых критериев подобия. Подготовка моделей пористых сред и пластовых флюидов к экспериментам осуществлялась согласно ОСТ-39-105-86. Использовались кернодержатели со всесторонним обжимом пористой среды длиной 0,5. и 1 метр, образцы породы изолировались от ; резиновой манжеты фторопластовой пленкой. В процессе проведения исследований по фильтрации контролировались объемы закачиваемых и добываемых агентов, градиент давления, температура, давление и др.

Физическое моделирование метода водогазового воздействия в осложненных горно-геологических условиях в себя включало следующее:

- определение физических свойств нефти при растворении в ней закачиваемого газа;

- экспериментальные исследования водогазового воздействия на карбонатные коллектора, содержащие вязкие и высоковязкие нефти; '

- экспериментальные исследования водогазового воздействия на низкопроницаемые терригенные коллектора;

- физическое моделирование термогазового воздействия на низкопроницаемые коллектора.

В третьей главе описываются экспериментальные исследования по изучению растворимости закачиваемого газа в нефти.

В связи с тем, что нефти выбранных месторождений недонасыщены газом (давление насыщения нефти газом в 2^-4 раза меньше, чем пластовое давление), при закачке газа в пласт следует ожидать растворения его в нефти, что приведет к изменению физических свойств как остаточной нефти (после заводнения), так и нефти извлекаемой совместно с закачиваемым газом на. определенном этапе после его прорыва в добывающие скважины, что, несомненно, окажет влияние на процессы извлечения нефти и на конечную нефтеотдачу.

Проведены исследования по влиянию закачиваемого углеводородного газа на физические свойства пластовой нефти в конкретных термобарических условиях залежей нефти, охватывающие широкий диапазон различных нефтей по вязкости от 1,24 до 30,1 мПа с. Исследования проведены на специальной установке, включающей бомбу РУТ, два измерительных пресса, две разделительные колонки высокого давления, газовый счетчик, вискозиметр и пикнометр высокого давления.

Методика проведения исследований заключалась в следующем. Бомба РУТ при пластовых давлении и температуре заполнялась расчетным количеством рекомбинированной пробы нефти. Затем в бомбу РУТ. закачивался определенный объем газа при сохранении давления. Производилось перемешивание нефти и газа при поддержании пластового давления. После чего из бомбы РУТ отбирался свободный газ, если таковой присутствовал, и производился отбор пробы нефти для определения ее физических параметров: плотности, вязкости, газосодержания и объемного коэффициента. Исследовалась система (нефть + газ), где количество газа составляло 10, 20, 30, 40, 50 и 60 % от исследуемого объема смеси.

Результаты исследований приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты определения физических свойств нефти при растворении в ней углеводородного газа

Место- Тип УВ-газа Исход- Содержание газа в смеси, %

рожде- Параметры ная 10 20 30 40 50 60

ние нефть

жг Плотность, г/см3 0,898 0,878 0,862 0,849 0,840 0,833 -

Онбий- (26,2% Вязкость, мПа- с 30,1 24,5 19,3 14,6 12,1 10,3 -

ское мольн. Газосодержание, м3/м3 21,1 37,1 47,7 54,5 58,8 61,2 -

С2-С„) Объемный коэффициент, д. ед 1,053 1,103 1,136 1,157 1,167 1,173 -

ог Плотность, г/см3 0,875 - 0,831 - 0,821 - 0,814

Мете- (10,4% Вязкость, мПа- с 11,18 -- 7,25 - 5,80 - 5,20

линс- мольн. Газосодержание, м3/м3 51,0 - 80,4 . - 87,5 - 91,0

кое с2-С4) Объемный коэффициент, д. ед 1,11 - 1,16 -- 1,18 1,19

ог 11лотность, г/см3 0,839 - 0,805 - 0,791 - 0,787

Пстро- (16,0% Вязкость, мПа- с 6,15 - 3,41 - 2,30 - 2,12

пав- мольн. Газосодержание, м3/м3 18,60 - 59,10 - 85,80 - 95,60

ловс-кое С2-С„) Объемный коэффициент, д. ед 1,08 1,18 1,22 1,24

ЖГ Плотность, г/см3 0,766 0,740 0,719 0,708 0,702 0,701 -

Приоб- (28,6% Вязкость, мПа- с 1,240 1,070 0,967 0,915 0,902 0,900 -

ское мольн. Газосодержанме, м3/м3 "59,5 84,5 108,0 124,2 125,7 126,7 -

с2-с«> Объемный коэффициент, д. ед 1,26 1,32 1,38 1,43 1,44 1,45 --

СГ Плотность, г/см3 0,766 0,747 0,731 0,726 0,724 0,723 -

(1,0% Вязкость, мПа- с 1,240 1,115 1,011 0,970 0,950 0,945 -

мольн. Газосодержание, м3/м3 59,5 85,8 110,0 117,8 120,8 121,5 -

ОгС,) Объемный коэффициент, д. ед 1,26 1,32 1,38 1,40 1,41 1,42 -

3МБ, ОГ Плотность, г/см3 0,813 0,765 0,729 0,722 0,722 - -

пласт (18,4% Вязкость, мПа- с 4,10 3,24 2,74 2,68 2,67 _ -

ас4 мольн. Газосодержание, м3/м3 31,7 50,9 65,5 68,6 68,8 - -

с2-С4) Объемный коэффициент, д. ед 1,150 1,219 1,263 1,272 1,273 -

3МБ, ОГ плотеюсть, г/см3 0,793 0,769 0,749 0,743 0,742 - —

пласт (18,4% Вязкость, мПа- с 2,55 2,00 1,56 1,44 1,43 „

бс1 мольн. Газосодержание, м3/м3 37,8 63,4 88,01 96,1 97,6 - ' -

с2-с4) Объемный коэффициент, д. ед 1,130 1,228 1,327 1,350 1,356 -

Прим.: ЖГ - жирный газ, СГ - сухой газ, ОГ - обогащенный газ

При растворении углеводородного газа в нефти для всех исследуемых объектов разработки плотность и вязкость уменьшаются, а объемный коэффициент и газосодержание увеличиваются при содержании газа в смеси до определенного значения. Дальнейшее увеличение газа в смеси приводит к небольшим изменениям указанных параметров, что подтверждается присутствием свободного газа в бомбе РУТ.

•Ъ 0.875 .о

° 0.850

1 ■ вязкость (р), мПа-с;

2 - плотность (р), г/см3;

3 • газосодержание (Гс), мэ/мэ; ,

4 - объемный коэффициент (В), д.ед.

50 % содерж. газа ■ смеси

103 I

Рис. 1 - Изменение физических свойств нефти при растворении в ней попутного газа для условий Онбийского месторождения

50 % содерж. газа в смеси

1 - вязкость (у), мПа-с;

2 - платность (р), г/см3;

3 - газосодержание (Гс), м3/м3;

4 • объемный коэффициент (В), д.ед.

Рис. 2 — Изменение физических свойств нефти при растворении в ней попутного газа для условий Приобского месторождения

В качестве примера на рис., 1 и 2 приведено изменение основных физических свойств нефти при растворении в ней закачиваемого газа для условий высоковязкой нефти Онбийского и маловязкой нефти Приобского месторождений. Установлено, что нефть Онбийского месторождения в результате растворения в ней попутного газа выходит из класса высоковязких и становится средневязкой. Вязкость при этом уменьшается в 3 раза от 30,1 до 10,3 мПа с. С уменьшением вязкости пластовой нефти изменение вязкости в результате растворения в ней газа становиться менее значительным.

Установлено, что при повышении в составе углеводородного газа промежуточных компонент и увеличении разницы пластового давления и давления насыщения изменение физических свойств нефти при растворении в # ней углеводородного газа становиться более существенным. Получен вывод о том, что в данных термобарических условиях залежей нефти вытеснение нефти углеводородным газом будет происходить в режиме ограниченной растворимости фаз (нефть+газ).

В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований по вытеснению нефти при водогазовом воздействии для выбранных объектов разработки.

Исследования были проведены в условиях начальной и остаточной после заводнения нефти, в которых оценивалась эффективность технологий совместной, попеременной и последовательной закачки газа и воды, а также газонапорного режима, где в качестве газового агента использовался попутно добываемый газ. Для условий Приобского месторождения также изучено влияние состава газового агента на эффективность ВГВ.

Основные результаты физического моделирования водогазового воздействия сведены в таблицу 3.

Таблица 3 - Основные результаты физического моделирования водогазового воздействия в осложненных горно-геологических условиях

Объект 1 ° иссле- Тип газа № опыта Технология закачки Параметры модели пласта Коэффициент вытеснения нефти Ост. нефте- сть, % Прирост коэф- та выт. %

дований 1 Вязкость нефти, м! Проницаемость, мкмг Нач. нсф-ть, % водой газом при вгв

Онбнй-ское 30,1 жг (26,2% мольн. С,-С4) 1 Ппр при О.II. 0,06 68,5 0,460 - 0,594 28,2 13,4

2 Ппр при H.H. 0,06 68,5 (0,460) - 0,649 24,0 18,9

3 Пел газ-вода 0,06 68,5 (0,460) 0,224 0,643 24,8 18,3

Мете- Л11НС- кое 11,2 ог (10,4% мольн. С2-С4) 4 Свм при О Н. 0,091 73,7 0,470 - 0,623 27,8 15,3

5 Свм при O.H. 0,033 73,8 0,465 - 0,615 28,4 15,0

6 Свм при H.H. Объемная модель: 0,093/ 0,034 73,2/ 73,8 (0,470) - 0,580 - '' 11,0

7 Гнп 0,033 73,8 - 0,266 - 54,0 -

Петро-пав-ловс- . кое 6,15 ог (16,0% мольн. Сг-С,) 8 Свм при O.H. 0,055 86,0 0,54 - 0,680 27,5 14,0

9 Свм при O.H. 0,025 86,1 0,53 - 0,670 28,4 14,0

10 Свм при H.H. 0,025 86,1 (0,53) - 0,690 26,7 16,0

11 Пел вода-газ-вода 0,055 86,0 0,53 - 0,638 31,1 10,8

12 Пел газ-вода 0,025 86,1 (0,53) 0,33 0,68 - 15,0

Приобское 1,24 жг (28,6% мольн. С2-С4) 13 Пел вода-газ-вода 0,0078 62,2 0,504 0,757 15,13 25,3

14 Пел газ-вода 0,0087 62,1 (0,504) 0,597 0,810 11,8 30,6

15 Ппр при O.H. 0,023 67,8 0,503 - 0,769 15,7 26,6

16 Ппр при H.H. 0,023 67,6 (0,503) - 0,830 И,5 32,7

сг (1,0% мольн. С2-С<) 17 Ппр при O.H. 0,023 67,8 0,530 - 0,668 22,5 13,8

18 Ппр при H.H. 0,025 68,0 (0,530) - 0,713 19,5 18,3

Азот 19 Ппр при O.H. 0,023 67,6 0,520 - 0,578 28,5 5,8

20 Ппр при H.H. 0,024 67,8 (0,520) - 0,602 27,0 8,2

3МБ, пласты АС4 и ^ БС2 4,10 ог (18,4% мольн. Сг-С4) 21 Ппр при O.H. 0,069 63,3 0,516 - 0,638 22,9 12,2

2,55' 22 Ппр при O.H. 0,050 64,2 0,496 - 0,670 21,2 17,4

Первомайское 1,0 Смесь СОд и ШФЛУ +азот 23 Пел вода-газ-вода 0,0357 72,9 0,512 - 0,750 18,3 23,8

Прим.: Ппр - попеременная закачка газа и воды, Пел - последовательная закачка газа и воды, Свм - совместная закачка газа и воды, Гнп - газонапорный режим, O.I I. - остаточная нефтенасыщенность , H.H. -начальная нефтенасыщениость, ШФЛУ - широкие фракции легких углеводородов.

В опытах 1-3 исследовалась эффективность попеременной и последовательной закачки попутного газа и воды в условиях высоковязкой нефти Онбийского месторождения при начальной и остаточной нефтенасыщенности пласта. Получены высокие приросты

коэффициентов вытеснения нефти по сравнению с заводнением: 13,4... 18,9%.

В опытах 4-6 и 8-10 изучалась эффективность вытеснения нефти при технологии совместной закачки газа и воды в модели пластов с различной проницаемостью для условий Метелинского и Петропавловского месторождений. Получены близкие значения прироста коэффициента вытеснения для линейных моделей пласта - 14,0-16,0%. Изменение проницаемости модели в 2-3 раза не оказало влияние на эффективность нефтеизвлечения. Неоднородность залежи нефти снижает эффективность водогазового воздействия: в опыте 6, где использовалась объемная модель пласта, составленная из двух линейных моделей с различной проницаемостью, прирост коэффициента вытеснения составил 11,0%.

Для карбонатных объектов с вязкой нефтью наблюдается низкий коэффициент вытеснения нефти газом, который увеличивается с уменьшением вязкости нефти. В проведенных условиях в диапазоне вязкости нефти от 6,15 до 30,1 мПа*с коэффициент вытеснения нефти газом составил 0,22...0,33 (опыты 3, 7, 12). Вследствие низкой эффективности газонапорного режима вполне целесообразно после закачки газа и прорыва его добывающие скважины применять заводнение. Данная технология последовательной закачки газа и воды показала в проведенных опытах высокую эффективность: приросты коэффициента вытеснения составили 10,8 - 18,3 % (опыты 3, 11,12).

В опытах 13 и 14 исследовалась эффективность последовательной закачки попутного газа и воды в низкопроницаемые песчаники Приобского месторождения. Коэффициент вытеснения нефти попутным газом составил 0,6, что на 9 % больше, чем при заводнении. Последующая закачка воды способствует, увеличеншо прироста коэффициента вытеснения до 30,6 % (опыт 14). При последовательной закачке попутного

газа и воды в условиях остаточной нефтенасыщенности (после заводнения) эффективность технологии снижается: прирост коэффициента составил 25,3 %.

В опытах 15-20 проведены исследования по влиянию состава газового агента на показатели вытеснения при попеременной закачке газа и воды в условиях низкопроницаемых песчаников Приобского месторождения. Минимальные величины прироста коэффициента вытеснения нефти по сравнению с заводнением получены при использовании азота - 5,8 и 8,2 % (опыты 19,20), при использовании сухого углеводородного газа - 13,8 и 18,3 %, при использовании попутного газа - 26,6 и 32,7 % в условиях остаточной и начальной нефтенасыщенности соответственно. В качестве примера на рис. 3 представлена динамика вытеснения нефти при попеременной закачке попутного газа и воды в модель пласта Приобского месторождения в условиях остаточной нефтенасыщенности.

доли объем* пор

Рис.3 - Динамика изменения основных показателей вытеснения нефти при попеременной закачке попутного газа и воды в модель пласта Приобского месторождения в условиях остаточной нефтенасыщенности

В условиях остаточной нефтенасыщенности (после заводнения) эффективность рассмотренных , технологий водогазового воздействия достаточно высока: приросты коэффициента вытеснения нефти при использовании углеводородных газов в проведенных опытах составили 10,8-26,6 % по сравнению с заводнением.

Установлено, что при применении той или иной технологии ВГВ в условиях начальной нефтенасыщенности пласта, ее эффективность будет выше, чем при применении в условиях остаточной нефтенасыщенности: коэффициенты вытеснения нефти при использовании углеводородных газов в условиях начальной нефтенасыщенности на 11,0-32,7 % выше, чем при заводнении. В качестве примера на рис. 4 приведены две динамики вытеснения нефти при попеременной закачке попутного газа и воды в условиях начальной и остаточной нефтенасыщенности. Показано, что для достижения одинаковых значений коэффициента вытеснения нефти при попеременной закачке воды и газа, объем их увеличивается тем в большей степени, чем на более поздней стадии осуществляется водогазовое воздействие.

Рис.4 - Динамика изменения коэффициента вытеснения нефти при попеременной закачке попутного газа и воды в условиях начальной и остаточной нефтенасыщенности (Приобское месторождение)

Показано, что технологии совместной и попеременной закачки газа и воды являются более эффективными по сравнению с технологией последовательной закачки как с позиций величины показателей вытеснения, так и с позиций меньшего расходования углеводородного газа, как ценного сырья, необходимого для достижения одних и тех же значений коэффициента вытеснения. При закачке воды и газа совместно или попеременно небольшими порциями (оторочками) в модели пласта происходит регулирование фильтрации газа - образуется так называемое "четочное" движение агентов, в результате чего газ блокируется водой, что и подтверждается более высокими градиентами давления вытеснения, более поздними прорывами газа (в большей части проведенных опытов при совместной и попеременной закачке происходили одновременные прорывы газа и воды) и высокими коэффициентами вытеснения. Повышение градиентов давления способствуют увеличению коэффициента охвата воздействием.

При физическом моделировании термогазового воздействия рассматривалась водогазовая составляющая данного метода вследствие отсутствия на сегодняшний день в России оборудования, позволяющего проводить исследования при 200-300°С.' В проведенном эксперименте (опыт 23), где в заводненную модель пласта юры на примере Первомайского месторождения в условиях остаточной нефтенасыщенности закачивались продукты окислительных реакций (смесь С02 и ШФЛУ, проталкиваемые азотом), которые получались в результате взаимодействия кислорода воздуха с легкой нефтью, получена высокая эффективность метода: прирост коэффициента вытеснения нефти по сравнению с заводнением составил 23,8 %. Т.е. в результате закачки продуктов окисления нефти удалось извлечь из заводненной модели пласта почти половину оставшейся после заводнения нефти, что, безусловно, подтверждает перспективность применения термогазового

, метода на низкопроницаемых, высокотемпературных залежах нефти Западной Сибири.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ:

1. Экспериментально установлена высокая эффективность метода водогазового воздействия (ВГВ) в , терригенных коллекторах с проницаемостью менее 0,025 мкм2 и в карбонатных коллекторах, содержащих нефти с вязкостью выше 30 мПа с: приросты коэффициента вытеснения нефти с использованием в качестве газового агента попутно добываемого газа составили 32,7 и 18,9 %, соответственно, по сравнению с заводнением, что существенно расширяет границы применимости метода.

2. Показано, что в результате растворения закачиваемого углеводородного газа в нефти происходит значительные изменения ее физических свойств (вязкости, плотности, газосодержания и объемного коэффициента), которые зависят от состава газа и степени недонасыщенности пластовой нефти газом. Установлено в частности, что нефть Онбийского месторождения в результате растворения в ней попутно добываемого газа выходит из класса высоковязких и становится средневязкой: вязкость при этом уменьшается в 3 раза от 30,1 до 10,3 мПа- с.

3. Эффективность той или иной технологии ВГВ зависит от стадии , заводнения, на которой осуществляется воздействие: в проведенных опытах обнаружено, что в условиях начальной нефтенасыщенности пласта прирост коэффициента вытеснения нефти выше на 2,0-6,1 %, чем в условиях остаточной нефтенасыщенности.

использовании азота она составляет 8,2 %, сухого углеводородного газа -18,3%, попутного добываемого газа — 32,7% при применении попеременной закачки газа и воды на ранней стадии разработки.

5. Показано, что при применении ВГВ на поздней стадии разработки, может быть достигнуто доизвлечение более половины остаточных после заводнения запасов нефти, что в настоящее время трудно достижимо другими физико-химическими методами воздействия для залежей нефти в осложненных горно-геологических условиях.

6. Установлено, что карбонатные коллектора, содержащие нефти высокой и повышенной вязкости, наиболее эффективно разрабатывать попеременной или совместной закачкой обогащенного или жирного углеводородного газа и воды вследствие более высоких коэффициентов вытеснения нефти и использования закачиваемого газа, а также более поздних прорывов газа по сравнению с последовательной закачкой.

7. Выявлено, что низкопроницаемые коллектора в условиях высокой пластовой температуры (выше 65°С) наиболее эффективно разрабатывать закачкой воздуха в сочетании с заводнением. Физическое моделирование термогазового воздействия показало: прирост коэффициента вытеснения по сравнению с заводнением составил 23,8 %, что подтверждает перспективность применения метода на низкопроницаемых, высокотемпературных залежах нефти Западной Сибири.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Телин А.Г., Макатров А.К., Пияков Г.Н. Исследования эффективности водогазового воздействия для условий карбонатных отложений высоковязкой нефти турнейской залежи Онбийского месторождения. // Технологии ТЭК, №2 (27), 2006. - С. 51-55

2. Телин А.Г., Макатров А.К., Пияков Г.Н., Боксерман A.A. Лабораторное моделирование применения термогазового воздействия для

условий пласта Юх0 Первомайского месторождения. // Технологии ТЭК, № 5, 2005. - С. 70-74.

3. Хакимов A.M., Макатров А.К., Караваев А.Д., Телин А.Г. и др. Фильтрационное тестирование нового поколения поверхностно-активных веществ отечественного и зарубежного производства в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям при проведении подземных ремонтов и ОПЗ скважин в гидрофильных коллекторах. // Нефтепромысловое дело, № 12, 2005. - С. 48-53.

4. Макатров А.К., Зайнуллин И.И., Мурзагулов Г.Г. Показатели вытеснения нефти водой из карбонатов башкирского яруса Ново -Узыбашевского нефтяного месторождения. // Интервал, № 1, 2006. - С.15-18.

5. Макатров А.К, Телин А.Г., Пияков Г.Н., Пасынков А.Г. Лабораторные исследования по оценке эффективности технологий газового и водогазового воздействия с использованием попутно добываемого газа для условий Приобского месторождения. // Научно-технический вестник ОАО "НК Роснефть", № 1, 2006 г. - С.30-34.

6. Пияков Г.Н., Ковалева Л.А., Макатров А.К., Иксанов И.М. Лабораторные исследования по оценке эффективности водогазового воздействия в карбонатных коллекторах башкирского яруса. / Сборник трудов Стерлитамакского филиала АН Республики Башкортостан. Выпуск 4. т. И. 2006. -С.185-191.

7. Макатров А.К., Хакимов A.M., Скороход А.Г., Пияков Г.Н., Телин А.Г. Физическое моделирование водогазового воздействия для условий Приобского месторождения. / Труды V Международного технологического симпозиума "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи", 21-23 марта 2006 г., РА ГС при Президенте РФ, г.Москва. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006. - С. 342-349.

8. Телин А.Г., Мукминов Иск.Р., Караваев А.Д., Макатров А.К., Згоба И.М., Асмандияров Р.Н. Физическое моделирование влияния начальной нефтенасыщенности на коэффициент вытеснения и остаточную нефтенасыщенность для условий Ефремовского месторождения. / Тезисы докладов VI научно-практической конференции "Геология и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами", 12-14 сентября 2006 г., г.Геленджик. - М: Нефтяное хозяйство. - С.46.

9. Макатров А.К., Зайнуллин И.И. Экспериментальные, исследования эффективности совместной закачки воды и попутно добываемого газа в нефтяной пласт. / Региональная школа-конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых по математике и физике: т. II - Физика /. Уфа: РИО БашГУ, 2003. - С.150-155.

10. Пияков Г.Н., Мурзагулов Г.Г., Макатров А.К., Зайнуллин И.И. Лабораторные исследования показателей вытеснения нефти водой из

песчаников юры Коттынского и Люкпайского месторождений. / Новые данные о геологии, разработке, проектировании и внедрении МУН и экономике нефтяных месторождений. Сборник научных трудов. Уфа, изд. Башнипинефть, вып. 115, 2004. - С.68-80.

11. Макатров А.К., Иксанов И.М. Физическое моделирование процессов растворения углеводородного газа в нефти при его закачке в нефтяной пласт./ Тезисы докладов VI Региональной школы-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых по математике, физике и химии. Уфа: РИО БашГУ, 2006. - С.122.

12. Макатров А.К., Пияков Г.Н., Телин А.Г. Физическое моделирование метода водогазового воздействия на пласт в осложненных горно-геологических условиях. / Труды X Международной научно-практической конференции: "Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа", 8-9 июня 2006 г., г. Самара. РОСИНГ. - С.32-37.

Макатров Артем Константинович

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Лицензия на издательскую деятельность ЛР№ 021319 от 05.01.99 г.

Подписано в печать 22.11.2006 г. Бумага офсетная. Формат 60x84/16. Гарнитура Times. Отпечатано на ризографе. Усл. печ. л. 1,39. Уч.-изд. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 834.

Редащионно-издательский центр Башкирского государственного университета 450074, РБ, г. Уфа, ул. Фрунзе, 32.

Отпечатано на множительном участке Башкирского государственного университета 450074, РБ, г. Уфа, ул. Фрунзе, 32.

Содержание диссертации автор исследовательской работы: кандидата технических наук, Макатров, Артем Константинович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ.

1.1 Современные представления о механизме вытеснения нефти газовыми агентами.

1.2 Обзор лабораторных исследований метода водогазового воздействия на нефтяной пласт.

ГЛАВА 2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ И МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ.

2.1. Обоснование выбора объектов исследований.

2.2 Моделирование процессов водогазового воздействия в лабораторных условиях.

2.3 Методика проведения физического моделирования и описание экспериментальной установки.

ГЛАВА 3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ИЗУЧЕНИЮ РАСТВОРИМОСТИ ЗАКАЧИВАЕМОГО ГАЗА В НЕФТИ.

3.1 Методика проведения исследований по определению физических свойств нефти при растворении в ней закачиваемого газа.

3.2 Описание и анализ результатов исследований по растворимости углеводородного газа в пластовой нефти.

3.3 Выводы.

ГЛАВА 4. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОГАЗОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ В ОСЛОЖНЕННЫХ ГОРНОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ.

4.1 Исследования водогазового воздействия на залежи нефти в карбонатных коллекторах.

4.1.1 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи высоковязкой нефти (на примере Онбийского месторождения).

4.1.2 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи нефти повышенной вязкости (на примере Метелинского месторождения).

4.1.3 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи средневязкой нефти (на примере Петропавловского месторождения).

4.2 Исследования водогазового воздействия на залежи нефти в низкопроницаемых терригенных коллекторах.

4.2.1 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия с использованием попутно добываемого газа.

4.2.2 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия с использованием сухого углеводородного газа.

4.2.3 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия с использованием азота.

4.3 Физическое моделирование метода термогазового воздействия в условиях низкопроницаемых высокотемпературных пластов.

4.4 Обсуждение лабораторных исследований.

Введение диссертация по механике, на тему "Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно-геологических условиях"

-у низкие фильтрационные характеристики 0,002-0,012 мкм, а запланированный коэффициент нефтеизвлечения при традиционном заводнении составит всего 0,267.

Кроме того, за счет опережающих темпов разработки терригенных коллекторов в Урало-Поволжье неуклонно возрастает в общем балансе остаточных запасов нефти доля залежей с карбонатными коллекторами [3-4], которые преимущественно содержат вязкие нефти. Запланированный КИН для таких месторождений не превышает 0,22-0,25, что связано, прежде всего, с низким значением коэффициента вытеснения нефти водой.

В таких условиях наиболее перспективным методом повышения нефтеотдачи может стать закачка углеводородного газа в различных сочетаниях с заводнением. Широкому внедрению газовых и водогазовых технологий способствует низкая степень утилизации попутно добываемого газа (по Западной Сибири она оставляет менее 50 % [5]), который часто сжигается на факелах, большие ресурсы природного газа, ухудшение структуры запасов нефти, ограниченность применения других физико-химических методов, рост цен на нефть на мировом рынке и другие факторы.

Многочисленные лабораторные исследования и промысловые испытания газовых и водогазовых методов [6-77] показали их высокую эффективность. Однако для условий коллекторов, проницаемость которых менее 0,025 мкм2, и коллекторов, содержащих высоковязкие нефти, комплексных экспериментальных работ, направленных на обоснование технологий закачки углеводородного газа и оценки их эффективности, проведено не было. Существует несколько единичных экспериментальных работ, однако информация весьма противоречива. Такое положение не позволяет априори полноценно оценить величину ожидаемой нефтеотдачи и другие показатели вытеснения при водогазовом воздействии (ВГВ) в данных осложненных горно-геологических условиях.

Основной целью настоящей работы явилось физическое моделирование и изучение процессов, происходящих в нефтяном пласте при нагнетании газа высокого давления в сочетании с заводнением, а также экспериментальное обоснование выбора технологий водогазового воздействия для эффективной разработки нефтяных месторождений в осложненных горно-геологических условиях на примере конкретных объектов разработки Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Выбор объектов исследований осуществлялся на основе комплексного анализа исходных данных: низкий проектный КИН, наличие достаточных ресурсов попутно добываемого газа, недонасыщенность нефти газом. Были выбраны ряд объектов с карбонатными коллекторами (башкирский ярус Метелинского и турнейский ярус Онбийского и Петропавловского нефтяных месторождений), содержащие нефти различной вязкости, и несколько месторождений с терригенными низкопроницаемыми коллекторами (пласт АСц Приобского, пласты АС4 и БС2 Западно-Малобалыкского и пласт Ю10 Первомайского месторождений), на которых планировалось промышленное внедрение метода водогазового воздействия.

Данная работа состоит из четырех глав, введения и заключения. Содержит 135 страниц, 17 таблиц, 43 рисунка и список литературы из 85 наименований.

В работе представлены современные представления о механизме вытеснения нефти газовыми агентами, приведен обзор и анализ работ, посвященных экспериментальным исследованиям процессов вытеснения нефти углеводородными растворителями, газом высокого давления и водогазовыми смесями. Теоретические предпосылки и проведенные экспериментальные работы показали, что эффективность газового воздействия зависит от большого количества факторов и механизм вытеснения нефти газом в сочетании с закачкой воды имеет сложный характер. Вследствие этого, при физическом моделировании той или иной технологии газового и водогазового воздействия для конкретного объекта разработки должны быть соблюдены геолого-физические условия залежи нефти, использоваться натурный керновый материал, пластовая вода, нефть и газ, планируемый к закачке на данном месторождении, скорости фильтрации флюидов, термодинамические условия пласта и другие факторы. Созданная экспериментальная установка позволила учесть перечисленные факторы и проводить исследования с максимальным соблюдением условий залегания нефти.

Проведены исследования по определению физических свойств пластовой нефти при растворении в ней закачиваемого углеводородного газа в конкретных термобарических условиях залежей нефти, охватывающие широкий диапазон различных нефтей по вязкости от 1,24 до 30,1 мПа-с. Установлено существенное влияние углеводородного газа на физические свойства нефти при его растворении, величина которого зависит от состава и количества закачиваемого газа, недонасыщенности нефти газом, вязкости и других физических свойств пластовой нефти. Получен вывод о том, что в данных термобарических условиях залежей нефти вытеснение нефти углеводородным газом будет происходить в режиме ограниченной растворимости фаз (нефть+газ).

Исследовано влияние способа и очередности закачки агентов, стадии заводнения на показатели вытеснения нефти при водогазовом воздействии на низкопроницаемые терригенные коллектора Западной Сибири и карбонатные коллектора Урало-Поволжья, содержащие нефти различной вязкости. Для условий Приобского месторождения также изучено влияние состава газового агента на эффективность водогазового воздействия. Показана высокая эффективность метода в данных осложненных горно-геологических условиях по сравнению с традиционным заводнением, что существенно расширяет критерии его применимости. Определены значения коэффициентов вытеснения нефти, остаточной нефтенасыщенности, фазовых проницаемостей, градиентов закачки и вытеснения при водогазовом воздействии.

Впервые проведено физическое моделирование термогазового воздействия на юрские отложения Западной Сибири на примере Первомайского месторождения, где рассматривалась водогазовая составляющая метода без учета термического эффекта. Несмотря на это, получен высокий прирост коэффициента вытеснения нефти в результате закачки в условиях остаточной нефтенасыщенности пласта продуктов окислительных реакций (смесь СОг и ШФЛУ, проталкиваемые азотом), которые получались в результате взаимодействия кислорода воздуха с легкой нефтью, что подтверждает перспективность внедрения метода в низкопроницаемых высокотемпературных пластах, содержащих легкие нефти.

Экспериментальные исследования водогазового воздействия, представленные в диссертационной работе, были проведены в период с 2000 - 2006 г.г. в лабораториях институтов ДООО "Башнипинефть", ЗАО "УфаНИПИнефть" и ООО "ЮНГ-НТЦ Уфа" под руководством доктора технических наук, члена-корреспондента РАЕН Л.А. Ковалевой и кандидата химических наук, члена-корреспондента РАЕН А.Г. Телина, которым автор приносит глубокую благодарность. Особую благодарность автор приносит кандидату технических наук Г.Н. Пиякову за оказанную помощь и ценные советы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на "Региональной школе - конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых по математике и физике" (г.Уфа, 2003 и 2006 г.г.), на V Международном технологическом симпозиуме "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи" (г.Москва, 2006 г.), на X Международной научно-практической конференции: "Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа" (г.Самара, 2006 г.), на VI научно-практической конференции: "Геология и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами", (г.Геленджик, 2006 г.), на заседаниях методического совета БашГУ, научно-техническом совете ООО "ЮНГ-НТЦ Уфа".

Автор искренне благодарит сотрудников ООО "ЮНГ-НТЦ Уфа" Кудашева Р.И., Иксанова И.М., Хакимова A.M., Селезнева Е.А., Сиротинского A.C., Политова М.Е., Ишмаева Э.Ф., Моисеева A.C. за помощь в работе и участии в совместных исследованиях.

Заключение диссертации по теме "Механика жидкости, газа и плазмы"

Основные результаты физического моделирования водогазового воздействия для условий карбонатных коллекторов (башкирский ярус Метелинского и турнейский ярус Онбийского и Петропавловского месторождений), содержащих нефти различной вязкости, и низкопроницаемых терригенных коллекторов (пласт АСц Приобского месторождения), где испытывались технологии совместной, последовательной и попеременной закачки воды и газа в модель пласта при начальной и остаточной (после заводнения) нефтенасыщенности с использованием различных газовых агентов, сведены в обобщенную таблицу 4.11.

Для условий высоковязкой нефти Онбийского месторождения водогазовое воздействие показало высокую эффективность - приросты коэффициентов вытеснения нефти при ВГВ по сравнению с заводнением составили 13,4.18,9% в зависимости от технологии (опыты 1-3). Это обусловлено как недонасыщенностью пластовой нефти газом, так и высокой "жирностью" закачиваемого газа, что создало большой потенциал для растворения газа в нефти, существенно изменяя тем самым подвижность нефти. Это и подтверждается исследованиями по растворимости закачиваемого газа в нефти, приведенные в третьей главе - вязкость нефти Онбийского месторождения в результате растворения в ней попутного газа снизилась с 30,1 до 10,3 мПа*с.

Также для карбонатных объектов наблюдается низкий коэффициент вытеснения нефти газом, который увеличивается с уменьшением вязкости нефти. В проведенных условиях диапазоне вязкости нефти от 6,15 до 30,1 мПа«с коэффициент вытеснения нефти газом составил 0,22.0,33 (опыты 3, 7, 12). Это объясняется вязкостной неустойчивостью между нефтью и газом и как, следствие, быстрыми прорывами закачиваемого газа. Обратная картина наблюдается для маловязкой нефти Приобского месторождения - коэффициент вытеснения нефти газом составил почти 0,6, что выше на 9 % чем при традиционном заводнении (опыт 14). Конечно, столь высокий коэффициент при газонапорном режиме связан в первую очередь высокой "жирностью" закачиваемого газа (около 30 % промежуточных компонент С2-С4) и высоким давлением закачки, близким к минимальному давлению смесимости.

По этой же причине для условий низкопроницаемых песчаников Приобского месторождения наблюдаются самые высокие показатели вытеснения нефти при закачке попутного газа в сочетании с заводнением: приросты коэффициента вытеснения по сравнению с заводнением при этом составили 25,3.32,7 % (опыты 13-16).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе представлены результаты экспериментальных исследований по изучению процессов, происходящих в нефтяном пласте при нагнетании газа высокого давления в сочетании с заводнением и экспериментальному обоснованию выбора технологий водогазового воздействия для эффективной разработки нефтяных месторождений в осложненных горно-геологических условиях залегания нефти на примере конкретных объектов разработки Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Обзор и анализ работ, посвященных исследуемой проблематике, показал слабую изученность процессов вытеснения нефти газовыми агентами и водогазовыми смесями в породах, содержащих высоковязкие нефти и нефти повышенной вязкости, и л коллекторах проницаемостью менее 0,025 мкм и позволил выявить основные факторы, оказывающие влияние на эффективность вытеснения нефти.

Для воспроизведения реальных геолого-физических условий изучаемых объектов разработки и процессов, происходящих при водогазовом воздействии, в лабораторных опытах соблюдалось следующие условия:

- модели пористой среды составлены из образцов породы, отобранных из пластов изучаемых объектов разработки; в образцах, слагающих модели пласта, создавалась остаточная водонасыщенность, значения которой соответствует натурным условиям;

- использовались рекомбинированные пробы нефти, которые по своим физическим свойствам не отличаются от пластовых;

- в качестве вытесняющих агентов использовались вода из системы ППД месторождений, природный газ и рекомбинированные пробы попутного газа, планируемые к закачке на изучаемых объектах;

- осуществлялась реальная скорость движения флюидов в пористой среде;

- соблюдались термобарические условия залежей нефти.

Проведен комплекс экспериментальных исследований водогазового воздействия на карбонатные коллектора, содержащие нефти различной вязкости, в т.ч. высоковязкие нефти, и терригенные коллектора, проницаемость которых меньше 0,025 мкм2, в результате которого определены количественные показатели вытеснения нефти и оценена эффективность метода при применении различных технологий закачки агентов (последовательная, попеременная и совместная) на начальной и конечной стадии разработки месторождений, а также при использовании газа различного состава. Исследования проведены для условий реальных конкретных объектов разработки Урало-Поволжья и Западной Сибири. Показана высокая эффективность метода в данных осложненных горно-геологических условиях по сравнению с традиционным заводнением, что существенно расширяет критерии его применимости.

Проведены исследования по определению физических свойств (плотности, вязкости, объемного коэффициента и газосодержания) пластовой нефти при растворении в ней закачиваемого углеводородного газа в конкретных термобарических условиях залежей нефти, охватывающие широкий диапазон различных нефтей по вязкости от 1,24 до 30,1 мПа-с. Установлено существенное влияние углеводородного газа на физические свойства нефти при его растворении, величина которого зависит от состава и количества закачиваемого газа, недонасыщенности нефти газом, вязкости и других физических свойств пластовой нефти.

Проведено физическое моделирование термогазового воздействия на юрские отложения Западной Сибири, в результате которого получен высокий прирост коэффициента вытеснения нефти в результате закачки в условиях остаточной нефтенасыщенности пласта продуктов окислительных реакций (смесь СОг и ШФЛУ, проталкиваемые азотом), что подтверждает перспективность внедрения метода в низкопроницаемых высокотемпературных пластах, содержащих легкие нефти.

В результате проведенных исследований получены следующие выводы:

1. Экспериментально установлена высокая эффективность метода водогазового воздействия (ВГВ) в терригенных коллекторах с проницаемостью менее 0,025 мкм2 и в карбонатных коллекторах, содержащих нефти с вязкостью выше 30 мПах: приросты коэффициента вытеснения нефти с использованием в качестве газового агента попутно добываемого газа составили 32,7 и 18,9 %, соответственно, по сравнению с заводнением, что существенно расширяет границы применимости метода.

3. Эффективность той или иной технологии ВГВ зависит от стадии заводнения, на которой осуществляется воздействие: в проведенных опытах обнаружено, что в условиях начальной нефтенасыщенности пласта прирост коэффициента вытеснения нефти выше на 2,0-6,1 %, чем в условиях остаточной нефтенасыщенности.

4. Установлено, что величина прироста коэффициента вытеснения нефти при ВГВ является функцией состава газового агента: для условий низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения при использовании азота она составляет 8,2 %, сухого углеводородного газа - 18,3%, попутного добываемого газа - 32,7% при применении попеременной закачки газа и воды на ранней стадии разработки.

Список источников диссертации и автореферата по механике, кандидата технических наук, Макатров, Артем Константинович, Уфа

1. Курамшин P.M. Особенности геологического строения и технологии разработки юрских отложений Нижневартовского свода. М: Из-во РМНТК Нефтеотдача. 2002. 107 с.

2. Багаутдинов А.К., Барков C.JL, Белевич Г.К. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазоносных месторождений России. //Издание в 2 т./ под ред. В.Е. Гавуры. М.гВНИИОЭНГ, 1996. - Т.2. - 352 с.

3. Галлеев В.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья // Монография М.: КубК-а, 1997.-3 52с.

4. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. Из-во: Уфа, Башкирское издательство "Китап"., 1994., 180 с.

5. G. Vortis. Special report. Enhanced oil recovery. Oil&Gas Journal, April 15,2002, V. 100. 15, p. 71-83.

6. Байков H.M. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США. // Нефтяное хозяйство. -2002.-№11.- С. 127-129.

7. Афанасьев И.С., Телин А.Г., Волошин А.И., Растрогин А. Зарубежный опыт применения МУН: классификация, статистика проектов и тенденции применения. / Вестник ИЦ ЮКОС, 2002, №5, С. 30-35.

8. Перспективы применения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов. Сб. науч. трудов. М.: Изд-во ВНИИ, 1989. -76 с.

9. П.Гумерский Х.Х., Мамедов Ю.Г., Шахвердиев А.Х. Состояние и перспективы внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов в мире./ Сб. научн. трудов ВНИИнефть, Вып. 125, М.: ВНИИнефть, 2001.- С. 5-24.

10. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Госуд.научно-техн. изд. нефт. и горно-топливн. лит., 1953. 606 с.

11. Kyte I.R. et al. Mechanism of Water-flooding in the presence of Free Gas. Petr. Trans. AIME, 1956, vol.207, p. 215-221.

12. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: «Недра», 1992.-270 с.

13. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1988, 53 с.

14. Honarpour М., Koederitz L., Harvey А.Н. Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. CRC Press, Boston, 1990. 143 p.

15. Blunt M.J. An Empirical Model for Three-Phase Relative Permeability. Paper SPE 56474

16. Stone H.L. Probability Model for Estimating Three-Phase Relative Permeability. J. Petr. Techn., 1970, V. 20, № 2, p. 214-218.

17. Stone H.L. Estimation of Three-Phase Relative Permeability and Residual Oil Data. J. Canadian Petr. Techn., 1973, V. 12, p. 53-61.

18. Whorton L.P., Kieshnick W.L. A Preliminary Reporton Oil Recovery by High-Pressure Gas Ingection. API, Drill and Prod. Pract., 1950.

19. Stone H.L., Crump J.S. The Effect of Gas Composition upon Oil Recovery by Gas Drive. J. Petrol. Technol., vol.5,1956.

20. Slobod R.L., Koch H.A. High-pressure gas injection mechanism of recovery increase. Drilling and Production Practice, 1953, pp. 82-94.

21. Kieschnic W.L. What is the miscible displacement? Petroleum Engineer, 1959, V. 31, № 9, p. 1321-1334.

22. Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. М.: Недра, 1998. - 304 с.

23. Боксерман А.А., Ямбаев М.Ф. Метод закачки и внутрипластовой трансформации воздуха на месторождениях легкой нефти. 12 th European Symposium on improved Oil Recovery Kazan, Russia, 8 -10 September 2003.

24. Ентов B.M., Зазовский А.Ф. Гидродинамика повышения процессов нефтеотдачи. М.: Недра, 1989.

25. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в пористых пластах. М.: Недра, 1984.208 с.

26. Закс С.А. Повышение нефтеотдачи пластов нагнетанием газов. М: Госоптехиздат, 1963.-191 с.

27. Забродин П.Н., Раковский H.JI., Розенберг М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: Недра, 1968.

28. Ковалева J1.A. Исследование процессов смешивающегося вытеснения нефти в пористой среде. Диссер. на соиск. уч. степени канд.техн.наук. Москва, 1982.161с.

29. Ковалева JI.A. Изучение особенностей движения многокомпонентных углеводородных систем в пористой среде. //Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. -Тюмень, 1985. -С.65-69.

30. Ковалева JI.A. Методика приближенного расчета вытеснения нефти газом высокого давления в линейном пласте. //Межвуз.НТС "Физико-химия и разработка нефтяных месторождений", Уфа, 1982. -С.24-28.

31. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти. М: Недра, 1976. - 335 с.

32. Николаевский В.Н., Бондарев Э.А., Миркин М.И. и др. Движение углеводородных смесей в пористой среде. М.: Недра, 1968. - 189 с.

33. Методическое руководство по применению газовых и водогазовых методов воздействия на нефтяные пласты.// МНТК "Нефтеотдача". Рук. Степанова Г.С. и др. -М.: 1991.-241 с.

34. Степанова Г.С. Механизм вытеснения нефти газом. М. Газовая промышленность, ноябрь 2001 г.-58 с.

35. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.-308 с.

36. Гимаев Р.Н., Халиков Г.А., Ямалетдинова К.Ш. Газовые методы повышения нефтеотдачи. Уфа: изд. БГУ, 1999.271 с.

37. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. М: Госоптехиздат. -1963.-531 с.

38. Трофимов A.C., Поняев C.B., Мигунова C.B. Газовые методы, как методы увеличения нефтеотдачи // Тр. Междунар. технолог, симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», Москва. 2004. С. 399-402.

39. Крючков В.И., Романов Г.В., Печеркин М.Ф., Ибатуллин P.P., Сахабутдинов Р.З. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению // Интервал. 2004. №4-5. С. 56-60.

40. Holmgren C.R., Morse R.A. Effect of Free Gas Saturation on Oil Recovery by Water-flooding.-Petrol. Trans. AIME, vol.192,1951, pp 135-140.

41. Dues A.B. Production of Water-Driven Reservoirs below their bubbling point.- J. of Petroleum Technology, vol.6, № 10,1953, pp 151-158.

42. Richardson J.G. and Perkins. Laboratory Investigation of the Effect of Rate on Recovery of Oil by the Water flooding. Trans. AIME, vol. 210,1957, p.l 14-121.

43. Айрапетян M.A. К вопросу об эффективности водогазовой репрессии при вторичной эксплуатации нефтяных горизонтов. // Тр. Института нефти Академии наук Казахской ССР. 1956. - Том 1 - С. 33-45.

44. Э.К. Коваленко, И.Л. Мархасин, М.М. Сатаров // Тр. УфНИИ. 1963. - вып. 9-10. -С.155-160.

45. Островский Ю.М., Гнатюк Р.А, Лискевич Е.И. О механизме комбинированного вытеснения нефти водой и газом. Труды Укргипрониинефть, 1973, вып.11-12, С. 220225.

46. Экспериментальные результаты вытеснения нефти из загазованных и обводненных пористых сред / Ю.М. Островский, Е.И. Лискевич и др. // Тр. Укргипрониинефть. -1973.-вып. 11-12.-С. 3-10.

47. Ю.М. Островский. К расчету относительных проницаемостей при нестационарном трехфазном потоке. // Тр. Укргипрониинефть. -1973. вып. 11-12. - С. 226-232.

48. Е.И. Лискевич, Ю.М. Островский. Вытеснение нефти газоводяными смесями. // Тр. Укргипрониинефть. 1973. - вып. 11-12. - С. 233-240.

49. Характеристики вытеснения пластовых жидкостей месторождения Самотлор. / Е.И. Лискевич, Р.А. Гнатюк и др. // Тр. Укргипрониинефть. 1973. - вып. 11-12. - С. 241249.

50. Е.И. Лискевич. Вытеснение нефти газом и водой при комбинированной закачке. // НТС "Проблемы нефти и газа "Тюмени". 1974. - вып. 22. - С. 35-37.

51. К вопросу комплексного решения проблемы повышения нефтеотдачи пластов и сохранения фонтанного периода эксплуатации скважин / Островский Ю.М., Лискевич Е.И., Николаенко Н.А. и др. // Тр. Укргипрониинефть. 1973. - вып. 11-12. - С. 206-211.

52. Вытеснение газированной нефти газоводяными смесями / Островский Ю.М., Хомышин А.И., Лискевич Е.И. // Тр. Укргипрониинефть. 1979. - вып. 29. - С. 98100.

53. Ю.М. Островский, А.И. Хомышин Вытеснение нефти газоводяными смесями из слоистонеоднородных пластов // Тр. Укргипрониинефть. 1979. - вып.29. - С. 100103.

54. Периодическая закачка газа и воды под высоким давлением / Харазий Н.И., Захаров Л.С., Дорощук Н.Ф., Глумов И.Ф. // Тр. Татнипинефть.- 1979.- вып.40 с.144-151.

55. Состояние и перспективы применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. / Ващуркин А.И., Свищев М.Ф. и др. // Материалы всесоюзного семинара, состоявшегося 22-25 июня 1976 г. в г. Уфе, М.: ВНИИОЭНГ, 1977.- С. 40-45.

56. Ващуркин А.И., Свищев М.Ф., Ложкин Г.В. Повышение нефтеотдачи водогазовым воздействием на пласт // Нефтепромысловое дело. Реферативный научно-технический сборник / М. ВНИИОЭНГ.- 1977.- № 9 С.23-24.

57. Ващуркин А.И., Ложкин Г.В., Радюкин А.Е. Экспериментальные исследования водогазового воздействия на пласт БСю Федоровского месторождения // Тр. СибНИИНП.- 1978.-вып. 12.-С. 143-150.

58. Ващуркин А.И., Свищев М.Ф. Критерии применимости водогазового воздействия на пласт // Проблемы нефти и газа Тюмени: /Сб.ст./ Тюмень: 1979.- вып.43. - С. 24-26.

59. Ващуркин А.И., Ложкин Г.В. Капиллярная модель водогазового воздействия на заводненный пласт // Проблемы нефти и газа Тюмени: /Сб.ст./- Тюмень: 1981-вып.51.-С. 39-42.

60. РД 39-9-151-79. Руководство по проектированию и применению метода заводнения с газоводяными смесями: СибНИИНП, 1979. -141 с.

61. Обоснование применения методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Томской области: Отчет о НИР (заключительный). Рук. Ващуркин А.И. № ГР 01830054770, инв. № 029255, Тюмень, 1981.-162 с.

62. Пияков Г.Н., Яковлев А.П. и др. Извлечение нефти из низкопроницаемых коллекторов с помощью газовых методов. // Нефт. хоз-во. 1991. - №3. - С. 26-27.

63. Пияков Г.Н., Яковлев А.П. и др. Экспериментальные исследования водогазового воздействия // Нефт. хоз-во. 1991. - №8.- С. 29-30.

64. Пияков Г.Н., Яковлев А.П. и др. Исследование эффективности водогазового воздействия (на примере пласта 10. Когалымского месторождения) // Нефт. хоз-во. 1992.-№1.-С. 38-39.

65. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты / НТС Нефтепромысловое дело. 1995. - №8-10. - С. 54-59.

66. Пияков Г.Н., Кнышенко А.Г. и др. Исследование эффективности водогазового воздействия для доразработки девонских залежей Туймазинского месторождения. // Тр. Башнипинефть. -1986. вып.74. - С. 105-109.

67. Пияков Г.Н., Тимашев Э.М. и др. К вопросу использования нефтяного газа, сжигаемого в факелах, для увеличения нефтеотдачи / НТС Нефтепромысловое дело. -1995,-№6.-С. 6-9.

68. М.М. Kulkami, D.N. Rao. Experimental Investigation of Miscible Secondary Gas Injection. SPE 95975. Texas. U.S.A., 9-12 October 2005.

69. M.M. Kulkami, D.N. Rao. Experimental Investigation of Various Methods of Tetriary Gas Injection. SPE 90589. Texas. U.S.A., 26-29 September 2004.

70. D.D. Mamora, J.A. Rivero, A. Hendroyono, G.J. Venturini. Experimental and Simulation Studies of Stream-Propane Injection for Hamaca and Duri Fields. SPE 84201. Colorado. U.S.A. 5-8 October 2003.

71. E. Fernandez Righi, J.Royo, P.Gentil, R.Castelo, A Del Monte. Experimental Study of Tetriary Immiscible WAG Injection. SPE 89360. Oklahoma, U.S.A., 17-21 April 2004.

72. Таиров Н.Д., Джалилов З.И. Калантаров А.И. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти газом. / Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1986., №8, С.18-19.

73. Аллахвердиева Р.Г., Борисов Ю.П., Гордеев Ю.М. Вытеснение нефти повышенной вязкости водогазовой смесью. Нефтепромысловое дело., 1979 г., №3., С.18-19.

74. Липовецкая И.П., Кисиленко Б.Е. Механизмы газоводяной репрессии при эксплуатации обводненных продуктивных пластов. В кн. Физическое и математическое моделирование механизмов нефтеотдачи., М., 1981 г., С.73-75.

75. EOR Survey. Oil and Gas Journal. April 12,2004. p.56-58.

76. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.: Из-во Миннефтепрома, 1986 г. - 19 с.

77. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977. -214 с.

78. Справочник по геологии нефти и газа. М.: Недра, 1984.

79. Боксерман A.A. Результаты и перспективы применения тепловых методов воздействия на пласт, с. 10-16. В кн. Тепловые методы воздействия на пласт (Материалы отраслевого семинара, состоявшегося 5-8 октября 1971 г. в г. Ухта). ВНИИОЭНГ, Москва.

80. Экспериментальные исследования процессов горения нефти в пористой среде с использованием кислородосодержащих смесей./ Отчет о НИР. Руководители: Оноприенко В.П., МыркаЯ.М. и др. Укргипрониинефть. 1989.128 с.

81. Щемелинин Ю.А., Раздобреева Н.И. Закономерности вытеснения нефти водой в условиях месторождений ОАО "Томскнефть" ВНК./ Вестник ВНК.- 1998. .-№1. С. 47-49.