Эффективность метода теплоциклического воздействия на пласт на примере Гремихинского месторождения

На втором этапе цикла  добывающие скважины меняются функциями, противодавления создаются в  направлениях 1 - НС, 3 - НС, 5 - НС (рис.3 , В). Происходит дальнейшее увеличение охвата площади "целиков" процессом вытеснения.

Вытеснение нефти из "целиков" характеризуется тем, что часть вытесняемой нефти поступает в добывающие скважины, а другая часть оттесняется за пределы "целиков" в зону охвата вытеснением от центральной нагнетательной скважины. На третьем этапе цикла эта часть нефти подхватывается потоком жидкости от воздействия центральной скважины и выносится к добывающим скважинам (рис.3 ,С).

Таким образом, в технологии ТЦВП к концу периода нагнетания необходимого количества теплоносителя  устанавливается почти стопроцентный  охват элемента воздействия как прогревом, так и вытеснением (рис.3 , С). Отсюда и высокие технологические показатели.

В технологии ТЦВП нагнетание теплоносителя в центральную  нагнетательную скважину осуществляется в режиме ИДТВ(П), поэтому этой технологии присущи и механизмы вытеснения для технологий ИДТВ и ИДТВ(П).

Циклический процесс, осуществляемый в способе, приводит к периодической, смене направлений фильтрационных потоков, что благотворно сказывается на полноте извлечения нефти в неоднородных пластах.

Кроме того, этот же циклический процесс является сдерживающим фактором обводнения продукции добывающих скважин, препятствуя прорывам воды, закачиваемой в пласт через центральную скважину.

В общем итоге преимущества технологии ТЦВП над известными технологии воздействия на пласт только через нагнетательные скважины сводятся следующему:

1. ускоряется охват продуктивного пласта тепловым воздействием;
2. увеличивается полнота прогрева пласта;
3. ускоряются в целом темпы добычи нефти;
4. замедляются темпы обводнения продукции добывающих скважин;
5. происходит значительный рост коэффициента охвата коллекторов вытеснением и конечного нефтеизвлечения (для Гремихинского месторождения рост нефтеизвлечения до 45 % против 29 % при ВГВ).

Технология ТЦВП нашла  применение на 7-й и 13-й точечных элементах площадного воздействия на пласт Гремихинского месторождения. Схема 13-й точечного элемента ТЦВП представлена на рис 4  .

На диаграмме рис.5 представлены потенциально достигаемые значения неизвлечения для пласта А4 Гремихинского месторождения при применении разных технологий, полученные на основе математических моделей процессов и лабораторных исследований.

 

 

 

Схема 13 - точечного ОПУ ТЦВП

 

 

Рис.  4

Скважина нагнетательная

Скважина добывающая

Скважина нагнетательная, находящаяся  в эксплуатации на нефть

 

 

Рис. 5. Прогнозные показатели конечного нефтеизвлечения для Гремихинского месторождения при различных технологиях разработки

 

2.2. Оценка эффективности термических методов на Гремихинском месторождении.

При внедрении новых технологий возникает проблема сопоставления фактических показателей разработки с проектным, которые имели место бы без внедрения новых технологий. На основе такого сопоставления судят о технологической эффективности способа разработки месторождения.

На этапе создания и обоснования технологий были созданы методики прогнозирования процессов ВГВ, ПТВ, ИДТВ, ИДТВ(П),ТЦВП. Это достаточно сложные гидродинамические методы, основанные на теории многофазной неизотермической фильтрации.

В институте «УдмуртНИПИнефть»  имеется комплекс программ, реализующих данные методики. По ним в свое время были обоснованы конечные величины нефтеотдачи для ТПВ – 37%, ИДТВ(П) – 40%, ТЦВП – 45%.

Естественно, реальный объект разработки всегда сложнее и вполне возможны некоторые отклонения фактических показателей разработки от проектных.

На практике возникает другая наиболее важная задача – какова технологическая  эффективность тепловых методов  по сравнению с естественным режимом  разработки  и каков вклад от каждого из методов.

Общий принцип заключается  в определении площади реагирования на отдельную технологию и подсчете реагирующих добывающих скважин. Далее  подсчитывается годовая добыча нефти  по всем реагирующим скважинам. Добыча нефти за счет технологии определяется по формуле:

 

, (1)

где a - долевой коэффициент термических методов на текущий год;

-   накопленная добыча нефти за счет термических методов за определенный промежуток времени;

- фактическая добыча нефти за тот же промежуток времени из скважин зоны реагирования.

Однако применение формулы ( 1) не так просто. Трудности возникают как при определении зон реагирования, так и в определении долевых коэффициентов.

Ранее в ОАО «Удмуртнефть»  совместно с РосНИПИнефть было разработано и утверждено методическое руководство по определению технологической эффективности ВГВ, ИДТВ и ИДТВ(П) по сравнению с естественным режимом разработки и относительно друг друга. Методическое руководство действует по настоящее время. Алгоритмы расчетов реализуются на ПЭВМ и имеются в институте «УдмуртНИПИнефть» и в НГДУ «Ижевскнефть». Эта система оценки утвердилась в ОАО «Удмуртнефть» давно и отчетность  НГДУ «Ижевскнефть» на определенные даты включает вопросы уточнения границ расширения зоны реагирования на тепловые процессы и одновременно уточнения долевого коэффициента. Зона реагирования определяется по промысловым характеристикам изменения  минерализации добываемой воды, дебитов скважин, давлений и т.д. Долевые коэффициенты устанавливаются на основании экстраполяции добычи нефти по скважинам на естественном режиме и сопоставления фактических показателей с прогнозом.

Существующая схема  оценки технологической эффективности  термических методов на Гремихинском месторождении состоит из двух этапов.

На первом этапе оценивается  общая технологическая эффективность  термических методов на месторождении.

На втором этапе суммарная  дополнительная добыча распределяется по отдельным технологиям.

Технология ТЦВП начала внедрятся значительно позже, причем на тех ОПУ, где имело место воздействие предшествующих технологий. Это осложнило процесс распределения суммарной добычи нефти по отдельным технологиям. Для технологии ТЦВП следует вести расчеты по особой методике оценки технологической эффективности.

Тогда реализация методики оценки эффективности тепловых методов  заключается в последовательном определении:

1. общей технологической эффективности всех термических методов;
2. технологической эффективности технологии ТЦВП по отношению к предшествующему режиму разработки;
3. технологической эффективности суммарно ВГВ, ИДТВ, ИДТВ(П);
4. технологической эффективности отдельно ВГВ, ИДТВ, ИДТВ(П).

 

Методика оценки общей  технологической эффективности  термических методов на Гремихинском месторождении по отношению к  естественному режиму разработки применяется в ОАО «Удмуртнефть», согласно которому технологический эффект термических методов определяется из выражения

 

                                 (  2  )

 

где  -   накопленная добыча нефти за счет термических методов за определенный промежуток времени",

      - фактическая добыча нефти за тот же промежуток времени из скважин зоны реагирования;

      - долевой коэффициент термических методов на рассматриваемом отрезке времени.

Для определения технологической  эффективности ТЦВП-УЭ базой сравнения  принимается не естественный режим, а режим разработки, предшествующий ТЦПВ-УЭ.

 

Для любого элемента ТЦПВ-УЭ выделяется зона реагирования. Пример зоны реагирования для 13-точечного элемента приведен на рис. 6.

Алгоритм определения  технологической эффективности  состоит в следующем.

В качестве определяющего  параметра рассматривается суммарная  суточная добыча нефти по всем скважинам участка и зоны реагирования:

 

q_общ=åq_i,                                        (3)

где q_i - дебиты скважин, т/сут;

n - количество скважин.

На отрезке (а, b) по фактическим данным показателей разработки до применения ТЦВП-УЭ устанавливается закономерность изменения суммарной суточной добычи нефти во времени.

Обычно для этих целей  используются кривые падения добычи нефти по экспоненциальному закону:

q_общ(t)=q_общ(t₀)*e^-k(t-t₀⁾,a<t<b,t=a,t_n=b            (4)

Коэффициент «k» определяется по методу наименьших квадратов из условия минимизации величины

I=å(q_{общ i}^факт-q_{общ i}^рас)²,   (5)

где N - число точек (данных) на интервале (а,b).

Определив «k», по формуле (4) можно определить прогноз суммарной суточной добычи (без применения ТЦВП-УЭ) в любой точке отрезка (b, с).

Графическое изображение  оценки технологической эффективности  ТЦВП-УЭ представлено на рис. 6.

Таким образом, метод  дает технологическую эффективность  ТЦВП-УЭ по суммарной добыче нефти  со всех скважин зоны воздействия:

    Dq_общ(t)=q_общ^факт(t)-q_общ^рас(t)                  (6)

Рис. 6

Общий суммарный технологический  эффект за период (b, с) внедрения ТЦВП-УЭ выражается в виде:

 DQ_общ(C)=Q^факт(C)-Q^рас(С),                                    (7)

где  Q^факт(С)- накопленная фактическая добыча нефти на этапе ТЦВП-УЭ,

Q^факт(С) - расчетная прогнозная добыча нефти на отрезке (b, с). Прогнозная добыча определяется по формуле:

Q^рас(С)=-q_общ(a)/k*[e^-k(c-a)-e^-k(b-a)],                   (8)

либо по приближенной формуле

Q^рас(С)=(q^рас(С)+q^рас(b))/2*(c-b),              (9)

Точка «b» является началом  процесса ТЦВП-УЭ, а в качестве точки t «с» можно рассматривать любое произвольное время (месяц, год и т.д.) от начала внедрения.

Во втором (более точном) варианте оценки технологической эффективности  в качестве определяющего параметра принимается средняя величина суточной добычи нефти для скважины

 

q^ср=åQ_i/åt_i,                            (10)

где Q_i- добыча нефти по скважинам за рассматриваемый отрезок времени;

t_i - продолжительность работы скважины, сут.;

n - количество скважин.

Отличие формулы (10) от формулы (3) в том, что в ней учитывается фактическое отработанное время по каждой скважине.

Получаемая по формуле (7) технологическая эффективность отражает чистый эффект от технологии ТЦВП-УЭ, поскольку базой сравнения принят режим разработки, сложившийся до ТЦВП-УЭ.

Таким образом,

DQ_{ТЦПВ-УЭ}= DQ_ОБЩ(С).

 

Это технологический  эффект ТЦВП для одного элемента. Суммируя эффекты для всех элементов ТЦВП, получаем общий годовой технологический  эффект от ТЦВП по всему месторождению.

 

DQ_ТЦПВ = S DQ_ТЦПВ,

 

где N – количество участков ТЦПВ-УЭ.

Определение эффективности  суммарно от ИДТВ, ИДТВ(П) и ВГВ.

Для этого берем разность

 

DQ_{ВГВ+ИДТВ+ИДТВ(П)}= Q_Н - Q_ТЦВП.

 

Определение эффективности  отдельных технологий это делается по имеющемуся в ОАО «Удмуртнефть» алгоритму, разработанному ранее в РосНИПИтермнефть.

Таким образом, определены все показатели:

1. Суммарный технологический эффект от всех термических методов по отношению к естественному режиму – Q_Н;
2. Технологический эффект технологии ТЦВП-УЭ - Q_ТЦВП;
3. Технологический эффективности Q_ВГВ, Q_ИДТВ, Q_ИДТВ(П) остальных технологий по отношению к естественному режиму.

На основе описанной  методики проведены расчеты по определению  показателей внедрения термических  методов.

 

 

 

 

 

3. Экология

3.1. Экологическая оценка месторождений

 

Правовой основой природоохранной  деятельности являются нормативные  акты минтопэнерго, закон об охране окружающей среды 1992 года, водный кодекс, закон о недрах и др.

Решение природоохранных  задач на стадиях подготовки, проектирования и эксплуатации Гремихинского месторождения должно быть выполнено с учетом природно-климатических характеристик региона и особенностей применяемой технологии теплового воздействия на пласт.

Территория площади  относится к бассейну реки Камы и  расположена на водоразделе рек Кама и Позимь. Площадь представляет собой равнину с отметками от + 217 и до + 95 м, глубоко изрезанную сетью оврагов и ручьев. Климат района континентальный с продолжительной зимой (до 6 месяцев) и среднегодовой температурой +2°С.

Территория района занята преимущественно сельскохозяйственными землями.

Промышленная нефтеносность  связана с отложениями нижнего  и среднего карбона.