Создание новой технологии было непосредственно связано с решением проблемы разработки Гремихинского месторождения.
Гремихинское месторождение введено в промышленную разработку с середины 1981 года на естественном режиме. Основным объектом разработки является залежь нефти пласта А4 башкирского яруса среднего карбона. Режим пласта - упруговодонапорный, с напором краевых и подошвенных вод. Пласт А4 башкирского яруса относится к сложнопостроенным. По данным геологического моделирования в разрезе пласта А4 выделяются три пачки нефтенасыщенных коллекторов: верхняя, средняя и нижняя. Каждая из перечисленных пачек представляет собой сложную совокупность нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью, разделенных между собой слабопроницаемыми или непроницаемыми перемычками. К осложняющим разработку месторождения особенностям относятся высокая геолого-литологическая расчлененность, многопластовость, высокая вязкость пластовой нефти (в среднем 150 мПа×с), значительное содержание в нефти парафина, смол, преобладание карбонатного трещиновато-порового коллектора.
В 1983 году были начаты промышленные работы по нагнетанию теплоносителя в пласт. Осуществлялся вариант ВГВ с температурой теплоносителя на устье нагнетательных скважин 260°С.
Обнаружились основные недостатки метода:
отставание текущих значений коэффициента нефтеизвлечения от проектных;
большие удельные расходы теплоносителя на 1 т добываемой нефти (6,2 т/т);
большие потери тепловой энергии на пути от устья скважины до забоя (при температуре на устье 260 °С на забой поступает теплоноситель с температурой всего 170-180 °С);
большие потери тепла в самом пласте в окружающие породы;
отсутствие критерия, по которому можно было бы определить, какой суммарный объем теплоносителя необходим для наиболее рациональной разработки объекта.
Была поставлена задача в новой технологии устранить недостатки ВГВ и существенно повысить эффективность разработки месторождения. В результате была создана технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ).
В порово-трещинных коллекторах, содержащих высоковязкую нефть, проблема увеличения нефтеотдачи связана с извлечением нефти главным образом из низкопроницаемых пористых матриц. Поскольку фильтрация жидкостей в подобных пластах происходит в основном по системе трещин, необходимо при разработке месторождения создать условия, обеспечивающие интенсивный массообмен между трещинами и низкопроницаемыми пористыми матрицами. В системе трещин основное влияние на эффективность вытеснения оказывает фактор улучшения отношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз, в то время как эффективность вытеснения нефти из низкопроницаемых матриц преимущественно определяется факторами теплового расширения и проявления молекулярно-поверхностных эффектов. Поэтому, нефтеотдачу такого пласта можно увеличить, создав благоприятные условия для усиления проявления двух последних факторов в процессах массообмена между трещинами и блоками. В монографии В.И. Кудинова "Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей" (М.: Нефть и газ, 1996. — 282 с.) было обосновано, что такие условия создаются в пласте при организации термоциклических процессов путем чередующейся закачки в пласт порций теплоносителя и ненагретой воды. Было выполнено моделирование процесса тепломассообмена в пласте и исследовано влияние термоколебаний на нефтеотдачу отдельной низкопроницаемой матрицы, окруженной системой высокопроницаемых каналов (трещин)
При многократном воздействии на матрицу циклами “нагрев – охлаждение” механизм нефтеотдачи сводится к следующему. В период нагрева матрицы эффекты термического расширения жидкостей и породы пласта совместно с капиллярными эффектами способствуют вытеснению нефти и воды из матрицы в систему трещин. В период охлаждения свободный поровый объем матрицы, образующийся вследствие уплотнения жидкостей и увеличения пористости, заполняется водой (в силу ее большей смачиваемости) из системы трещин. Таким образом, к концу полного цикла “нагрев – охлаждение” устанавливается некоторое новое состояние насыщения матрицы флюидами. В период нагрева матрицы во втором цикле эффекты расширения жидкостей и уменьшения пористости вновь способствуют вытеснению нефти и воды из матрицы в объемах, пропорциональных коэффициентам подвижности флюидов. В период охлаждения вода из трещин впитывается в матрицу. И так от цикла к циклу происходит постепенное нарастание нефтеотдачи матрицы. При десятикратном повторе циклов смены температур величина нефтеотдачи достигает 46% (в технологиях ВГВ и ПТВ нефтеотдача матрицы 23%).
Итак, сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом попеременном вводе в пласт теплоносителя и ненагретой воды (с формированием волнового теплового фронта) в строго расчетных пропорциях.
Авторы технологии ИДТВ исходили из идеи использования понятия так называемой “эффективной температуры” — Тэф пласта. Основой для определения Тэф служат графики зависимости вязкости пластовой нефти от температуры.
За Тэф принимается та температура, прогрев пласта выше которой не приводит к существенному приросту подвижности нефти и связан с непроизводительными расходами на производство и нагнетание теплоносителя, которые не компенсируются технологическим приростом добычи нефти. Для каждой конкретной залежи нефти существует своя “эффективная температура” — Тэф.
Понятие Тэф было положено в основу определения необходимых объемов теплоносителя и холодной воды для эффективной разработки месторождения в режиме ИДТВ. Отношение объемов теплоносителя и холодной воды Q(T)/Q(X) определяется из решения уравнения энергетического баланса, в котором Тэф используется в качестве средней температуры участка разработки:
где Vпор — объем порового пространства пласта, м3;
m — пористость пласта, доли единицы;
Tэф — эффективная температура, °С;
T0 — начальная температура пласта, °С;
rж, rт, rх — плотности соответственно добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, кг/м3;
iж, iт, iх — теплосодержание соответственно добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, кДж/кг;
M — объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостями, кДж/(м3×°С);
l0 — коэффициент теплопроводности окружающих пород, кДж/(м×ч×°С);
С0 — объемная теплоемкость окружающих пород, кДж/(м3×°С);
Н — толщина пласта, м;
Q — темп нагнетания вытесняющего агента в пласт, м3/ч;
b — коэффициент, характеризующий долю прогреваемой части пласта (b£1, значение b = 1 соответствует прогреву всего пласта);
a — коэффициент, характеризующий объем суммарной закачки в пласт вытесняющих агентов
.
Схема выбора режима ИДТВ включает:
определение значения Тэф;
определение параметров теплоносителя на входе в пласт с учетом используемых теплогенерирующих средств и оборудования нагнетательных скважин;
определение общего объема теплоносителя Q(T), достаточного для прогрева пласта до температуры Тэф;
определение отношения суммарных объемов нагнетания Q(T)/Q(X) расчетным путем по приведенной выше формуле и выбор на этой основе величины отношения импульсов закачки теплоносителя и холодной воды И(Т)/И(Х) в циклическом процессе;
задание величины одного из импульсов И(Т) или И(Х);
выбор темпа нагнетания вытесняющих агентов и определение количества и продолжительности циклов на этапе ИДТВ.
Этап ИДТВ заканчивается по завершению ввода в пласт всего объема тепла Q(T). Затем осуществляется этап проталкивания тепловой оторочки к добывающим скважинам путем непрерывной закачки в пласт холодной воды. Многократное повторение циклов "нагрев-охлаждение" пласта в технологии ИДТВ приводит к значительному приросту нефтеотдачи.
В технологии ИДТВ достигается значительный эффект энергосбережения. Во-первых, в пласт закачивается строго расчетное количество теплоносителя, определяемое из условия создания и поддержания в пласте эффективной температуры. Во-вторых, циклический процесс ИДТВ препятствует рассеиванию тепловой энергии в горные породы, окружающие ствол скважины. В-третьих, в технологии ИДТВ меньше теплопотерь и в самом пласте, связанных с уходом тепла в окружающие пласт (верхние и нижние) горные породы. Удельные затраты на 1 т дополнительно добываемой нефти при ИДТВ составляют 3,4 т/т против 6,2 т/т при ВГВ.
При использовании технологии ИДТВ достигаются более высокие темпы охвата объекта разработки тепловым воздействием. Циклический процесс позволяет использовать теплогенерирующие установки для большего по сравнению с ПТВ и ВГВ числа нагнетательных скважин.
Таким образом, к числу главных отличительных особенностей технологии ИДТВ от методов тепловых оторочек больших объемов (ПТВ и ВГВ) относятся:
достижение более высокого текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения (приращение на 5 – 7 %);
энергосбережение за счет закачки в пласт минимально необходимого количества теплоносителя, определяемого температурой Тэф.;
сокращение удельных затрат теплоносителя на 1 т добываемой;
повышение тепловой эффективности процесса (увеличение коэффициента теплоиспользования до 10 %);
увеличение темпа развития теплового воздействия на пласт в два раза при одинаковой вооруженности теплогенерирующими средствами;
преодоление "барьера" 1000 м как предельной глубины для эффективного применения методов вытеснения нефти теплоносителями;
снижение на 25 % капитальных вложений и на 27 % эксплуатационных затрат по сравнению с технологией воздействия горячей водой (ВГВ).
В техническом исполнении ИДТВ особых дополнительных (к ВГВ или ПТВ) конструкций и установок не требует, при ИДТВ используются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное, устьевое и наземное оборудование.
Технология ИДТВ защищена авторским свидетельством и запатентована (Патент 1266271 РФ. Приоритет 30.11.1984. Способ разработки залежи высоковязкой нефти/ Кудинов В.И., Колбиков В.С., Зубов Н.В., Дацик М.И. и др.). В качестве теплоносителя в ИДТВ могут применяться как пар, так и горячая вода.