Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
Глава 7. Методы интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи 7.1. Классификация методов повышения нефтеотдачи. При разработке каждого месторождения нефти основной задачей является увеличение до- бычи нефти. Эта задача стоит при разработке как новых, так и при разра- ботке старых истощенных месторождений. Под истощением обычно по- нимается уменьшение первоначальных запасов пластовой энергии, сопро- вождаемой снижением пластового давления. Внедрение заводнения на вновь вводимых в разработку объектах определяется как первичный ме- тод повышения нефтеотдачи. Мероприятия, производимые для извлече- ния остаточных запасов нефти из истощенных (старых) залежей посред- ством заводнения, называются вторичными методами добычи нефти. При разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость, неоднородность пластов, переслое- нных непроницаемыми прослоями и др.) заводнение на определенном этапе становится малоэффективным. Поэтому мероприятия (технологии) по извлечению остаточных запасов нефти из заводненных зон называют третичными методами добычи нефти [6]. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем рациональ- ного размещения скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стя- гивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выра- ботки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) сква- жин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа. За многолетнюю практику разработки месторождений предложено множество методов и технологий, позволяющих увеличить отбор углево- дородов. Методы повышения нефтеотдачи пластов основаны: на применении за- конов фильтрации пластовых флюидов; на физических, химических явле- ниях, происходящих в пласте; на взаимодействии частиц твердой породы и флюидов; на взаимовлиянии закачиваемых реагентов и нефти. Выбор конкретного метода нефтеотдачи и его эффективность зависит от геологического строения залежи и ее изученности, фильтрационно- емкостных свойств коллектора, от технологий, примененных с начала раз- работки, темпов отбора и закачки флюидов. На каждом разрабатываемом эксплуатационном объекте подбирают индивидуальные методы с учетом особенностей геологического строения и ФЕС разрабатываемых залежей. Методы повышения нефтеотдачи подразделяют на методы интенсифи- кации притока нефти (МИП) и методы увеличения нефтеотдачи (МУН). 7.2. Методы интенсификации притока (МИП). Методы интенсификации притокапредставляют собой технологии, увеличивающие приток флюида к забою добывающей скважины. При вскрытии пласта призабойная зона пласта (ПЗП), как правило, теряет свои первоначальные ФЕС. Нарушается структура порового пространства, происходит кольматация поровых кана- лов, наблюдается вынос механических примесей. При длительной эксплуа- тации скважины за счет смешивания неодинаковых по составу пластовых и закачиваемых вод происходит солеотложение непосредственно в ПЗП, за счет падения забойного давления происходит изменение напряженно- деформируемого состояния ПЗП, что также приводит к ухудшению ФЕС. По гидродинамическим исследованиям скважин определяют коэффициенты продуктивности, гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности, насыщенности. По знаку скин-эффекта определяют состояние ПЗП и эф- фективность применяемой технологии для данного участка пласта. К методам интенсификации притока относятся: повторная перфорация, дострелы ранее невскрытых нефтенасыщенных прослоев (пропластков), солянокислотная обработка (СКО) ПЗП, глинокислотная обработка (ГКО) ПЗП, термокислотная обработка, термогазохимическое воздействие (ТГХВ), гидропескоструйная перфорация, обработка призабойной зоны составами ПАВ, электрогидравлическое и акустическое воздействия на ПЗП, пароциклическая обработка ПЗП. Итак, цель МИП улучшать ФЕС ПЗП, повышать продуктивность от- дельно взятых скважин. 7.3. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН). По своим свойствам мето- ды увеличения нефтеотдачи можно разделить на группы: первая повышает коэффициент вытеснения нефти водой; вторая – увеличивает коэффициент охвата пласта заводнением, и третья группа увеличивает оба коэффициен- та, а значит КИН в целом. В отличие от МИП методы увеличения нефтеотдачи воздействуют на объект разработки или его часть, тем самым позволяют вовлечь в разработку остаточные, не извлеченные запасы нефти, которые при запроектированной системе заводнения добыть не удается. Практика показала, что применение МУН дороже применения обычного заводения в несколько раз, поэтому рен- табельность их применения зависит от стоимости добываемой нефти. К МУН относятся: - физико-химические методы – применение водных растворов: актив- ных примесей (поверхностно–активных веществ (ПАВ), полимеров, ми- целлярных растворов, щелочей, кислот), изменение или выравнивание профилей приемистости (ВПП); - гидродинамические методы – циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагне- тания, форсированный отбор жидкости (ФОЖ), комбинированное неста- ционарное заводнение; - газовые методы – вытеснение нефти газом высокого давления, водога- зовое воздействие; - тепловые, термические методы – вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), внутрипластовое горение; - другие методы – уплотнение сетки скважин, переход от одной системы разработки к другой (очаговое, избирательное заводнения, создание блоч- но-замкнутой системы), гидроразрыв пласта (ГРП), размещение и эксплуа- тация боковых и горизонтальных стволов; микробиологические, волновые, электромагнитные методы. Методы увеличения нефтеотдачи основаны на следующих изменениях физических характеристик и условий нахождения нефти в пласте: - снижение межфазного натяжения на границе нефть вытесняющий агент; - снижение отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего флюидов (за счет уменьшения вязкости нефти или уменьшения подвиж- ности вытесняющего агента); - перераспределение находящихся в пласте нефти, воды и газа с целью консолидации запасов нефти 7.4. Формы существования остаточной нефти в пласте. При разработке эксплуатационных объектов нефтяных месторождений на естественных режимах или с воздействием на пласт, в коллекторах остаются зоны, в ко- торых остаются остаточные подвижные запасы нефти. Извлечение таких запасов из разрабатываемых пластов является необходимым условием уве- личения нефтеотдачи, способствует достижению проектных показателей разработки [20]. По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) коли- чественно распределены следующим образом [1]: 1. нефть, оставшаяся в низкопроницаемых пропластках (прослоях), и участках, не охваченных водой – 27%; 2. нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%; 3. нефть, оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%; 4. капиллярно-удерживаемая и пленочная нефть – 30% Остаточная нефть 1) –3), которая не охвачена процессом заводнения вследствие высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и за- стойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляет 70% всех остаточных запасов. Представляет основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой остаточной части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки, а также засчет применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Остальная часть 4) остается в обводненных коллекторах вследствие их микронеоднородности и может извлекаться в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических методов. Состав остаточной нефти в пласте. Изменение свойств нефти в про- цессе разработки может происходить как в сторону утяжеления, так и в сто- рону уменьшения плотности добываемой нефти. Утяжеление нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких фракций нефти при дегазации, а также окислением нефти при взаимодей- ствии с закачиваемой водой, за счет гравитационного перемещения в глубь залежи утяжеленных нефтей. Более легкие нефти могут оставаться в верхних частях антиклинальных складок. Свойства нефти могут, изменяются в пре- делах небольших участков одного и того же продуктивного пласта. Силы, удерживающие остаточную нефть. Наличие остаточных запа- сов нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлено малой скоро- стью фильтрации нефти в низкопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кольмата- цией призабойных зон пласта при бурении и нагнетании воды. Силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвиж- ными фазами, подразделяются на силы вязкости (вязкостные), поверхност- ные, гравитационные и упругие силы. Поверхностные или капиллярные силы создают на границе раздела жидких фаз давление порядка 0,01–0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером поровых каналов. Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорциональ- ны вязкости нефти. При больших коэффициентах динамической вязкости в коллекторах возникают критические градиенты давления или начальный градиент давления, препятствующие фильтрации нефти (приложение 3). Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент дав- ления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величи- на этого градиента может составлять 0,1–10 МПа/м. В результате происхо- дит всплытие в воде нефти или газа в нефти. Упругие силы возникают в результате изменения напряженно– деформируемого состояния пласта вследствие снижения пластового давле- ния. Вызывают закупорку поровых каналов, уменьшение микротрещин и, следовательно, способствуют появлению остаточной нефтенасыщенности. 7.5. Причины существования остаточной нефти в пласте. Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости нефти и воды, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходит удержание нефти в пористой среде капиллярными силами. Неполное вытеснение в охваченных заводнением областях пласта обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород; различием вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к гидродинамической неустойчивости контакта нефть-вода; за фронтом вытеснения остаются капли или глобулы нефти, скопления нефти [7]. Нефть остается в пористой среде в виде пленок на зернах породы и глобул, находящихся в тупиковых порах или в местах пористой среды, обойденных водой. Рис. 7.1. 1 – зерна твердой породы; 2 – остаточная нефть в тупиковых порах; 3 – пленочная нефть; 4 – вода. Если нефть вытеснять из пласта смешивающейся с ней жидкостью, то в результате молекулярной диффузии жидкость–растворитель проникла бы в нефть, углеводороды нефти – в растворитель и с течением времени нефть была бы полностью вымыта из пласта. Растворители, вымыв нефть, останутся в пласте, следовательно, они должны быть дешевле нефти. В качестве растворителей, вытесняющих нефть из пласта, можно применять спирты, эфиры, сероуглеводород, – но это дорогостоящие вещества. Поэтому для вытеснения нефти используют природный газ, воду, двуокись углерода, воздух. 7.6. Условия эффективного применения МУН. Важным условием эф- фективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода – для объекта. Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных физических свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических по- казателей разработки. Эти критерии определены на основе обобщения опы- та его применения в различных геолого-физических условиях, а также ис- пользования широких теоретических и лабораторных исследований, анализа технико-экономических показателей применения метода. Обычно выделяются три категории критериев применимости методов: Геолого-физические: свойства пластовых жидкостей, глубина и условия залегания нефтенасыщенного пласта, ФЕС и особенностей нефтесодержа- щего коллектора, насыщенность порового пространства пластовыми жид- костями; Технологические: размер оторочки заводнения, концентрация агентов в растворе, размещение скважин, давление нагнетания, выбор режима экс- плуатации добывающих скважин. Материально-технические: обеспеченность оборудованием, химиче- скими реагентами, их свойства. Критерии первой категории являются определяющими, наиболее зна- чимыми и независимыми. Технологические критерии зависят от геолого- физических и выбираются в соответствии с ними. Материально-техни- ческие условия большей частью также являются независимыми, и опреде- ляют возможность выполнения технологических критериев. 7.7. Регулирование разработки нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи. На основе анализа разработки нефтяного ме- сторождения и выявления расхождений между проектными и фактически- ми показателями разработки проводятся мероприятия по приведению в со- ответствие фактических данных с проектными. Совокупность таких меро- приятий называется регулированием разработки нефтяных месторож- дений, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или частичного изменения системы разработки. К технологическим методам без изменения системы разработки (без бурения новых скважин непредусмотренных проектным документом) от- носятся МИП (изменение режимов работы скважин путем увеличения де- битов, поинтервальное воздействие на ПЗП), МУН (циклическое заводне- ние, изменение направления фильтрационных потоков, ФОЖ, применение физико-химических и др.). К методам регулирования, связанных с частичным изменением системы разработки, относятся применение очагового, избирательного заводнения, укрупнения или разукрупнения эксплуатационных объектов, с последую- щим применением физико-химических и гидродинамических методов уве- личения нефтеотдачи. Таким образом, применение методов повышения нефтеотдачи способ- ствует приведению в соответствие фактических и плановых показателей разработки. Глава 8. Физико-химические методы. Физико–химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них и предназначены для извлечения пленочной и капиллярно–удерживаемой нефти из заводненных пластов. Добавление специальных химических веществ в воду позволяет со- здать растворы, снижающие: межфазное поверхностное натяжение, изме- нить соотношения подвижностей вытесняющей и вытесняемой фаз. В ре- зультате происходит увеличение коэффициентов вытеснения. При вытесне- нии нефти из пласта смешивающимся с ней реагентом размываются по- верхности раздела между нефтью и вытеснителем, «исчезают» капиллярные силы, нефть растворяется в вытеснителе, в результате ее можно полностью или частично извлечь из области пласта, охваченной процессом вытеснения. 8.1. Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ). Из самого названия – поверхностно-активные вещества – следует, что добавление их в закачиваемую воду изменяют физические и химические свойства водного раствора – вытеснителя нефти, снижается поверхностное натяжение на границе «вода-нефть», увеличивается гидро- фильность поверхности поровых каналов, т.е. зерна породы становятся бо- лее смачиваемые водой. Если какая-то часть остаточной нефти находится в виде глобул, застрявших в сужениях поровых каналов, и под действием перепада давления не может двигаться, то при снижении поверхностного натяжения эти глобулы (частицы нефти) будут деформироваться, изменять свою поверхность. Силы взаимодействия между молекулами нефти и по- верхностью поровых каналов ослабнут, и глобулы смогут продвигаться че- рез сужения поровых каналов. В процессе вытеснения нефти поверхностно- активные вещества оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границе нефть – вода и поверхностное натяжение на границах вода – порода и нефть – порода, обусловленное ад- сорбцией ПАВ на поверхностях поровых каналов. Кроме того, действие по- верхностно-активных веществ, проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленок нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принуди- тельном вытеснении и при капиллярной пропитке, в изменении относитель- ных фазовых проницаемостей пористых сред [3,5,7]. 8.2. Адсорбция ПАВ. Адсорбция – процесс выпадения ПАВ из водного раствора и оседания его на поверхности поровых каналов под действием сил меж молекулярного взаимодействия. Адгезия – прилипание молекул двух различных тел, вызванное взаим- ным притяжением. Возникает между жидкими и твердыми телами. Пленочная нефть покрывает гидрофобную часть поверхности пор пла- ста в виде тонкого слоя, либо в виде прилипших капель, удерживаемых си- лами адгезии. Работа сил адгезииW а , необходимая для удаления пленоч- ной нефти с единицы поверхности пор в водную фазу, заполняющую поры, определяется уравнениями Дюпре или Дюпре – Юнга [1]. Лучше отмыва- ют нефть воды или растворы хорошо смачивающие породу. Добавка к воде поверхностно–активных веществ, приводит к измене- нию соотношения значений свободной поверхностной энергии благодаря адсорбционным процессам ПАВ на межфазных границах раздела. Под действием сил молекулярного притяжения ПАВ выпадают из водного рас- твора и оседают на поверхности поровых каналов (сорбируют). Этот про- цесс в значительной мере определяется удельной поверхностью коллекто- ра и адсорбционной активностью поверхности пористой среды. Адсорбция ПАВ на гидрофобных участках поверхности пор, которые могут существовать в результате сорбции некоторых компонентов нефти, приводит к изменению поверхностных натяжений в соответствии с прави- лом ориентации молекул. Данные обстоятельства и способствуют отделе- нию нефти от поверхности поровых каналов. На гидрофильных участках поверхности пор сорбирование ПАВ к не- производительным потерям ПАВ, и способствует прилипанию капель нефти к этим участкам. Количество А сорбируемого на поверхности зерен твердой породы ПАВ определяется изотермами Лэнгмюра [7]. ) ( вс а с А (8.1) и Генри а с А (8.2) где с – удельная концентрация ПАВ в воде, кг/м 3 , а и в – коэффициенты, определяемые экспериментальным путем. Поскольку ПАВ добавляется в нагнетаемую в пласт воду, то для определения количества сорбируемого на поверхности зерен твердой породы ПАВ используются уравнения фильтра- ции воды с ПАВ и нефти, уравнения для определения водонасыщенности и расчета концентраций, при выводе которых использованы изотермы Генри или Лэнгмюра. Физические модели, используемые для описания происхо- дящих в плате процессов две: поршневое и не поршневое вытеснение нефти водой, причем во втором случае используются модели Бакли –Леверетта, Ра- попорта –Лиса и другие. Решение сформулированных задач осуществляется либо приближенными, либо численными методами. Для прямолинейно- параллельной фильтрации при поршневом вытеснении нефти водой возмож- но точное решение [7]. На рисунке 8.1 приведена схема поршневого вытесне- ния нефти водным раствором ПАВ. Увеличение нефти в области 2 по срав- нению с областью 1 (нефтяной вал) связано с дополнительной нефтью, вы- тесняемой из области 1 за счет адсорбции ПАВ в области 1. Рис. 8.1. Схема поршневого вытеснения нефти раствором ПАВ: 1 – 0<=х<х сор – область, в которой адсорбируется ПАВ; х сор – фронт сорбции; 2 – х сор <х<х * область, занятая нефтью, вытесненной в результате воздействия ПАВ; x* – фронт вытеснения нефти водным раствором ПАВ; 3 – область вытеснения нефти чистой водой х * <х<х ф , где х ф – координата фронта вытеснения нефти водой; 4 – область пласта, неохваченная разработкой 8.3. Составы ПАВ. Под ПАВ понимают химические соединения, способ- ные вследствие адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодей- ствия на различных поверхностях раздела: жидкость – воздух, жидкость – твердое тело, нефть – вода. Поверхностная активность, которую в опреде- ленных условиях могут проявлять многие органические соединения, обу- словлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярно- стью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характе- ром среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой. Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп. По ионной характеристике все ПАВ обычно разделяют на две большие группы: неионогенные соединения, которые при растворении в воде не диссоциируют на ионы, и ионогенные соединения. В зависимости от того, какие ионы обусловливают поверхностную активность ионогенных ве- ществ, их принято подразделять: на анионоактивные (АПАВ), катионо- активные (КПАВ) и амфолитные. Анионные ПАВ более активны в щелоч- ных растворах, катионные в кислых, амфолитные – в тех и других. По растворимости в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые. Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ). Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп. Пре- имущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой ми- нерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионоген- ными ПАВ. Однако многолетний опыт применения ПАВ типа ОП–10 для увеличения нефтеотдачи не дал однозначных результатов. Об эффективно- сти применения НПАВ, как метода увеличения нефтеотдачи, существуют различные мнения, как положительные, так и отрицательные. Метод за- воднения водными растворами ПАВ может эффективно использоваться в строго определенных геолого-физических условиях, о чем свидетель- ствует многолетний опыт (с 1971г.) применения ПАВ в Татарии для повы- шения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона, а также приме- нение ПАВ на Самотлорском месторождении. Многочисленные экспери- ментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытес- нения по сравнению с водой составил 2,2–2,7%. Несколько большее значе- ние прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5–4%, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред. Среди неионогенных ПАВ наибольшее распространение получили ОП–10, АФ 9 –4, АФ 9 –6, АФ 9 –10, АФ 9 –12, в основном из-за больших объе- мов их промышленного производства. К ионогенным соединениям ПАВ относятся НЧК, сульфонол, НП–1, азолят А, В. 8.4. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров. Коэффициен- том подвижности называется отношение фазовой проницаемости к вязко- сти жидкости. Для нефти и воды коэффициенты подвижности следующие: н н н k K , в в в k K (8.3) Закон Дарси для воды и нефти имеет вид: gradp k v (8.4) Динамическая вязкость воды в несколько раз меньше вязкости нефти. Следовательно, более подвижная, маловязкая жидкость (вода) вытесняет более вязкую, менее подвижную нефть. При вытеснении нефти водой нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и во- ды. Для уменьшения этого отношения применяются водные растворы по- лимеров, например, полиакриламид (ПАА), обладающей способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого увеличивает коэффициент вытес- нения. Молекула полимера представляет собой цепочку, состоящую из атомов углерода, водорода и азота. Длина цепочки соизмерима с размера- ми пор. Молекулы полимера в водном растворе, продвигаясь по поровым каналам, «цепляются» за зерна породы, создавая дополнительное сопро- тивление и сорбируясь на зернах породы. При фильтрации водного раствора полимера, который является дила- тантной жидкостью, закон Дарси запишется в виде n bp gradp k v ) ( (8.4) где n<1, µ bp – вязкость водного раствора полимера. При росте градиента давления скорость фильтрации полимерного рас- твора возрастает на меньшую величину, чем при фильтрации чистой воды рисунок 8.2, [7]. Рис. 8.2. Зависимость скорости фильтрации ньютоновской (1) и дилатантной (2) жидкостей от градиента давления. Так же как и ПАВ при фильтрации водного раствора ПАА наблюдается адсорбция. При небольших концентрациях ПАА в воде количество сорби- руемого вещества соответствует изотерме Генри (8.3). ПАА выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Концентра- ция ПАА в воде: по гелю 1–5%, по твердому полимеру 0,08–0,4%. Вслед- ствие высокой сорбции ПАА концентрацию ПАА доводят до значения, при котором динамическая вязкость водного раствора увеличивается в 5–6 раз. Считается, что водный раствор ПАА целесообразно использовать при вязкости нефти (10–30) мПа. В результате сорбции ПАА пористой средой в при вытеснении нефти образуется фронт сорбции, также как и при вы- теснении нефти, водными растворами ПАВ (рис.6.1). Водный раствор ПАА применяют и для регулирования процесса разработки пластов с не- однородной по толщине проницаемостью. Так как жидкость дилатантная, то высокопроницаемые пропластки с закачиваемым раствором обводняют- ся медленнее. С увеличением давления нагнетания вода вытесняет нефть из низкопроницаемых пропластков. Тем самым увеличивается коэффици- ент охвата пласта заводнением. Экспериментально установлено, что с ростом концентрации полимеров фазовая проницаемость смачиваемой фазы уменьшается, а проницаемость углеводородных жидкости и при одной и той же насыщенности возрастает. 8.5. Метод мицеллярно-полимерного заводнения. Метод комплексного воздействия на нефтяной пласт путем закачки в него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, водного раствора ПАА и воды называется методом мицеллярного заводнения. При содержании в растворе ПАВ концентрацией выше критической для мицеллообразования ПАВ находится в растворе в ви- де сгустков (мицелл), которые способны поглощать жидкости, составляющие их внутреннюю фазу. При большой концентрации ПАВ вместе с нефтью и водой образуют нефтеводяные агрегаты – мицеллы размером 10 –5 10 –6 мм. Внешне мицеллярные растворы прозрачные или полупрозрачные жид- кости, относятся к ньютоновским жидкостям [1]. Рис. 8.3. Схемы строения мицелл на – а) нефтяной основе и б) водной основе Мицеллярные растворы с водяной внешней фазой хорошо смешивают- ся с водой. При использовании сравнительно небольшого количества углеводоро- дов – растворителей нефти – спирта, сульфидов или иных ПАВ, на контак- те комплексный раствор – нефть создается область полного смешивания нефти с таким раствором, на контакте нефть – раствор резко падает по- верхностное натяжение. Между водой и нефтью создается область с низ- ким поверхностным натяжением. По мере удаления от контакта (фронта вытеснения) в сторону нагнетательных скважин доля воды в растворе уве- личивается до тех пор, пока он не превратится в чистую воду. Вблизи ли- нии нагнетания раствор переходит в воду, вязкость которой меньше чем вязкость раствора. В этом случае менее вязкая жидкость (вода) должна вы- теснять более вязкую (мицеллярный раствор). Коэффициент вытеснения снижается. Поэтому для продвижения мицеллярного раствора используют водный раствор с полимерами. Такое воздействие на пласт называется ме- тодом мицеллярно-полимерного заводнения. На практике оторочка мицел- лярного раствора продвигается в пласт водой, загущенной полимерами. Минимальный объем оторочек должен составлять 4–5% от объема пор об- рабатываемого участка. По лабораторным данным мицеллярные растворы способны вытеснять до 50–60% нефти, оставшейся после применения обычного заводнения. Составы мицеллярных растворов различны, например, сульфанаты– 6%,ПАВ ОП–4 –1,2%, изопропиловый спирт – 1,2%, керосин – 51,6%, вода – 40%. Или сульфанаты–8%, ПАВ ОП–4 –2%, нефть или углеводороды (С 5+ ) –30%, вода – 60%. 8.6. Изменение или выравнивание профиля приемистости (ВПП). Из- менение или увеличение (выравнивание) профиля приемистости нагнета- тельных скважин иногда называют потокоотклоняющими технологиями, что наш взгляд неверно, поскольку направление потоков закачиваемой во- ды может не измениться. А вот увеличение интервала приемистости, в ко- торый поступает закачиваемая вода, происходит. Или должно происходить при правильно подборе химических реагентов и достоверных геофизиче- ских данных об интервале приемистости. Пласт, состоящий из нескольких прослоев разной проницаемости и толщин, в силу расчлененности, разрабатывается неравномерно, модель Каземи или Серра, глава 4, параграф 4.2.3. По высокопроницаемым про- пласткам (ВП) происходит вытеснение нефти и, следовательно, быстрое обводнение продукции. Низкопроницаемые пропластки практически не ра- ботают, нефть из них не вытесняется. Для изоляции, отсечения высокопро- ницаемых пропластков, обладающих поровыми каналами большего диа- метра, закачиваются специально подобранные химические растворы, кото- рые проникают в поровое пространство этих каналов. Размеры молекул по- добранных химических соединений сопоставимы с размерами каналов вы- сокой проницаемости. Под воздействием температуры и взаимодействием с поверхностью поровых каналов они образуют вязкую неподвижную или малоподвижную субстанцию, которая при увеличении давления на забое нагнетательной скважины практически не движется и не позволяет переме- щаться по ним воде. В низкопроницаемые каналы этот раствор не проника- ет. При последующей закачки вода начинает поступать в пласт с низкими фильтрационными свойствами, начинается вытеснения нефти из прослоев ранее не охваченных заводнением. Тем самым увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением и, следовательно, нефтеотдача. Рис. 8.4. Схема изменения профиля приемистости: а) h 1 – толщина высокопроницаемого пропластка до применения технологии, б) h 2 , h 3 толщины низкопроницаемых пропластков после изоляции высокопроницаемого прослоя На Самотлорском месторождении широкое применение технологий ВПП началось в 1995 г. За весь период разработки, накопленный объем дополнительной добычи нефти за счет методов ВПП составил более 14 млн. т. Тем не менее, в целом по месторождению, эффективность их сни- жается. В ряде случаев применение одних и тех же технологий дает диа- метрально противоположные результаты. При этом за последние годы на Самотлорском месторождении приме- нялись более девяностых различных композиций по ВПП. И если спектр используемых составов по своим физико–химическим свойствам (прочно- сти и устойчивости к деструкции), уже адаптирован к термобарическим условиям пластов, то подходы к выбору участков, очередности воздей- ствия на скважины, определению объемов приемистости, периодичности работ, подбора составов реагентов в зависимости от геологических усло- вий пластов требуют дальнейшего совершенствования. Применяемые химические реагенты разделяют на три основных типа составов: дисперсные – по принципу превалирующей роли дисперсной фазы; осадко-гелеобразующие растворы, образующие гели или осадки; и комплексные составы, состоящие, например, из геле и осадкообразу- ющих композиций, а также из смеси гелеобразующих и дисперсных со- единений. Комплексные составы подразумевают сочетание (закачку в пласт) в определенной последовательности отдельных композиций, различных по своим реологическим и дисперсным свойствам, основная цель которых – это комплексное воздействие на ближние и удаленные зоны пласта. В зависимости от геологического строения и выбранной системы раз- мещения скважин интенсивность обработок должна составлять 1,5–2 на одну действующую нагнетательную скважину в год. Таблица 8.1. Типы составов реагентов, применявшихся на Самотлорском месторождении Заметим, что вышеприведенные типы составов не охватывают весь применяемый в нефтяной промышленности спектр реагентов. Для изменения профилей приемистости и увеличения профилей притока также используются и биологические вещества. 8.7. Подбор участков и скважин для применения технологии уве- личения профиля приемистости. Приоритетными предпосылками для применения данной технологии на участках со значительной степенью выработки запасов и высокой обводненности продукции являются следу- ющие условия [20]: 1. Наличие резко выраженной геологической фильтрационной неодно- родности разреза пласта (предпосылка опережающей выработки запасов по отдельным пропласткам). В первую очередь обрабатываются участки с наиболее ярко выраженной неоднородностью. 2. Соответствие степени выработки запасов нефти обводненности про- дукции: чем меньше соответствие, тем в первую очередь диктуется необ- ходимость проведения работ (это свидетельствует о наличии защемлен- ных остаточных извлекаемых запасов). 3. Соотношение степени прокачки (в процентах от порового объема участка) и отбора от НИЗ (коэффициент полезного действия системы ППД). Чем больше это соотношение, тем меньше текущий коэффициент полезного действия системы ППД, и тем больше объемов воды закачено и извлечено, не совершив полезной работы по фронтальному вытеснению нефти. Этот факт так же говорит об относительной величине искусствен- но защемленных остаточных извлекаемых запасов. Поэтому в первую оче- редь следует обращать внимание на участки, имеющие наибольшее соот- ношение прокачки и отбора от НИЗ. 4. При прочих равных условиях в первую очередь обрабатываются участ- ки эксплуатационного объекта, соответствующего модели Каземи. То есть, имеющие высоко- и низкопроницаемые пропластки. 5. В условиях однородного геологического строения, например в моно- литных залежах, сопоставляются проницаемости, определенные по добы- вающим и нагнетательным скважинам, соответственно по КВД и КПД. Различия в сторону большей проницаемости вокруг нагнетательных сква- жин свидетельствуют о том как «дышит пласт», т. е. как зависят свойства коллектора от деформационных процессов, возникающих в пласте в ре- зультате изменения пластового давления. Чем больше эта разница, тем сильнее подвержены пласты со стороны нагнетательных скважин расслое- нию и промывке, что ведет к образованию ручейковой фильтрации. Кос- венным подтверждением сложившегося различия в фильтрационных свой- ствах таких пластов являются средние удельные показатели на 1 м 3 / (сут. МПа) по приемистости нагнетательных скважин и по удельному де- биту окружающих добывающих скважин. |