Технологические основы водогазового воздействия на пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых коллекторах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Зацепин Владислав Вячеславович

• Зацепин Владислав Вячеславович
• доктор наук
• 2017

Оглавление диссертации доктор наук Зацепин Владислав Вячеславович

Оглавление

С.

Введение

1 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (ВГВ) НА ПЛАСТ

1.1 Классификация технологий водогазового воздействия (ВГВ)

1.2 Обзор реализованных проектов с применением технологий водогазового воздействия на пласт

1.3 Выводы по главе 1 и постановка задачи исследования

2 ОСОБЕННОСТИ УСЛОВИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ С УЧЕТОМ МЕХАНИЗМА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ И ВОДОЙ. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Критерии применимости водогазового воздействия на пласт

2.2 Первые экспериментальные исследования. Определение механизма водогазового воздействия на пласт

2.3 Технологии ВГВ с раздельной закачкой вытесняющих агентов

2.4 Технологии ВГВ с одновременной закачкой воды и газа

2.5 Основные выводы по современному состоянию исследований технологий водогазового воздействия

3 ФУНКЦИЯ ПРИРОСТА КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ И ВОДОЙ ОТ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1 Описание фильтрационной установки

3.2 Экспериментальное исследование водогазового воздействия с последовательной закачкой рабочих агентов на низкопроницаемых линейных моделях пласта

3.3 Интерпретация результатов экспериментальных исследований водогазового воздействия. Построение функции зависимости

эффективности водогазового воздействия от проницаемости коллектора 94 3.4 Основные выводы по главе

4 ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ С ГИДРОФИЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ ПОВЕРХНОСТИ В УСЛОВИЯХ ГАЗОВОЙ РЕПРЕССИИ

4.1 Капиллярная модель вытеснения нефти из пористой среды газом и водой

4.2 Фрактальность процесса вытеснения нефти из пористой среды

газом и водой

4.3 Механизм вытеснения нефти водой и газом в гидрофильном коллекторе

4.4 Фильтрационные исследования по вытеснению нефти водой и/или газом из гидрофильного коллектора

4.5 Основные выводы по главе

5 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ДЛЯ СЛУЧАЯ ГИДРОФИЛЬНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

5.1 Геолого-физическая характеристика коллектора и анализ адекватности построения гидродинамической модели опытного участка

по применению водогазового воздействия на пласт

5.2 Оценка результатов опытно-промышленных работ по закачке газа в пласт Ю11 Новогоднего месторождения. Характерные особенности изменении параметров работы добывающих скважин опытного участка

5.3 Основные выводы по главе

6 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЕМИСТОСТИ ВОДОГАЗО-НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

6.1 Определение приемистости водогазонагнетательных скважин. Причины и характер изменения давления закачки

6.2 Экспериментальное исследование изменения расхода газа и воды при водогазовом воздействии с последовательной закачкой рабочих агентов в условиях низкопроницаемого коллектора

6.3 Изменение приемистости газонагнетательных скважин при закачке газа в пласт с гидрофильными свойствами поверхности коллектора на примере скважины №6569 Новогоднего месторождения

6.4 Основные выводы по главе

7 ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ В УСЛОВИЯХ НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНОГО КОЛЛЕКТОРА

7.1 Отличительные особенности применения водогазового воздействия в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного пласта по данным лабораторных исследований

7.2 Определение приемистости водогазонагнетательной скважины по газу после длительной закачки воды в пласт

7.3 Определение принимающих интервалов пласта при закачке газа и воды в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного пласта по данным промысловых исследований

7.4 Основные выводы по главе

8 ВЫБОР АЛЬТЕРНАТИВНОГО РАБОЧЕГО АГЕНТА ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

8.1 Выбор альтернативного рабочего газового агента в зависимости от энергоэффективности системы разработки месторождения

8.2 Выбор перспективного типа рабочего газового агента по результатам лабораторных исследований

8.3 Сравнительная эффективность использования

углеводородных и неуглеводородных газов в качестве вытесняющего агента при водогазовом воздействии на пласт

8.4 Основные выводы по главе

9 СОЗДАНИЕ ОСНОВ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ЗАКАЧКОЙ ВОЗДУХА В ПЛАСТ

9.1 Опыт разработки Вишанского нефтяного месторождения с применением закачки воздуха в пласт

9.2 Исследование газо-гидродинамических и массобменных процессов при вытеснении нефти воздухом путем анализа динамики газового фактора и компонентного состава попутного нефтяного газа

9.3 Условия самовоспламенения нефти в термобарических условиях пласта

9.4 Основные выводы по главе 9 317 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 319 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технологические основы водогазового воздействия на пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых коллекторах»

Актуальность темы.

Особенностью развития нефтедобывающей промышленности Российской Федерации (РФ) на современном этапе является состоявшийся переход от выборочной отработки высокопродуктивных (активных) запасов (средняя степень выработки более 70%), к разработке трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) нефти, эффективное освоение которых возможно только при использования современных методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, газовых, физико-химических и др.).

Согласно сформулированным на основе Классификатора трудноизвлекаемых запасов нефти (Минтопэнерго, 1998 г.) в 2005 г. ЦКР Роснедра Критериям отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым, к ТИЗ относятся запасы нефти: с вязкостью более 30 мПас; в маломощных пластах толщиной менее 2 м для терригенного коллектора, и 4 м для карбонатного; в коллекторах с проницаемостью менее 0,03 мкм2 (до этого граничное значение

Л

принималось равным 0,05 мкм ).

По состоянию на 01.01.2012 г. на Государственном балансе полезных ископаемых по категориям А+В+С1+С2 числилось 28,9 млрд т запасов нефти, из которых 65% относятся к категории трудноизвлекаемых. При этом, запасы в низкопроницаемых коллекторах составляют, по разным оценкам, в зависимости от используемой системы классификации, от 36 до 41% от общего объема ТИЗ.

Эффективность применения для разработки трудноизвлекаемых запасов газовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) подтверждается опытом США, где 40% дополнительно добытой нефти (15 - 20 млн т нефти) обеспечивается за счет использования в качестве вытесняющих агентов различных газов. В РФ аналогичный показатель равен 0,5 - 1,0% (200 - 250 тыс. т нефти), что говорит о существующем потенциале роста объемов применения.

В отечественной практике применения газовых методов предпочтение отдается комбинированным технологиям, предусматривающим закачку в пласт углеводородного газа и воды, - водогазовому воздействию на пласт (ВГВ). Хотя

опыт применения технологий ВГВ показывает их эффективность для разработки низкопроницаемых коллекторов (так по результатам работ на Самотлорском месторождении было рекомендовано использовать водогазовое воздействие для

л

пластов с проницаемостью менее 0,05 мкм ) их практическое применение сдерживается имеющимися объективными трудностями, к числу которых, в том числе, относится выбытие скважин из нагнетательного фонда из-за невозможности обеспечить закачку газа после завершения полуцикла нагнетания в пласт воды.

Основной причиной, ограничивающей распространение водогазового воздействия, являются неоднозначные результаты опытно-промышленных работ, которые обусловлены несоответствием концепции применения водогазового воздействия и сформулированным на ее основе геолого-физических критериев применимости существующим экспериментальным и промысловым данным.

Проблемы, возникающие при реализации водогазового воздействия для разработки низкопроницаемых коллекторов, обусловлены недостаточной изученностью ряда технико-технологических вопросов, таких как: влияние геолого-физических факторов, в т.ч. фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), на эффективность ВГВ по сравнению с заводнением; изменение приемистости водогазонагнетательных скважин; возможность использования в качестве вытесняющего агента доступных неуглеводородных газов.

В связи с вышеизложенным, тематика диссертационной работы, посвященная повышению эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами за счет применения водогазового воздействия на пласт, путем формирования новой концепции применения технологий ВГВ, является актуальной и имеет большое теоретическое и практическое значение.

Цель работы — Научное обоснование и создание технологических основ извлечения нефти с применением водогазового воздействия на пласт (ВГВ), на основе теоретических, лабораторных и опытно-промысловых исследований использования в качестве вытесняющего агента углеводородных газов и воздуха на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Основные задачи исследований.

1. Анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта применения водогазового воздействия на пласт, определение направлений исследований по увеличению нефтеизвлечения из низкопроницаемых коллекторов при водогазовом воздействии.

2. Определение функции, устанавливающей зависимость коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействии от проницаемости коллектора.

3. Исследование влияния свойств пористой среды, включая свойства смачиваемости поверхности, на эффективность водогазового воздействии для низкопроницаемого коллектора, в том числе при проведении фильтрационных исследований с использованием гидрофильных образцов керна в условиях выраженной газовой репрессии с определением сравнительной эффективности различных технологий водогазового воздействия.

4. Определение потенциальной эффективности применения водогазового воздействия в условиях низкопроницаемого гидрофильного коллектора по результатам опытно-промышленных работ.

5. Создание и промысловое испытание способа определения фактической приемистости водогазонагнетаельной скважины по газу для выбора параметров компрессорной станции.

6. Исследование процессов, протекающих в призабойной зоне нагнетательных скважин, в том числе в гидрофильном низкопроницаемом коллекторе, при закачке газа в пласт.

7. Определение особенностей реализации процесса вытеснения нефти газом и водой в условиях слоисто-неоднородного низкопроницаемого коллектора по данным лабораторных и промысловых исследований.

8. Определение геолого-физических условий, при которых целесообразно использование в качестве вытесняющего агента неуглеводородных газов. Определение перечня перспективных к использованию газов.

9. Исследование гидродинамических и массообменных процессов при вытеснении нефти из низкопроницаемого коллектора неуглеводородным газом по

данным промысловых исследований.

Методы решения поставленных задач.

Для решения поставленных задач в диссертационной работе применялись методы: анализ отечественного и зарубежного опыта применения технологий водогазового воздействия на пласт; обобщение результатов лабораторных исследований по вытеснению нефти газом и водой в различных геолого-физических условиях; проведение фильтрационных экспериментов с использованием различных рабочих агентов (газ, вода, водогазовая смесь (ВГС); статистическая обработка результатов лабораторных исследований и построение аппроксимирующих функций; обработка и обобщение результатов промысловых испытаний водогазового воздействия с раздельной закачкой вытесняющих агентов в условиях гидрофильного коллектора, с использованием в качестве вытесняющего агента углеводородных и неуглеводородных газов; обработка результатов промысловых геофизических исследований водогазонагнетательных скважин; термический анализ.

Научная новизна диссертационной работы.

1. Установлено что, зависимость коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействии, также как и при вытеснении нефти водой, описывается корреляционной зависимостью от экспоненты значения обратного коэффициенту проницаемости породы.

2. Аналитическим путем определены механизм увеличения коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением и влияние свойств смачиваемости поверхности пористой среды на эффективность вытеснения нефти. Показано, что в условиях газовой репрессии из-за гидрофильных свойств коллектора коэффициент вытеснения нефти при водогазовом воздействии с последовательной закачкой газа и воды выше, чем при чередующейся и/или совместной закачке.

3. В результате опытно-промышленного эксперимента обосновано влияние свойств смачиваемости поверхности породы коллектора на коэффициент охвата вытеснением. Установлено, что увеличение значения коэффициента охвата

при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением возможно только для нефтенасыщенного коллектора с показателем смачиваемости менее 0,8.

4. Показана возможность образования отложений водных клатратов в призабойной зоне пласта при пластовой температуре выше температуры гидратообразования при нагнетании газа в пласт из-за охлаждения потока при фильтрации сквозь среду с большим градиентом пористости.

5. Установлено, что при вытеснении нефти из низкопроницаемого слоисто-неоднородного пласта водогазовое воздействие (последовательное вытеснение нефти водой и газом) возможно только для интервалов пласта с наибольшей абсолютной проницаемостью, при этом в период закачки газа в пласт вытеснение нефти также осуществляется из интервалов не дренируемых водой.

6. В промысловых условиях при вытеснении нефти дымовыми газами обнаружены отличные от известных массообменные процессы, определяющие переход легких компонентов нефти в газовую фазу после насыщения нефти углекислым газом и образования на границе нефть/газ второй жидкой фазы СО2.

7. Установлено, что воспламенение нефти в пластовых условиях при закачке воздуха в пласт описывается моделью цепного, а не теплового, взрыва.

Практическая значимость результатов исследований.

1. Получена формула, позволяющая прогнозировать прирост коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением в зависимости от проницаемости коллектора для сходных геолого-физических условий.

2. Установлено снижение эффективности водогазового воздействия в условиях гидрофильного коллектора.

3. Для условий гидрофильного коллектора предложена технология водогазового воздействия, предусматривающая длительный единичный цикл нагнетания газа с последующим заводнением до конца разработки месторождения, обеспечивающая наибольшее значение нефтеотдачи по сравнению с альтернативными способами разработки.

4. Установлена возможность технологически эффективного применения в

качестве третичного способа разработки водогазового воздействия на пласт с показателем смачиваемости (М) поверхности не более 0,8.

5. Установлена причина снижения приемистости водогазонагнетательной скважины в процессе закачки газа в пласт - образование гидратных отложений в призабойной зоне пласта, что позволяет разрабатывать меры по борьбе с данным явлением.

6. Обоснована необходимость, предложена и применена методика проведения промысловых исследований по определению параметров нагнетания газа в пласт для выбора компрессорной станции.

7. Для условий слоисто-неоднородного низкопроницаемого пласта обоснована необходимость закачки газа в пласт без предварительного нагнетания воды в призабойную зону нагнетательной скважины.

8. Определены критерии, определяющие возможность использования в качестве вытесняющего агента неуглеводородных газов.

9. Установлены контрольные параметры работы добывающих скважин, определяющие возможность прорыва вытесняющего агента (газа) и необходимость изменения типа рабочего агента (начала закачки воды).

10. Предложен способ определения времени самовоспламенения нефти в пластовых условиях.

11. Сформулированы новые геолого-физические критерии применимости технологий водогазового воздействия на пласт с раздельной закачкой вытесняющих агентов.

Степень внедрения результатов исследований.

По результатам исследований, выполненных в рамках диссертационной работы, был получен ряд технических и технологических решений, использовавшихся при подготовке проектных документов для Приобского (северная лицензионная территория), Комсомольского, Барсуковского и Степноозеркинского месторождений. Часть технологических и методологических решений использовалась при проведении работ на двух опытных участках закачки газа в пласт: кустовая площадка №82 Приобского месторождения (южная

лицензионная территория) и площадка скважины №134 Вишанского месторождения. Применение технологии в условиях Вишанского месторождения позволило увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) по объекту воздействия в 1,37 раз с 0,19 до 0,26.

Созданы высокопродуктивные технические решения, обеспечивающие повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов, новизна которых защищена тремя патентами на изобретения РФ. Подготовлен методический материал для учебного курса в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Технологические основы повышения эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при водогазовом воздействии на пласты.

2. Принципы выбора потенциальных объектов для водогазового воздействия на пласт в зависимости от проницаемости и неоднородности коллектора и свойств смачиваемости поверхности.

3. Методические положения по выбору оптимальных технологий водогазового воздействия в зависимости от свойств смачиваемости поверхности пористой среды коллектора, соотношения и абсолютных значений проницаемости пропластков для слоисто-неоднородного коллектора.

4. Комплекс новых технико-технологических решений, направленных на повышение эффективности разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами за счет применения технологий водогазового воздействия.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на конференциях: VII научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» 25-27 сентября 2007 г. (г. Геленджик), IV Всероссийская научно-практическая конференция «Нефтепромысловая химия» 26-27 июня 2008 г. (г. Москва), Всероссийская научно-практическая конференция «Новые технологии и безопасность при

бурении нефтяных и газовых скважин» 27 - 28 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России 26 - 29 мая 2009 г. (г. Уфа), Научно-практическая конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология.» 26 - 27 мая 2010 г. (г. Уфа), Всероссийская конференция «Проблемы и перспективы развития научных исследований и индустрии нанотехнологий» 26 мая 2010 г. (г. Санкт-Петербург), Научно-практическая конференция «Инновационные технологии - основа реализации Стратегии Блока разведки и добычи ОАО «Газпром нефть» 29 сентября - 1 октября 2010 г. (г. Санкт-Петербург), Межвузовская научно-практическая конференция «Оценка месторождений полезных ископаемых с падающим объемом добычи в условиях исчерпания запасов» 25 марта 2011 г. (г. Санкт-Петербург), IV научно-практическая конференция «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти» 26 - 28 апреля 2011 г. (г. Уфа); 24-й международной конференции по химической термодинамике «IUPAC International Conference on Chemical Thermodynamics» 21 - 26 августа 2016 г. (г. Гуилинь, КНР), Международная конференция по технике повышения нефтеотдачи пластов за 2016 г. (г. Карамай, КНР), II International Workshop «Thermal Methods for Enhanced Oil Recovery: Laboratory Testing, Simulation and Oilfields Applications» ThEOR2017 19 - 23 June, Kazan Federal University, Kazan, Russia.

Научные публикации и личный вклад автора.

Основные положения диссертационной работы изложены в 34 опубликованных научных работах, из них: одна монография, 30 статей в российских и зарубежных рецензируемых журналах и изданиях (в том числе 22 статьи в журналах, входящих в перечень изданий, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ), 3 патента на изобретения РФ.

Автору принадлежат: постановка задачи исследования, создание классификации технологий водогазового воздействия на пласт, разработка

основных положений и методики проведения экспериментов и проведение экспериментальных исследований с использованием керновых моделей и прозрачных микромоделей пористой среды, определение эмпирических и аналитических функций, описывающих зависимость коэффициента вытеснения нефти при ВГВ от ФЕС, обоснование основных особенностей проведения фильтрационных исследований для условий нефтяного пласта с гидрофильными свойствами поверхности, анализ и обобщение результатов лабораторных исследований и опытно-промышленных работ.

Диссертационная работа состоит из введения, девяти глав, выводов по работе и списка литературы, включающего 274 публикации отечественных и зарубежных авторов. Сама работа изложена на 354 страницах машинописного текста и включает 68 таблиц и 97 рисунков.

Благодарности. Автор выражает искреннюю признательность научному

консультанту А.Т. Зарипову, Р.А. Максутову, О.В. Чубанову, А.Г. Телину, А.К.

Макатрову, а также А.А. Боксерману, М.М. Хасанову, В.Н. Ивановскому, Ю.В.

Алексееву, А.М. Кузнецову, С.Н. Закирову, Г.Н. Пиякову, А.Б. Золотухину, И.А

Ахмадейшину, И.Р. Кузееву и другим учителям, коллегам и соавторам.

1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (ВГВ) НА ПЛАСТ

Для анализа результатов применения ВГВ и лабораторных исследований технологий водогазового воздействия на пласт необходима система существенных идентификационных признаков, позволяющих различать особенности использования газа и воды в качестве вытесняющих агентов в конкретных условиях.

1.1 Классификация технологий водогазового воздействия (ВГВ)

Чаще всего водогазовое воздействие (включая двухфазные пенные системы, что позволяет в некоторых случаях относить водогазовое воздействие к группе технологий «создание оторочек» [1]) рассматривается как один из газовых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) наравне с воздействием на пласт: углеводородным газом; диоксидом углерода (смешивающееся/несмешивающееся вытеснение); азотом и дымовыми газами [2] (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Классификация третичных МУН по [2] При этом, основным критикуемым положением является смешение классификационных признаков. Отсутствие возможности в рамках данной системы

определять при водогазовом воздействии тип вытесняющего агента, режим вытеснения и порядок закачки вытесняющих агентов приводит к появлению «авторских» классификаций. Так, в работе [3] автор предлагает выделять как самостоятельные технологии: водогазовое воздействие (ВГВ), когда углеводородный газ и вода нагнетаются совместно; водовоздушное воздействие (ВВВ), когда в качестве газа используется воздух; газонефтяное воздействие (ГНВ), предусматривающее только закачку газа и газожидкостное воздействие (ГЖВ), подразумевающее поочередное нагнетание газа и воды. Работа [3] является характерным примером распространенной ошибки, когда водогазовым воздействием считается только процесс закачки в пласт водогазовых смесей (ВГС).

Более эффективно использование зарубежной системы классификации. Англоязычная классификация технологий водогазового воздействия представлена в работе [4], где выделены WAG- (water-alternating gas) и SWAG- (simultaneous water and gas) процессы, которые предусматривают раздельное (WAG-процесс) и совместное (SWAG-процесс) нагнетание вытесняющих агентов (воды и газа). Здесь WAG-процесс подразделяется на:

- Miscible WAG injection (смешивающееся вытеснение);

- Immiscible WAG injection (несмешивающееся вытеснение);

- Hybrid WAG injection.

К последней разновидности WAG-процесса относится закачка в пласт большой газовой оторочки и нескольких небольших оторочек воды и газа.

Основой построения любой классификации является определение.

Согласно ГОСТ Р 53554-2009 «Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения» водогазовое воздействие на нефтяной пласт это «введение через специальные нагнетательные скважины в нефтяной пласт воды и углекислого или углеводородного газа для поддержания пластового давления» [5].

Исключение из определения других газом, например инертных, является произвольным и, как будет показано ниже, противоречит и отечественному и зарубежному опыту практического применения газовых МУН.

Более точным является определение, что водогазовое воздействие (ВГВ) -это способ воздействия на продуктивный пласт при разработке месторождений нефти, при котором поддержание и восстановление пластового давления, а также энергетического и материального баланса осуществляется закачкой воды и газа (смеси газов) в различных сочетаниях и модификациях. На основании сформулированного определения и предложенной в публикации автора [6] системы, в настоящей работе используется классификация, разработанная на основе существующей отечественной нормативной документации [7] и анализа публикаций по теме водогазового воздействия на пласт.

Принято использовать трехуровневую классификацию технологий МУН (повышения нефтеотдачи пластов (ПНП): метод - группа технологий - технология. В такой системе водогазовое воздействие (ВГВ) является группой технологий, относящейся к газовым методам повышения нефтеотдачи пластов [6], и так же, как газовое воздействие (ГВ), классифицируется: по взаимодействию газа с нефтью и по используемому агенту вытеснения (рисунок 1.2).

По взаимодействию газа с вытесняемой нефтью различают: режим газовой репрессии, режим ограниченной взаимной растворимости и режим неограниченной взаимной растворимости.

Газовая репрессия характеризуется отсутствием массообмена между жидкой и газовой фазами. Вытеснение нефти происходит только под действием газодинамических сил.

При режиме ограниченной взаимной растворимости происходит обмен компонентами между газовой и жидкой фазами при вытеснении нефти в пласте. Помимо действия газодинамических сил имеет место частичный перенос компонентов из нефтяной фазы в газовую и наоборот. При этом сохраняются границы раздела фаз и межфазовое натяжение между газовым агентом и нефтью.

При режиме неограниченной взаимной растворимости, также называемом смешивающимся режимом, границы раздела между фазами и межфазное натяжение между нефтью и газом отсутствуют. Режим неограниченной взаимной растворимости подразделяется на одноконтактный и многоконтактный.

Рисунок 1.2 - Классификация технологий водогазового воздействия на пласт

При одноконтактном режиме нагнетаемый газ и пластовая нефть неограниченно смешиваются в призабойной зоне, а в случае многоконтактного (динамического) режима смесимость между газом и нефтью возникает на удалении от призабойной зоны в результате многократного контакта газовой и нефтяной фаз.

По используемому газовому агенту различают воздействие на пласт: углеводородным газом; диоксидом углерода; азотом; дымовыми газами и закачку воздуха. Разделяют закачку «сухого» углеводородного газа (в т.ч. природного газа) и закачку «обогащенного» газа, содержащего существенное количество углеводородных растворителей (пропан, бутан и пр.).

В случае закачки в пласт воздуха возможно протекание окислительных экзотермических реакций между кислородом воздуха и углеводородами нефти. При этом воздух является не рабочим агентом, а исходным веществом для получения вытесняющего агента. В зависимости от термобарических условий пласта и свойств пластовых флюидов, согласно работам [8, 9], возможны три различных процесса вытеснения нефти: вытеснение дымовыми газами (в случае если тепловое воздействие на нефтеотдачу ничтожно); термогазовое воздействие (если благодаря возникновению высокотемпературной зоны за фронтом вытеснения нефти газами горения образуется «нефтяной вал») и внутрипластовое горение. В англоязычной литературе для обозначения термогазового воздействия используется термин «high pressure air injection» (HPAI).

Последовательная закачка воздуха и воды, согласно работе [9], классифицируется как:

- WAG flue-gas (water alternating flue-gas injection);

- WAHPAI (water alternating high pressure air injection);

- Combustion and water flooding.

Закачка воздуха в пласт относится к газовым методам если вытеснение нефти производится дымовыми газами. Термогазовое воздействие на пласт является интегрированным методом, который также сопряжен с технологиями водогазового воздействия. Внутрипластовое горение относится к тепловым МУН.

По способу нагнетания вытесняющих агентов (газа и воды), технологии водогазового воздействия подразделяются на: последовательную; попеременную (чередующуюся) и совместную закачку [7] (рисунок 1.2).

Последовательная закачка предусматривает закачку воды после длительного периода нагнетания газа (обычно после прорыва газа).

Чередующаяся (попеременная) закачка предусматривает раздельное инжектирование в пласт вытесняющих агентов, объем оторочек каждого из которых в пластовых условиях не превышает 10 - 12% от начального нефтенасыщенного порового объема дренируемой области пласта [7].

При совместной закачке газ и вода нагнетаются в пласт одновременно, образуя водогазовую смесь (ВГС).

В настоящей диссертации освещены вопросы, связанные с применением технологий водогазового воздействия с раздельной и совместной закачкой газа и воды с использованием в качестве газового агента метана и его гомологов. В качестве альтернативы рассматривается применение азота, дымовых газов и закачка воздуха. Это связано с отсутствием у отечественной нефтедобывающей промышленности значимых ресурсов диоксида углерода.

1.2 Обзор реализованных проектов с применением технологий водогазового воздействия на пласт

Анализ результатов опытно-промышленной реализации технологий водогазового воздействия был выполнен на основе ранее опубликованных работ автора [10, 11, 12, 13]. При этом, с учетом актуальной информации, исследовалась достоверность и актуальность сделанных ранее автором прогнозов.

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Зацепин Владислав Вячеславович, 2017 год

- - - -

2

Рисунок 6.14 - Кривые падения давления и восстановления температуры в скважине №6569 при остановке процесса закачки газа в пласт

1 - давление; 2 - температура

Таким образом, процесс гидратообразования в призабойной зоне пласта водогазонагнетательной скважины №6569 может происходить только в том

случае, если температура газа понизится под воздействием внешних факторов, что может выразиться в адиабатическом расширении или дроссель-эффекте.

Возможность образования отложений водных клатратов в призабойной зоне с начальной температурой пласта выше температуры гидратообразования была впервые показана автором в статье [249] и в последствии нашла дальнейшее развитие в работах других исследователей [250, 251].

Некоторое снижение температуры потока может наблюдаться при внезапном расширении канала в месте выхода газа из насосно-компрессорных труб с внутренним диаметром 63,5 мм (рисунок 6.6) в эксплуатационную колонну, а также при прохождении перфорационных отверстий в колонне (с учетом того, что давление на забое превышает давление раскрытия трещин), однако, в этих случаях значение ДТ сравнительно не велико.

В то же время из рисунка 6.14 можно видеть, что перепад давления между пластом и забоем нагнетательной скважины ЛРшп составляет более 9 МПа (по состоянию на 22 марта 2007 г.), а в период начала закачки газа достигал величины 14,7 МПа.

Фактически при радиальном движении газа по пласту от забоя нагнетательной скважины имеет место случай фильтрации флюида в пористой среде с большим градиентом пористости, при этом из-за высокой скорости движения газа в призабойной зоне процесс расширения можно считать происходящим без подвода и отвода тепла.

С учетом имевших место значений репрессий ЛРпзп, данный процесс может создать термобарические условия образования кристаллогидратов углеводородных газов. Выполненный оценочный расчет показывает, что при прохождении призабойной зоны за счет перепада давления температура газа может снизится до значения 25,6 °С, что достаточно для образования отложений водных клатратов при пластовом давлении более 20 МПа (рисунок 6.11).

Изменение свойств призабойной зоны пласта водогазонагнетательной скважины при образовании отложений водных клатратов и их последующем разрушении может быть виден из результатов стандартных гидродинамических

исследований (ГДИС) скважины №6569 на неустановившихся режимах, в частности по записи и обработке кривой падения давления (КПД) и кривой стабилизации давления (КСД).

Интерпретация результатов длительных многоцикловых исследований нагнетательных скважин (КПД, КСД - КПД) проводилась с использованием программных продуктов «PanSystem» (EPS) и «Гидра-Тест-М». Обработка кривой падения давления (КПД) проводилась в следующей последовательности:

- пересчет показаний внутрискважинного манометра, установленного в скважине № 6569 на глубине 3100,11 м по стволу скважины, на глубину расположения водо-нефтяного контакта;

- построение КПД в декартовой системе координат;

- диагностика режимов течения рабочего агента в «log - log» координатах и координатах Хорнера и оценка фильтрационных параметров пласта.

абойного давления (Рзаб) в скважине №6569

"5

1 - закачка газа О = 244,8 тыс. м /сут при Рзаб. = 455 атм.; 2 - КПД-1; 3 - закачка

"5

газа О=235 тыс. м /сут при Рзаб. = 459 атм.; 4 - КПД-2

Количественная оценка параметров призабойной зоны пласта осуществлялась с использованием метода характерных кривых и методом

совмещения расчетного и фактического (измеренного) давления. Было выполнено несколько циклов гидродинамических исследований в скважине №6569, обзорный график которых представлен на рисунке 6.15.

Первый цикл исследований ГДИС был проведен перед возобновлением процесса заводнения в период с 23 марта по 11 апреля 2007 г. после продолжавшейся в течение четырех месяцев закачки газа в пласт. В соответствии с интерпретацией зарегистрированной кривой падения давления (КПД-1) были определены значения пластового давления (Рпл = 34,68 МПа), границы «постоянного давления» (600 м), проницаемости ближней зоны (Кпр (ближней зоны) = 40,9-10" мкм ) и скин-фактор (22,2).

1пРв

по результатам ГДИС скважины №6569 1 - график логарифма давления от 23.03.2007 г.; 2 - график логарифма производной давления от 23.03.2007 г.; 3 - график «log-log» от 25.05.2007 г.; 3 -

график «log-log» от 05.07.2007 г.

Второй цикл исследований в соответствии с методикой кривой падения давления (КПД-2) был проведен 25 мая 2007 г., при этом продолжительность регистрации КПД-1 и КПД-2 составила 500 часов. Согласно результатам выполненных исследований, проницаемость (фазовая) дальней зоны: (по КПД-2 Кпр (дальней зоны) = 1,9 10- мкм , (по КПД-1 Кпр (дальней зоны) = 0,9-10- мкм ,

3 2

(по КСД Кпр (дальней зоны) = 1,2 10- мкм ). При этом, для двух графиков «loglog» (рисунок 6.16) был отмечен выход на радиальный режим фильтрации, при этом результаты выполненной в первом и во втором циклах интерпретации схожи, что позволяет признать полученные данные достоверными.

Таким образом, в ходе проведения гидродинамических исследований скважины №6569 в процессе инжектирования газа в пласт и во время циклов остановки были определены значения фазовой проницаемости для ближней и дальней зон пласта и скин-фактора при закачке газа. При этом, однако, необходимо отметить, что указанные результаты были получены путем аппроксимации полученных экспериментальных данных стандартными функциями, в то время как форма кривых на графике «log-log» не в полной мере соответствует типовым кривым даже с учетом наличия трещин автогидроразрыва.

6.4 Основные выводы по главе 6

1. Предложен и испытан на практике в промысловых условиях экспериментальный способ определения фактической приемистости водогазонагнетательных скважин по газу.

2. Установлено, что снижение приемистости водонагнетательной скважины при смене типа рабочего агента, выражающееся в скачке давления нагнетания, является обязательным признаком совместного движения газа и воды в призабойной зоне пласта.

3. Установлено, что в условиях гидрофильного коллектора закачка газа в пласт не обеспечивает перераспределение фильтрационных потоков и увеличение работающей мощности пласта по воде.

4. Установлено, что снижение относительной фазовой проницаемости пористой среды в призабойной зоне пласта по газу в процессе нагнетания последнего в пласт в отсутствии кольматирующих частиц представляет собой новое ранее неизвестное из практики применения водогазового воздействия явление.

5. Показано, что если резкое ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) происходит во время цикла закачки газа, а приемистость водогазонагнетательной скважины по воде до и после закачки газа при этом не изменяется, то причиной данного явления может быть только насыщение ПЗП молекулярными соединениями включения - водными клатратами.

6. Отмечено, что снижение относительной фазовой проницаемости пористой среды по газу может иметь место только в том случае, если гидраты (водные клатраты) образуются в центре пор без контакта с зернами породы.

7. Выявлено, что из-за различия в механизме образования газовых гидратов в порах в зависимости от свойств смачиваемости поверхности породы нефтяного коллектора вероятность снижения относительной проницаемости из-за образования кристаллогидратов в призабойной зоне характерна в первую очередь для гидрофильных пористых сред, а в коллекторе с гидрофобными свойствами поверхности данное явление практически невозможно.

8. Установлено, что снижение относительной фазовой проницаемости по газу в гидрофильном коллекторе из-за образования в порах водных клатратов может происходить только до определенной величины, поскольку при образовании кристаллогидратов в центре пор образуются новые тонкие поровые каналы, в которых гидрат из-за смещения равновесных условий гидратообразования существовать не может.

7. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРИЕМЕНЕНИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ В УСЛОВИЯХ НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНОГО КОЛЛЕКТОРА

7.1 Отличительные особенности применения водогазового воздействия в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного пласта по данным лабораторных исследований

Известно, что эффективность любого активного воздействия на нефтяную залежь с применением вытесняющего агента характеризуется значением коэффициента нефтеотдачи, определяемого как произведение коэффициента вытеснения (Кв) на коэффициент охвата по объему пласта (Кохв). Последний определяется как произведение коэффициента охвата по площади (коэффициент охвата по латерали) и коэффициент охвата по мощности (коэффициент охвата по вертикали). При этом, коэффициент охвата по вертикали для газовых методов зависит от гравитационного фактора и степени неоднородности проницаемости по разрезу пласта.

Ранее в ходе проведенных лабораторных и промысловых исследований было установлено, что водогазовое воздействие позволяет увеличить коэффициент охвата в условиях зональной и слоистой неоднородности независимо от режима вытеснения нефти, поскольку при водогазовом воздействии периодически инжектируемый в пласт газ фильтруется по высокопроницаемым зонам, снижая их фазовую проницаемость для воды.

Известно, что относительные проницаемости для воды (кводы) и газа (кгаза) изменяются оппозитно друг другу и зависят от насыщенности пористой среды

данными фазами. При этом кводы = кпр • р^ , а кгаза = кпр • рп, где кр - коэффициент

абсолютной проницаемости; рвп, ргп - подвижная насыщенность пор для воды и газа [121]. Приведенные выражения показывают характер изменения проницаемости для воды или газа при изменении количества в пористой среде другой фазы.

Поскольку газ, который в случае водогазового воздействия выступает как «понизитель проницаемости» для воды, поступает во все пропластки пропорционально их проницаемости, выравнивание профиля приемистости происходит за счет увеличения газонасыщенности и, соответственно, роста сопротивления движению воды в первую очередь в высокопроницаемых зонах -принимающих интервалах.

В ходе проведенных автором лабораторных фильтрационных и промысловых исследований было обнаружено, что в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного коллектора указанная особенность механизма водогазового воздействия на пласт не реализуется. Действительно, данное условие реализуется только при равной или близкой насыщенности пористой среды одной из фаз.

Для проведения исследований по определению физико-гидродинамических характеристик процесса вытеснения нефти в условиях слоисто-неоднородного коллектора использовалась элементарная объемная модель пласта, особенностью которой является отсутствие гидродинамической связи между моделями пропластков. Эксперименты проводились на фильтрационной установке для исследования керна УИК-5(2), описание и технические характеристики которой представлены в главе 3.1.

В экспериментах, проведенных в рамках исследований описанных ранее в главах 3 и 7, использовался керновый материал и пластовые флюиды пласта АС12 Приобского месторождения.

Таблица 7.1 - Характеристики элементарной объемной модели пласта АС12 Приобского месторождения.

Индекс модели Количество образцов, шт Длина, см Диаметр, см Проницаемость по воздуху, мкм2 Связанная вода, %

СК1 4 13,61 2,97 0,0104 37,13

СК2 4 14,883 2,98 0,0254 31,11

Элементарная объемная модель пласта представляет собой установленные параллельно две линейные модели пласта различной проницаемости, характеристики которых приведены в таблице 7.1.

Исследования проводились с целью определения физико-гидродинамических характеристик процесса вытеснения нефти при водогазовом воздействии с последовательной закачкой газа и воды в заводненную объемную модель пласта. В эксперименте фиксировалась динамика градиента давления, Кв и остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и при ВГВ.

Соотношение абсолютных проницаемостей моделей пористых сред (таблица 7.1), использовавшихся при составлении элементарной объемной модели, равно 2,44 (ранее использовались модели пласта с соотношением проницаемости от 2,71 до 11,67 (глава 2), соотношение проницаемостей по нефти при связанной воде составило 3,14 (абсолютные значения соответственно равны 0,0116 мкм2 и 0,0037мкм2).

Рисунок 7.1 - Динамика основных показателей вытеснения нефти из элементарной объемной модели низкопроницаемого пласта

При проведении экспериментов соблюдалось условие постоянного

-5

объемного расхода вытесняющего агента (0,48 см /час в пластовых условиях).

Динамика основных показателей вытеснения нефти представлена в таблице 7.2 и отражена на рисунке 7.1.

Таблица 7.2 - Динамика вытеснения нефти из элементарной объемной модели пласта

№ измерения, п/п Накопленный объем закачки воды и газа, Упор Высокопроницаемая среда Низкопроницаемая среда Перепад давления, МПа

Коэффициент вытеснения, д.ед. Нефтенасы-щенность, Коэффициент вытеснения Нефтенасы-щенность

1 2 3 4 5 6 7

Закачка воды

1 0,000 0,000 0,689 0,000 0,629 0,0000

2 0,053 0,117 0,608 0,034 0,607 0,0101

3 0,133 0,275 0,499 0,107 0,561 0,0175

4 0,174 0,350 0,447 0,153 0,533 0,0193

5 0,214 0,419 0,400 0,200 0,503 0,0203

6 0,294 0,509 0,338 0,293 0,445 0,0214

7 0,387 0,530 0,324 0,343 0,413 0,0185

8 0,494 0,539 0,317 0,356 0,405 0,0164

9 0,614 0,545 0,313 0,360 0,402 0,0151

10 0,746 0,549 0,311 0,366 0,399 0,0137

11 0,881 0,549 0,311 0,371 0,396 0,0128

12 1,015 0,549 0,311 0,376 0,392 0,0118

13 1,161 0,549 0,311 0,380 0,390 0,0111

14 1,791 0,549 0,311 0,396 0,380 0,0106

ю

2

6

1 2 3 4 5 6 7

15 1,800 0,549 0,311 0,427 0,360 0,0349

16 1,811 0,549 0,311 0,466 0,336 0,0471

17 1,841 0,549 0,311 0,486 0,323 0,0620

18 1,969 0,549 0,311 0,511 0,307 0,0464

19 2,156 0,549 0,311 0,509 0,309 0,0393

20 2,327 0,549 0,311 0,509 0,309 0,0386

Закачка сухого газа

21 2,327 0,549 0,311 0,509 0,309 0,0088

22 2,370 0,549 0,311 0,509 0,309 0,0227

23 2,410 0,549 0,311 0,509 0,309 0,0280

24 2,450 0,549 0,311 0,509 0,309 0,0163

25 2,544 0,549 0,311 0,509 0,309 0,0118

26 2,650 0,554 0,307 0,509 0,309 0,0104

27 2,689 0,586 0,285 0,509 0,309 0,0099

28 2,718 0,610 0,269 0,509 0,309 0,0095

29 2,785 0,622 0,260 0,509 0,309 0,0097

Повторная закачка воды

30 2,798 0,622 0,260 0,509 0,309 0,0115

31 2,839 0,623 0,260 0,509 0,309 0,0217

ю

2

7

1 2 3 4 5 б 7

32 2,S79 0,62S 0,256 0,509 0,309 0,0313

33 2,919 0,б40 0,24S 0,509 0,309 0,0292

34 3,027 0,672 0,226 0,509 0,309 0,0209

35 3,149 0,6S6 0,216 0,509 0,309 0,01S3

3б 3,2S5 0,699 0,20S 0,509 0,309 0,0160

37 3,421 0,709 0,200 0,509 0,309 0,014S

3S 3,5S4 0,717 0,195 0,509 0,309 0,0132

39 3,74S 0,719 0,193 0,509 0,309 0,0126

40 3,979 0,719 0,193 0,509 0,309 0,0125

и

2

00

Вытеснение нефти происходило в три этапа.

На первом этапе осуществлялось заводнение объемной модели пласта, при этом закачка воды производилась в обе пористые среды разной проницаемости одновременно. Поступление нефти фиксировалось также из двух линейных моделей в соотношении, равном соотношению проницаемостей пористой среды (рисунок 7.1). Это подтверждает тезис, что вытесняющий агент поступает в пропластки в объеме, пропорциональном их проницаемости.

После прорыва воды по высокопроницаемой модели перепад давления снизился, что привело к многократному уменьшению поступления нефти из низкопроницаемой модели. Коэффициент вытеснения нефти водой из модели СК2 (Квв2) составил 0,549 при снижении нефтенасыщенности до 31,10% от начального 68,89%. При достижения Квв2 и стабилизации перепада давления на значении

Л

0,0106 МПа расход воды по модели СК1 снизился до 0,0041см /час, что составляет 2,94% от аналогичного показателя до прорыва вытесняющего агента по высокопроницаемой пористой среде.

С учетом малой эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемой модели, подача вытесняющего агента в высокопроницаемую модель была временно прекращена, и последующее вытеснение нефти водой производилось только из модели СК1, что привело к кратковременному увеличению перепада давления, до стабилизации коэффициента вытеснения и перепада давления. Итоговый коэффициент вытеснения нефти водой из линейной низкопроницаемой модели СК1 (Квв1) составил 0,509 при нефтенасыщенности 30,91% (начальная нефтенасыщенность модели 62,87%).

На втором этапе в заводненную объемную модель пласта закачивался газ при сохранении объемного расхода равным 0,48 см3/час в термобарических условиях пласта.

Смена рабочего агента, как и в любом другом фильтрационном эксперименте (главы 3, 4, 7, 9), сопровождается ростом перепада давления (рисунок 7.1 кривая 3) и возобновлением роста значения коэффициента вытеснения нефти из высокопроницаемой модели. Инжектирование газа в модель

было прекращено после его прорыва по пористой среде СК2, когда коэффициент вытеснения вырос на 7,3%, а остаточная нефтенасыщенность снизилась до 26,93%. При этом, поступления вытесняющего агента в низкопроницаемую модель, выразившееся в увеличении коэффициента вытеснения и снижении нефтенасыщенности, не было зафиксировано

На третьем этапе в качестве вытесняющего агента снова использовалась вода, возобновление закачки которой сопровождалось кратковременным увеличением перепада давления на модели и довытеснением нефти из модели высокопроницаемой пористой среды. Интегральный коэффициент вытеснения нефти при водогазовом воздействии из модели СК2 составил 0,719, при этом прирост коэффициента вытеснения по сравнению с заводнением достиг величины 17,0% а нефтенасыщенность снизилась до 19,33.

Таким образом, впервые с использованием элементарных объемных моделей пласта было показано, что в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного коллектора применение поочередной закачки воды и газа не обеспечивает перераспределение поступления рабочего агента в пористую среду меньшей проницаемости за счет роста газонасыщенности высокопроницаемой пористой среды. Условие поступления вытесняющего агента по пропласткам в объемах, пропорциональных их проницаемостям, выполняется только при первоначальной закачке воды и не выполняется при закачке газа в заводненную модель.

Результаты рассмотренного исследования отличаются от выводов более ранних работ, рассмотренных в главе 2. Основными причинами этого являются:

- вытеснение нефти при постоянном расходе вытесняющего агента. Обычно при проведении эксперимента с использованием модели пористой среды реализуется условие постоянного перепада давления;

- при проведении фильтрационных исследований расход рабочего агента был приближен к реальным условиям нефтенасыщенного пласта. Таким образом, перепад давления на концах модели пласта оказался недостаточным для обеспечения процесса вытеснения воды газом из низкопроницаемой пористой среды.

Физический смысл данного явления объясняется капилярными эффектами, возникновение которых обусловлено совместным движением двух и более флюидов в пористой среде.

Как было показано ранее в главе 7, при построении капиллярной модели изменения приемистости нагнетательной скважины давление на фронте вытеснения жидкости газом в каждой фазе (газе и жидкости) будет различаться на величину

капиллярного скачка (капиллярное давление) Лрк = рг - рж. В рамках теории Баклея-Леверетта капиллярное давление определяется как функция от насыщенности порового пространства жидкой фазой (а). Зависимость безразмерной функции J(а) и капиллярного давления рк определяется формулой [217]:

Арк = 1(а)а

т

г (71)

где а - коэффициент межфазного натяжения; k - абсолютная проницаемость, мкм2; m - открытая пористость. Из формулы 7.1 можно видеть, что влияние капиллярного скачка при вытеснении жидкости газом возрастает с уменьшением проницаемости в соответствии с функцией второй степени. Таким образом, при выполнении определенных условий, вытеснение жидкости газом будет происходить только из высокопроницаемого слоя.

Определим данное условие на примере элементарной объемной модели пласта (рисунок 7.2) в условиях остаточной нефтенасыщенности. Давление газа на входе каждой линейной модели (каждого слоя) по условиям эксперимента считаем одинаковым. При этом абсолютная проницаемость модели СК1 меньше проницаемости модели СК2 Поскольку очевидно, что в пористой среде с большей проницаемостью газ движется быстрее, чем в менее проницаемом слое,

считаем, что газ прошел по модели СК2 расстояние L, перепад давления на котором равен pi - р2, где р2 - давление на фронте вытеснения воды газом.

В сечении А-А для моделей СК1 и СК2, перед фронтом вытеснения из более проницаемого слоя, из условия вытеснения воды газом следует, что давление равно разности давления на фронте вытеснения и капиллярного давления

(р2 - Арк (k2 )). Таким образом, для начала движения воды в СК1 необходимо, чтобы давление в сечении Б-Б перед фронтом вытеснения с учетом капиллярного скачка в низкопроницаемом прослое было больше давления в сечении А-А.

Газ

(Pi)

Газ и вода

Р1 - APK(k!)

I Р2 - ЛРк(к2)

Вода СК1

Газ и остаточная вода

Вода СК2

Рисунок 7.2 - Вытеснения жидкости из заводненной элементарной объемной модели пласта (расчетная схема)

Газ вытесняет воду из высокопроницаемого и низкопроницаемого

пропластков в том случае, если выполняется неравенство: р1 — Арк (к) >

р2 — Арк (к2 ). С учетом того, что р2 = р1 — Ар , где Ар - газогидродинамические

потери при движении газа в пористой среде, условие вытеснения жидкости из двух слоев будет иметь вид:

Ар >Арк (k )-Арк (k2)

(7.2)

В рассмотренном выше лабораторном эксперименте, на первоначальном этапе вытеснения нефти водой (заводнения) вытесняющий агент поступал в обе линейные модели. Однако, выражение 7.2 справедливо не только для случая вытеснения воды газом, но и для вытеснения газом нефти, поэтому на практике возможна ситуация вытеснения газом воды из высокопроницаемого водонасыщенного пропластка с остаточной нефтенасыщенностью и нефти из низкопроницаемого слоя с начальной нефтенасыщенностью. В таком случае, выражение 7.2 должно быть записано в виде, определяющем условие подключения интервала, в который ранее не принимал воду:

Ар > Арк-н (к,)—Арк-в (к2) (7.3)

где Ар к в - капиллярный скачек на границе газ-вода;

Арк н - капиллярный скачек на границе газ-нефть.

Условие фильтрационного эксперимента по постоянному расходу вытесняющего агента с возможностью снижения перепада (градиента) давления на участке пласта во времени в наибольшей степени соответствует случаю движения флюидов в призабойной зоне пласта.

7.2 Определение приемистости водогазонагнетательной скважины по газу после длительной закачки воды в пласт

Анализ движения флюидов в низкопроницаемом слоисто-неоднородном коллекторе при фактической закачке газа в нагнетательные скважины проводился по результатам исследований, проведенных в различных геологофизических условиях пластов двух типов (терригенный и доломитный коллектора), с использованием гидродинамических и промыслово-геофизических методов исследования скважин.

Экспериментальное определение фактической приемистости

водогазонагнетательной скважины при закачке газа в низкопроницаемый слоисто-неоднородный пласт было впервые проведено в октябре 2011 г. на участке Приобского мессторождения (южная лицензионная территория (ЮЛТ) (кустовая площадка №82 (рисунок 7.3). Работы проводились в рамках анализа возможности применения технологии термогазового воздействия на пласт, на основании протокола Научно технического совета ООО «Газпромнефть-Хантос» по вопросу состояния работ по реализации термогазового воздействия на Приобском месторождении от 08 ноября 2010 г.

Рисунок 7.3 - Расположение скважин КП-82 Приобского месторождения (южная лицензионная территория)

С целью определения приемистости нагнетательных скважин опытного участка по газу использовалась передвижная азотная установка NC-180 N2 Skid Unit (рисунок 7.4). Установки данного типа применяются при проведении операций по гидравлическому разрыву пласта, поэтому они имеют широкий диапазон регулирования по рабочему давлению и расходу газа. Азотные установки испарительного типа обеспечивают подачу газообразного азота под давлением до 70 МПа путем нагнетания его в жидком состоянии с помощью насоса

специального исполнения с последующим расхолаживанием и нагревом азота.

Основной целью работ было подтверждение возможности закачки газа в пласт при давлении на устье не более 35,0 МПа. При этом требовалось провести измерения на устье (давление и расход газа) и на забое скважины (давление, температура в процессе закачки) с последующей интерпретацией результатов замеров. Ограничение давления закачки значением 35,0 МПа определяется максимальным рабочим давлением фонтанной арматуры.

Предварительные экономические расчеты показали, что организация термогазового воздействия на пласт при использовании технологического оборудования и трубопроводной арматуры с рабочим давлением до 70 МПа становится нерентабельной. Таким образом, положительный результат эксперимента показал бы не только техническую и технологическую реализуемость рассматриваемой технологии, но и возможную экономическую эффективность.

а) б)

Рисунок 7.4 - Закачка газа в скважину №19500 КП-82 Приобского месторождения (ЮЛТ) а) обвязка устья нагнетательной скважины; б) азотная установка NC-180 N2 Skid Unit

Закачка производилась в скважину №19500 Приобского месторождения (рисунок 7.5) в период с 9 часов 10 минут 13 октября 2011 г. до 2 часов 45 минут 14 октября 2011 г.

13 3 5

Скважиной вскрыты два пласта - АС10 - и АС12 - , на которых проведен гидроразрыв, пластовое давление 39,6 МПа и 41,0 МПа соответственно. Скважина эксплуатировалась в системе ППД, при закачке воды забойное

1-5 -5 С

давление для пластов АС10 - и АС12 - составляло 47,2 и 48,0 МПа соответственно, общий суточный объем закачки - 124 м3/сут. Устьевое давление 19,3 МПа. На момент проведения эксперимента в скважине над верхним пластом был установлен пакер, затрубное пространство заполнено раствором плотности

"2

1600 кг/м . Колонна НКТ была заполнена водой с КНС.

Рисунок 7.5 - Схема заканчивания скважины №19500 КП-82 Приобского месторождения (южная лицензионная территория)

Перед проведением работ по закачке газа в пласт 09 октября 2011 г. были проведены промыслово-геофизические исследования (ПГИ) для определения

профиля поглощения, технического состояния и общей приемистости скважины при закачке воды от водовода.

Исследования работающих толщин пропластков (таблица 7.3) были проведены при двух циклах закачки. В течение первого цикла общая

3 13

приемистость составила 71 м /сут. При этом, по пласту АС10 - была зафиксирована слабая приемистость в интервале 2847 - 2821,8 м в объеме 10% от

-5

количества закачиваемой воды (7,1 м /сут при давлении на глубине 2824 м

-5 С

равном 43,12 МПа и температуре 56 °С). Пласт АС12 - принимал в интервале

-5

2906,6 - 2929,2 м в объеме 63,9 м /сут при давлении 43,9 МПа на глубине 2903 м и температуре 62,2 °С.

Таблица 7.3 - Работающие толщины пропластков

Пласт Кровля, м Подошва, м Работа пласта Работающая толщина, м

АСю1-3 2847 2851,8 Слабо работает 4,8

2906,6 2909,6 Работает 3

2910,2 2911,6 Работает 1,4

2912,2 2913,4 Работает 1,2

2921,2 2921,6 Работает 0,4

2922 2922,6 Работает 0,6

2923 2924 Работает 1

2924,6 2925,6 Работает 1

АС123-5 2926,4 2929,2 Работает 2,8

2930,6 2931,2 Не работает 0,6

29,316 2933,8 Не работает 2,2

2935,6 2937,6 Не работает 2

2938,6 2939 Не работает 0,4

2939,4 2940 Не работает 0,6

2940,6 2942,8 Не работает 2,2

2943,2 2943,6 Не работает 0,4

2944,6 2945,4 Не работает 0,8

Во время второго цикла интегральная приемистость составила 98 м3/сут, при этом распределение объема закачки воды по пластам по сравнению с первым

13 3

циклом не изменилось. Приемистость по пласту АС10 - составила 9,8 м /сут в том же интервале глубин при давлении 42,62 МПа и температуре 61,6 °С, а по пласту

-5 С -5

АС12 - - 88,2 м /сут при давлении 43,41 МПа и температуре 67,8 °С (рисунок 7.6).

Согласно плану исследований, закачка газа (азота) в нагнетательную скважину должна была производиться с постоянным расходом, при этом интегральный объем закачанного газа должен был обеспечить полное замещение жидкости в стволе нагнетательной скважины и объеме трещин гидроразрыва, а также отдавить образовавшуюся оторочку водогазовой смеси из призабойной зоны на расстояние более 3 м от забоя скважины. Условием прекращения закачки азота в скважину было определено уменьшение градиента снижения давления на устье нагнетательной скважины до 0,1 МПа за 30 минут. Расчетное минимальное необходимое количество азота для заполнения колонны НКТ, подпакерного пространства и трещин, с учетом длины полутрещин и характеристик пропанта,

-5

составляло 28400 нм .

Закачка азота производилась двумя агрегатами с максимальной подачей азота

3 3

25 и 20 м /мин, суммарный расход изменялся в диапазоне от 30 до 45 м /мин.

-5

Изменение расхода производилось ступенчато, со ступенью в 5 м3/мин.

-5

9:10 начата закачка азота на расходе 35 м /мин. На момент начала закачки давление на устье составляло 14,7 МПа.

-5

9:45 расход увеличен до 45 м /мин.

-5

10:12 расход снижен до 40 м/мин. Как видно на графике, в период вытеснения воды из НКТ изменения расхода на градиент роста давления не оказывают видимого влияния.

1 1:05 давление выросло до 33,0 МПа, расход снижен до 30 м3/мин. 17:53 градиент изменения давления составляет не более 0,3 атм/час, расход увеличен до 35 м3/мин.

-5

18:33 расход увеличен до 40 м /мин, рост давления составляет 1,6 атм/час.

-5

19:21 расход снижен до 35 м /мин, градиент составляет 3,1 атм/час. 19:38 градиент снизился до 1 атм/час. 2:45 закачка завершена, давление закачки - 34,53 МПа. На рисунке 7.7 приведен график изменения параметров закачки на протяжении времени эксперимента.

На момент вытеснения жидкости из колонны НКТ (около 11 час.) давление

составляло 32,5 МПа. В дальнейшем продолжался монотонный рост давления с градиентом не более 0,1 МПа/час. Общая продолжительность закачки составила более 18 часов. Рост давления в затрубном пространстве свидетельствует о недостаточной герметичности резьбовых соединений труб колонны НКТ, поэтому, при увеличении давления в затрубном пространстве до 10,5 МПа, производилось стравливание флюидов из затруба до достижения давления 9,5 -10,0 МПа, что отражено на графике 7.6.

Рисунок 7.7 - Изменение давления нагнетания и расхода азота при закачке газа в скважину №19500 КП-82 Приобского месторождения (ЮЛТ)

Закачка остановлена при достижении давления нагнетания 34,5 МПа. При этом, общее количество закаченного азота составило 42 тонны в жидком виде, что

"5

составляет ~ 36380 нм газообразного азота.

В таблице 7.4 приведены данные о соответствии фактически достигнутых и плановых параметрах закачки азота в скважину №19500.

В ходе проведенного эксперимента была подтверждена возможность организации закачки газа в пласт при давлении не более 35 МПа. В то же время было зафиксировано отклонение параметров процесса закачки по сравнению с

ожидаемыми. В таблице 7.5 приведено соответствие этапов процесса смены рабочего вытесняющего агента характеризующим их признакам.

Таблица 7.4 - Параметры скважины №19500 при закачке азота

Параметр План Факт

Объем НКТ, м3 11,9

Объем трещин расчетный , м3 58

Объем закачки азота, нм3 28 400 36 380

Масса закаченного азота, т 32 42

Время закачки, час 8 18

Ограничение давления, атм 350 350

Таблица 7.5 - Характеристика процесса смены рабочего агента вода/газ в нагнетательной скважине №19500 Приобского месторождения

Этап Индикатор Факт

Вытеснение воды из НКТ, Объем 11,9 м3 Интенсивный рост давления Отмечен рост давления с 147,5 атм до 330 атм

Заполнение трещин газом Монотонный рост давления с небольшим градиентом Рост давления с небольшим градиентом

Совместная фильтрация воды и газа в ПЗП Пиковое значение на графике давления Не отмечен

Фильтрация газа в пласт Стабильная закачка при градиенте давления 1 атм/30 мин Незначительные отклонения параметров в период с 20:00 до 2:45

Программа исследований после закачки азота в скважину предусматривала проведение промыслово-геофизических исследований, включающих в себя: гамма-каротаж (ГК) и термометрию (ТМ). Серия замеров производилась после

стравливания азота через 1, 3, 5 и 10 часов. При этом была зафиксирована

температурная аномалия, соответствующая обратному току газа, в интервале

1 ^

пласта АС10 - на глубине 2824 - 2831 м.

Отсутствие пикового значения на графике давления нагнетания (таблица 7.5), соответствующего процессу замещения воды газом в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины, и поступление газа (азота) из интервала пласта, для которого приемистость по воде не была зафиксирована, позволяет предположить, что в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного коллектора для пропластков с разной проницаемостью может быть реализован только один механизм вытеснения нефти (или только газом, или только водой).

Существовавшие ограничения по времени проведения эксперимента и выделенным финансовым средствам не позволили в полном объеме исследовать данный механизм водогазового воздействия, поэтому более полно он был изучен на материалах, полученных в ходе опытно-промышленных работ на Вишанском нефтяном месторождении.

7.3 Определение принимающих интервалов пласта при закачке газа и воды в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного пласта по данным промысловых исследований

На Вишанском месторождении до начала ОПР по закачке воздуха в пласт, на стадии выбора параметров компрессорной установки для закачки воздуха в пласт, были проведены работы по экспериментальному определению приемистости нагнетаетельных скважин (глава 7) в соответствии с методикой, отработанной при проведении работ на скважине №19500 Приобского месторождения (ЮЛТ).

Исследования приемистости нагнетательных скважин в условиях низкопроницаемого слоисто-неоднородного коллектора основаны на результатах серии промысловых геофизических исследований в период с мая 2014 г. по октябрь 2015 г. на газоводонагнетательной скважине №134 Вишанского месторождения, проведенной в рамках совместного ОАО «Зарубежнефть» и РУП

«ПО «Белоруснефть» Проекта «ОПР «Виша-Термогаз».

В соответствии с Протоколом №2 заседания Инвестиционного комитета ОАО «Зарубежнефть» от 15.03.2013 г. и Приказом ОАО «Зарубежнефть» №165 от 03.06.2013 г. «О назначении ответственных за реализацию инвестиционного проекта «ОПР «Виша-Термогаз» и создании Рабочей группы для сопровождения проекта» автор был назначен руководителем Проекта («менеджером проекта») с возложением на него обязанностей руководителя Рабочей группы. В соответствии с Планом деятельности Рабочей группы по проекту «ОПР «Виша-Термогаз», в обязанности автора входили «сопровождение работ РУП «ПО «Белоруснефть» по подготовке опытного участка и проведению работ по закачке воздуха в пласт» и «подготовка годового отчета с обоснованием целесообразности продолжения работ по проекту «ОПР «Виша-Термогаз».

До начала использования в качестве газоводонагнетательной скважина №134 эксплуатировалась механизированным способом в качестве добывающей и была оборудована скважинной штанговой насосной установкой (СШНУ). Скважина расположена в центральной части межсолевой елецко-задонской залежи месторождения, к которой приурочена максимальная нефтенасыщенная толщина пласта, равная 45,8 м.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта елецко-задонской залежи восточного блока в зоне скважины №134 представлены в таблице 7.6. Проницаемость определена по данным гидродинамических исследований скважин и принята равной в среднем 0,00296 мкм2 (диапазон изменений от 0,0000653 мкм2 до 0,00853 мк м2).

Непосредственно перед началом работ по закачке газа в пласт по

-5

состоянию на 01 июля 2014 г. скважина работала с дебитом 6 м3/сут при

-5

обводненности продукции 5%. Плотность скважинной жидкости 857 кг/м , при

3 3

плотности нефти 844 кг/м , а воды - 1140 кг/м . Пластовое давление было определено равным 10,2 МПа на глубине 2481 м (2449,5 м по вертикали).

Таблица 7.6 - Фильтрационно-емкостные свойства нефтяного пласта елецкого горизонта Вишанского месторождения в зоне скважины №134.

Интервал коллектора Открытая пористость,% Нефтенасыщен-ность, % Характер насыщения

2464,4-2466,6 10,8 71,3 Нефть

2468,0-2469,2 9,5 75,8 Нефть

2469,2-2471,4 11,3 72,6 Нефть

2472,6-2474,0 8,5 57,6 Нефть

2474,0-2476,0 9,0 64,4 Нефть

2476,0-2477,8 11,6 73,3 Нефть

2477,8-2479,6 11,0 62,7 Нефть

2481,0-2481,7 9,2 45,7 Нефть и вода

2481,7-2482,4 9,6 45,8 Нефть и вода

2482,4-2483,8 9,9 63,6 Нефть

2483,8-2484,6 8,6 51,2 Нефть

2484,6-2485,6 9,8 52,0 Нефть

2485,6-2487,4 7,5 41,3 Нефть и вода

2487,4-2488,6 9,4 56,4 Нефть

2488,6-2489,8 8,7 52,9 Нефть

2489,8-2491,4 9,3 60,2 Нефть

2491,4-2493,0 7,9 55,7 Нефть

2493,0-2495,6 10,8 70,4 Нефть

2495,6-2496,4 10,7 72,9 Нефть

2496,4-2498,0 11,0 70,0 Нефть

2501,6-2502,6 11,8 63,6 Нефть

2502,6-2503,8 7,1 36,6 Нефть и вода

2503,8-2505,0 9,1 53,8 Нефть

Таблица 7.7 - Инклинометрия скважины №134

Глубина, м Зенитный угол, ° Азимут, °

0 - 1000 0,15 - 1,08 358 - 10

1000 - 1250 1,08 - 4 10 - 148

1250 - 1500 4 - 14 148 - 193

1500 - 2000 14 - 13,45 193 - 198

2000 - 2500 13,45 - 6,45 198 - 196

Таблица 7.8 - Изменение состояние скважины №134 Вишанского месторождения в ходе ремонта в период 25.06.2014 - 07.07.2014 г.

Параметры До ремонта После ремонта

Эксплуатационная колонна, мм 168 (Ропр = 21 МПа) 168 (Ропр = 21 МПа)

Переходы эксплуатационной колонны, м 0-2525 0-2525

Искусственный забой, м 2519,3 2519,3

Тип перфорации ГПП ГПП, ПКТ-105

Интервалы перфорации, м 2481-2498; 25012505 2480,1-2481,1; 2481,52498,3; 2499,7-2503,7

Состояние забоя чистый чистый

Тип арматуры АФК 1-65x35 АФК 6-80/50х70К2

Способ эксплуатации механизированный нагнетательная

Тип спущенного оборудования НВ-32 с ГПЯ Пакер ПРО-ЯТО-136

Диаметр НКТ, мм 73в х 73г 73в

Колличество НКТ, шт 249 х 4 + (3) 266 + (1)

Мера труб 2402,9+(27) 2408,6

Глубина спуска компоновки Нз.о.=2402,9 Нв=2411,56, Нпк=2399

Наличие воронки заглушка есть

Диаметр кольца, мм 210 210

Диаметр дыр, мм 325 325

Скважина №134 Вишанского месторождения закончена бурением 17 июля 2002 г., оборудована эксплуатационной колонной 0168 мм в интервале глубин 0 - 2525 м. Инклинометрия скважины представлена в таблице 7.7.

В ходе подготовки скважины к использованию в качестве нагнетательной был проведен комплекс работ. Состояние скважины до и после выполненных работ представлено в таблице 7.8.

Компоновка внутрискважинного оборудования включает: 266 трубок НКТ 73в общей длиной 2397,65 м; пакер ПРО-ЯТО-136 (Нв.п. = 2397,8 м; Нн.п. = 2400,5 м); 1 трубку НКТ 73в длиной 9,14 м и воронку.

В 2014 году в скважине №134 Вишанского месторождения были трижды проведены работы по определению принимающих воду интервалов (рисунок 7.8).

Исследования проведенные 28 июня 2014 г. показали наличие заколонного перетока между интервалами перфорации, который был устранен при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) 01 - 03 июля 2014 г. Объем закачки воды при определении работающих интервалов 28 июня и 04 - 05 июля составил 50 м3 за 2,5 и 4 часа соответственно.

По результатам проведенных работ 04 - 05 июля 2014 г., характеризующих работу скважины по состоянию до начала закачки газа в пласт, вода при закачке поступала в работающие интервалы в соотношении указанном в таблице 7.9.

Таблица 7.9 - Параметры работы принимающих интервалов скважины №134 Вишанского месторождения при закачке воды в пласт 4-5 июля 2016 г.

Интервал коллектора Доля от закачки, % Объем закачки, м3 Удельный объем поинтервальной -5 закачки, м/час/м

2480-2482 71 35,5 4,4375

2485,4-2495,2 5 2,5 0,0638

2495,2-2497,4 17 8,5 0,9659

2500,0-2503,2 7 3,5 0,2734

а)

б)

в)

Рисунок 7.8 - Исследования по определению профиля приемистости по воде на скважине №134 а) 28 июня 2014 г.; б) 04 - 05 июля 2014 г.; в) 01-02 августа 2014 г.

4 7

Начало закачки воздуха в пласт Вишанского месторождения, также как и в случае закачки азота в скважину №19500 Приобского месторождения, не сопровождалось скачком давления, соответствующим совместной фильтрации газа и воды в призабойной зоне скважины (рисунок 7.9).

Рисунок 7.9 - Динамика давления на устье скважине №134 Вишанского в начальный период закачки газа в пласт

После продолжительной закачки воздуха (в период с 11 по 31 июля 2014 г. в пласт было закачено 398970 нм3 воздуха) исследования по определению принимающих интервалов при закачке в пласт воды были проведены повторно 01 - 02 августа 2016 г. При этом определялись принимающие воду интервалы, а также проводилась термометрия по стволу скважины в зоне интервалов перфорации, в том числе в процессе нагнетания газа в пласт (два режима закачки воздуха при работе одного и двух компрессоров и при закачке азота в пласт).

В пласт было инжектировано 12 м воды за 1,5 часа. При этом, распределение поступления воды по интервалам пласта изменилось (таблица 7.10).

Из данных, приведенных в таблицах 7.9 и 7.10, можно видеть, что

соотношение удельной приемистости сохраняется для всех пропластков кроме интервала 2480 - 2482 м, для которого это значение снизилось в 5,3 раза. Как следует из приведенных выше зависимостей ОФП, такое резкое снижение приемистости пропластка может быть объяснено только уменьшением ОФП по воде из-за роста газонасыщенности породы, поскольку известно, что газ и вода являются по отношению друг к другу понизителями проницаемости.

Таблица 7.10 - Параметры работы принимающих интервалов скважины №134 Вишанского месторождения при закачке воды в пласт 1-2 августа 2016 г.

Интервал коллектора Доля от закачки, % Объем закачки, м3 Удельный объем поинтервальной -5 закачки, м /час/м

2480-2481,2 21 2,52 1,4

2485,4-2492,4 14 2,51,68 0,16

2492,4-2497,4 60 8,57,2 0,96

2500,0-2503,2 5 3,50,6 0,125

Указанное обстоятельство также говорит о том, что роста газонасыщенности по трем остальным принимающим воду интервалам не произошло, что является доказательством отсутствия фильтрации газа в этих пропласткам. Это подтверждают также результаты термометрии (рисунок 7.10).

Применение термометрических исследований нагнетательных скважин с целью определения принимающих пропластков является известным способом контроля процесса закачки газа в пласт. Известно, что температура принимающих газ пропластков уменьшается по сравнению с естественным температурным профилем. На термограммах, полученных в процессе закачки газа в пласт, регистрируются отрицательные температурные аномалии напротив принимающих пропластков [252]. После прекращения закачки происходит выравнивание температурного профиля.

Термометрические исследования, проведенные 1 - 2 августа, показывают, что снижение температуры зависит от объемов закачки газа в пласт. Так при работе одного компрессора существующая температурная аномалия уменьшается по сравнению со случаем работы двух компрессорных машин.

а)

ю 0

б)

в)

Рисунок 7.10 - Термометрические

а) 01-02 августа

исследования в скважине №134 2014 г.; б) 03-07 ноября 2014 г.;

Вишанского во время закачки газа в пласт в) 25-26 февраля 2015 г.

Согласно результатам интерпретации термометрии, проведенной 1 - 2 августа, принимающий газ интервал расположен в интервале глубин 2480 - 2487 м. Необходимо отметить, что в указанный диапазон попадает как пропласток 2480 - 2482, для которого зафиксировано снижение приемистости по воде из-за роста газонасыщенности породы, так и пропластки, не участвовавшие в фильтрации воды из-за низкой абсолютной проницаемости.

Необходимо отметить, что дальнейшее продолжительное нагнетание газа в пласт приводит к увеличению интервала, принимающего газ. Согласно термометрическим исследованиям, проведенным 3-7 ноября 2014 г., отрицательная температурная аномалия фиксируется в интервале 2478 - 2492 м, а по результатам исследований 25 - 26 февраля 2015 г. - в интервале 2480 - 2494 м. Необходимо, однако, учитывать, что увеличение принимающего интервала происходит за счет вертикального а не латерального вытеснения воды и нефти газом.

Следствием данного процесса является ускоренное формирование языков прорыва газа к добывающим скважинам из-за уменьшения площади поперечного сечения области фильтрации. Естественным способом борьбы с этим негативным явлением является увеличение объемов закачки газа в начале процесса закачки в пласт, а также ограничение отборов по добывающим скважинам с целью ускорения роста давления в газонасыщенном пропластке и организации вертикального вытеснения.

Обработка полученных автором в период выполнения им своих обязанностей руководителя Проекта «ОПР «Виша-Термогаз» результатов опытно-промышленного эксперимента и интерпретация экспериментальных исследований были позднее в период работы в Казанском (Приволжском) федеральном университете, и опубликованы совместно с представителем компании РУП «ПО «Белоруснефть» [253].

Таким образом, проведенный комплекс лабораторных и промысловых исследований показал, что в условиях слоисто-неоднородного

низкопроницаемого коллектора применение водогазового воздействия на пласт не обеспечивает выравнивания проницаемости пропластков для газа и воды за счет их использования в качестве взаимных «понизителей проницаемость». Кроме того, в условиях водонасыщенной призабойной зоны газ фильтруется по нефтенасыщенным пропласткам с меньшей абсолютной проницаемостью и по наиболее проницаемым водонасыщенным пропласткам, что приводит к ранним прорывам газа к добывающим скважинам.

7.4 Основные выводы по главе 7

1. Установлено, что в условиях низкопроницаемого слоисто -неоднородного коллектора предварительная закачка воды препятствует вытеснению остаточной нефти из низкопроницаемых прослоев.

2. Для низкопроницаемых залежей пласта АС12 Приобского месторождения с использованием элементарной объемной модели определены значения коэффициента вытеснения:

- нефти водой;

- остаточной нефти газом (для высокопроницаемой модели);

- нефти газом и водой (для высокопроницаемой модели).

3. Получено аналитическое выражения для определения возможности довытеснения нефти газом из низкопроницаемого пропластка.

4. Установлено, что при водогазовом воздействии на слоисто-неоднородный пласт с низкопроницаемым коллектором, в случае применения ВГВ в качестве третичного метода, вытеснение нефти газом и водой происходит только в интервалах пласта с максимальной абсолютной проницаемостью. Из низкопроницаемых пропластков недренируемых водой нефть вытесняется газом, а для интервалов промежуточной проницаемости реализуется заводнение.

5. Определено условие увеличения работающей толщины пласта при водогазовом воздействии за счет подключения неработающих при заводнении низкопроницаемых интервалов.

6. Показано, что отсутствие пикового значения на графике давления нагнетания при закачке газа в пласт после нагнетания воды, соответствующего процессу замещения воды газом в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины, свидетельствует о том, что фильтрация газа происходит по пропласткам с нефтенасыщенностью, близкой к начальной.

7. Для условий слоисто-неоднородного низкопроницаемого пласта установлена необходимость закачки газа в пласт без предварительного нагнетания воды в призабойную зону нагнетательной скважины.

8. Обоснована эффективность применения водогазового воздействия с раздельной закачкой газа и воды в условиях слоисто-неоднородного низкопроницаемого пласта.

8. ВЫБОР АЛЬТЕРНАТИВНОГО РАБОЧЕГО АГЕНТА ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ