УДК 622.276.6
© Н.В.Зубов, 1998
Особенности вытеснения нефти и оценка нефтеизвлечения для технологии теплоциклического воздействия на пласт
Н.В. Зубов (УдмуртНИПИнефть)
N.V.Zubov (UdmurtNIPIneft)
Some features of oil displacement and evaluation of oil recovery for technologies of cyclic thermal formation stimulation
Г
Reviewed is a mechanism of cyclic thermal formation stimulation applied for the development of the oil pool through reversed seven point well grid. Distinguished features of this technology and results of its implementation are presented.
ехнология теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП) обоснована для варианта разбуривания залежи по системе семиточечных обращенных элементов разработки [1]. Отличительной особенностью технологии является создание единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины для увеличения охвата пласта тепловым воздействием и повышения конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Недостатком известных способов теплового воздействия на пласт через центральную нагнетательную скважину элемента разработки являются ограничения по гидродинамическому и тепловому охвату. Охват площади элемента вытеснением увеличивается в основном до прорыва нагнетаемого агента в добывающие скважины, затем его рост резко замедляется и наступает момент, когда охват можно считать стабилизировавшимся. При этом неохваченные вытеснением зоны - целики нефти остаются невыработанными (см.рисунок).
В зависимости от геолого-физической характеристики пластовой системы, особенно от вязкости пластовой нефти, площадь неохваченных вытеснением целиков" нефти может составить 0,2-0,4 площади всего элемента. Для условий Греми-хинского месторождения площадь "целиков" равна примерно 0,3 площади элемента [1]. Для увеличения охвата вытеснением в технологии ТЦВП предусматривается комплексное воздействие на пласт теплом как через центральную нагнетательную скважину, так и через добывающие. Используется циклический метод теплового воздействия на элемент разработки, в котором каждый отдельный цикл осуществ-
ляется в три этапа. На первом этапе теплоноситель закачивают в пласт одновременно через центральную нагнетательную скважину и три добывающие, расположенные через одну, например, скв. 1, 3, 5 (см.рисунок), отбор жидкости ведут из оставшихся трех добывающих скв. 2, 4, 6. На втором этапе добывающие скважины меняются функциями: первая группа скважин переводится в режим отбора, вторая группа - в режим нагнетания. На третьем этапе теплоноситель закачивают только в центральную нагнетательную скважину, все добывающие скважины эксплуатируются в режиме отбора.
Число повторяющихся циклов определяется отношением суммарного объема вводимого в пласт теплоносителя к объему теплоносителя, закачиваемого за один цикл.
После завершения закачки в пласт расчетного количества теплоносителя переходят к известной стадии довытеснения путем закачки в центральную нагнетательную скважину ненагретой воды и отбора жидкости из всех добывающих скважин.
В технологии ТЦВП конечный КИН можно рассматривать как сумму
п = (пД+п^А (1)
где П1, П2 - КИН для площади соответственно З и ^ З - площадь элемента, ох-
Схема семиточечного базового элемента разработки для теплового воздействия на пласт:
I, II - соответственно центральная нагнетательная и добывающая скважина; III - зона, охваченная вытеснением
ваченная вытеснением от действия центральной нагнетательной скважины; 2 площадь "целиков" нефти; 5=^1 + S2 площадь элемента.
В технологическом процессе от цикла к циклу увеличивается доля нефти, извлеченной из "целиков". В начале процесса вытеснения создание противодавления в направлениях 0-скв.1, 0-скв.3, 0-скв.5 приводит к формированию выраженных зон фильтрации от каждой нагнетательной скважины к добывающим. При этом площадь "целиков" нефти фактически перекрывается зоной вытеснения от нагнетательных скв. 1, 3, 5, следовательно, с самого начала теплового воздействия начинается извлечение нефти из "целиков". Аналогичные процессы будут происходить на втором этапе цикла, когда противодавление создается в направлениях 0 - скв.2, 0 -скв.4, 0 - скв.6. Произойдет дальнейшее увеличение степени выработки "целиков".
На первых двух этапах цикла вытеснение нефти из "целиков" характеризуется тем, что одна часть вытесненной нефти поступает в добывающие скважины, а другая -оттесняется за пределы "целиков", в зону охвата вытеснением от центральной нагнетательной скважины. На третьем этапе вытесненная в зону охвата часть нефти
3/1998 51
подхватывается потоком жидкости от действия центральной скважины и выносится к добывающим скважинам.
В патенте на технологию [1] рекомендовано выбирать число циклов теплового воздействия в пределах от 3 до 5, что достаточно для обеспечения равномерности (симметричности) охвата площади "целиков" вытеснением. Преимуществом циклического процесса является также то, что при этом происходит периодическое изменение направлений фильтрационных потоков, способствующее увеличению нефте-извлечения в неоднородных пластах. Кроме того, циклический процесс направлен на ограничение обводнения добывающих скважин в период нагнетания теплоносителя в пласт.
Большое число циклов в процессе ТЦВП нецелесообразно, так как порции теплоносителя, вводимые в пласт через добывающие скважины, становятся настолько малыми, что будут обеспечивать лишь тепловые обработки призабойных зон скважин, не приводя к прямому гидродинамическому вытеснению нефти между соседними добывающими скважинами.
Таким образом, к концу периода нагнетания теплоносителя достигается конечный КИН П2 для зоны "целиков".
Можно считать, что в дальнейшем при переходе к стадии нагнетания ненагретой воды через одну центральную скважину коэффициент П2 не увеличится, а возрастать будет только коэффициент Пр Поскольку часть теплоносителя, предназначенного для прогрева элемента, в технологии ТЦВП вводится через систему добывающих скважин, для конечного коэффициента извлечения нефти П1 существует неравенство
П ——(2)
где П1 - КИН в зоне охвата вытеснением при технологии, когда все вытесняющие агенты закачиваются в одну нагнетательную скважину.
Однако, как показывают расчеты, суммарный коэффициент извлечения нефти при ТЦВП, вычисленный по формуле (1), будет больше, т.е.
П > —1, о (3)
что свидетельствует о большей технологичности ТЦВП.
Количественное подтверждение приведенных качественных оценок возможно двумя способами: расчетным и по результатам промысловых испытаний.
«Строгие» оценки КИН и эффективности технологии ТЦВП сопряжены со значительными трудностями математического моделирования процесса и численной реализации расчетного алгоритма. Если для технологии теплового воздействия на пласт
только через центральную нагнетательную скважину вполне применимы расчетные методики работ [2, 3], то для технологии ТЦВП сложная система нелинейных уравнений многофазной неизотермической фильтрации [4] должна решаться в двумерной области элемента разработки с учетом трехмерности задачи по температуре. Расчетный алгоритм чрезвычайно осложняется тем, что в технологии ТЦВП смена режимов эксплуатации скважины и направлений потоков приводит к немонотонному характеру распределения давления, насыщенностей и температуры. Для решения подобных задач необходимо иметь тщательно выверенные, с точки зрения устойчивости и сходимости , численные алгоритмы в каждом конкретном случае их применения. Таких численных алгоритмов, которые можно было бы применить непосредственно к расчетам ТЦВП, пока не создано. Поэтому представим приближенную инженерную оценку технологичности ТЦВП.
Расчеты выполним для технологии закачки вытесняющего агента только в центральную нагнетательную скважину элемента и для технологии ТЦВП. Рассматривая вытеснение горячей водой, расчетное количество теплоносителя, необходимого для эффективного прогрева элемента разработки, примем равным 1,2-У . Объем нагнетания ненагретой воды примем равным 1,3-У , тогда суммарное количество нагнетаемого в элемент агента составит 2,5У .
Представим основные исходные данные.
Площадь элемента, га ...........7,2
Расстояние между скважинами, м . .173
Средняя толщина пласта, м .......35,5
Средняя эффективная пористость . .0,21 Поровый объем элемента, м3 . . 536400 Средняя проницаемость коллекторов, . . .
мкм2 .......................0,105
Средняя нефтенасыщенность .....0,82
Вязкость пластовой нефти, мПа-с . . .90.
Расчеты технологических показателей (включая КИН) для первой технологии по алгоритму работы [3] дают величину П1. Для ТЦВП расчеты выполняются отдельно для зон 5 и 5 2. Для зоны ^ расчеты ведутся при условии, что объем закачки теплоносителя в центральную нагнетательную скважину составит 0,7 всего объема, т. е. 0,84-V , холодной воды - 1,3-V , суммарный объем закачки равен . В результате расчетов получаем значение П1.
Площадь зоны "целиков" ¿¡2 составляет 0,3 площади элемента. Соответственно нагнетание горячей воды в элемент разработки через добывающие скважины равен 0,3 общего объема нагнетания, т. е.
Технология КИН по площади элемента
Si S2 S1+S2
Создание оторочки 0,420 - 0,294
в пласте
ТЦВП 0,382 0,320 (максимальный) 0,363 (максимальный)
0,260 (минимальный) 0,345 (минимальный)
0,36-У . Выше отмечалось, что нагнета-
„ П0Р
емый в добывающие скважины вытесняющий агент в основном вытесняет нефть из "целиков". Поэтому, если принять, что весь объем теплоносителя 0,36-V попа-
е пор
дает в зону ¿2, то коэффициент П2 будет соответствовать тому значению, которое достигается к моменту закачки в пласт теплоносителя объемом 1,2-V в техноло-
пор
гии нагнетания через центральную скважину. При этом, очевидно, получаем верхнюю оценку (максимальный КИН) неф-теизвлечения из целиков П .
„ '2max
Для получения нижней оценки можно предположить, что только половина закачиваемого в добывающие скважины теплоносителя вытесняет нефть в зоне ¿¡2 (часть его уходит в зону S^, часть извлекается вместе с добываемой нефтью). Тогда коэффициент ^2min определяется как значение КИН, котор
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.