Учебное пособие 2е издание 2 Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа
 Скачать 2.67 Mb.
|
|
Заводнение с углекислотой. Метод основан на том, что диоксид углерода (СО 2 ), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СО 2 в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды , что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. Растворимость СО 2 в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. С ростом минерализации воды растворимость СО 2 в ней снижается. При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается, однако это увеличение незначительно. Образующаяся при растворении СО 2 в воде угольная кислота Н 2 СО 3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глинистых частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким и вытеснение приближается к смешивающемуся. Двуокись углерода в воде способствует размыву и отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО 2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкую нефть. При вытеснении высоковязкой нефти основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, - уменьшение вязкости нефти при растворении в ней СО 2 Важное условие технологии вытеснения нефти СО 2 - его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО 2 (99,8-99,9%) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО 2 большого количества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии. Если в пласт закачивается СО 2 в смеси с метаном (природный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятствуют смесимости нефти и СО 2. Для вытеснения нефти одним СО 2 требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. Ввиду большой разницы вязкостей и плотностей СО 2 и нефти возможны быстрые прорывы СО 2 к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение охвата по сравнению с заводнением. Вследствие этого эффект повышения вытеснения нефти СО 2 может быть меньше потерь в нефтеотдаче за счет снижения охвата вытеснением. С целью экономии СО 2 , предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и увеличения коэффициента охвата, применение СО 2 целесообразно сочетать с заводнением. Диоксид углерода может подаваться в пласт по следующим технологическим схемам: > в виде водного раствора заданной концентрации -карбонизированная вода; > разовой оторочки реагента, продвигаемой по пласту карбонизированной или обычной водой; > чередующихся оторочек диоксида углерода, продвигаемых по пласту закачиваемой водой. Закачиваемая карбонизированная вода на контакте с нефтью обедняется диоксидом углерода, который переходит в нефть. В дальнейшем нефть вытесняется водой с низким содержанием реагента, что существенно снижает эффективность процесса. При создании разовой оторочки СО 2 с проталкиванием ее водой в связи с тем, что жидкий СО 2 обладает малой вязкостью, отмечается вязкостная неустойчивость в перемещении водонефтяного контакта с прорывом оторочки в 102 добывающие скважины. Попеременной закачкой СО 2 и воды создается несколько чередующихся оторочек. Растворение углекислоты в нефти и воде снижает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Поэтому более предпочтителен метод чередующейся закачки углекислоты и воды. Применение СО 2 для увеличения нефтеотдачи пластов не предъявляет особых требований к системе разработки, но она обязательно должна быть внутриконтурная, либо должны применяться различные модификации площадного заводнения. Предпочтение должно быть отдано активным, т. е. малорядным системам разработки. Основной недостаток метода извлечения остаточной нефти при помощи СО 2 заключается в снижении охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной смесимости его с нефтью. Если бы удалось обеспечить охват пластов вытеснением С0 2 такой же, как при заводнении, то можно было бы получить существенное увеличение нефтеотдачи пластов, так как в зоне, где проходит СО 2 , смешивающийся с нефтью, остается очень мало остаточной нефти — 3 — 5 %. Уменьшить снижение охвата пластов вытеснением можно разными способами — улучшением условий смесимости чередующимися оторочками воды и газа, изменением их размера, селективной изоляцией определенных интервалов пластов для выравнивания продвижения СО 2 , циклическим воздействием на пласты, соответствующим размещением скважин и вскрытием в них пластов и др. Другим недостатком метода, видимо, следует считать то, что СО 2 при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из нее легкие углеводороды, уносит их, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. Извлечь их в последующем будет труднее, так как они становятся менее подвижными и, возможно, выпадают на поверхность пор, изменяя смачиваемость среды. Ограничением для применения СО 2 с целью повышения нефтеотдачи пластов, помимо геолого-физических критериев, будет наличие ресурсов СО 2 в районе нефтяных месторождений или доступных для транспортировки к месторождениям при благоприятных экономических показателях. Можно считать, что удаление источника СО 2 от месторождения более чем на 400 — 600 км, стоимость его (на устье нагнетательных скважин) и низкая цена на нефть будут серьезными помехами для применения СО 2 К самым сложным проблемам, возникающим при использовании СО 2 для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся возможность коррозии нагнетательных и добывающих скважин и нефтепромыслового оборудования, необходимость утилизации СО 2 — удаления из добываемых углеводородных газов на поверхности и повторной инжекции в нефтяные пласты. Чистый СО 2 (без влаги) не опасен в отношении коррозии. Но при чередовании с водой в нагнетательной скважине или после смешивания с ней в пласте и при появлении в добывающих скважинах и на поверхности он становится коррозионно-активным. Сложной технической проблемой является транспорт жидкой СО 2 , распределение ее по скважинам, требующие специальных труб, качества сварки и т. д. При использовании совместно с СО 2 воды, несовместимой с пластовой, создаются более благоприятные условия для выпадения солей в пластах, призабойных зонах скважин, подъемных трубах, поверхностном оборудовании и пр. Существенным недостатком, ограничивающим внедрение метода, является относительно большое поглощение СО 2 пластом - потери достигают 60 — 75 % от общего объема закачки. Они обусловлены удержанием СО 2 в тупиковых порах и застойных зонах. Все это приводит к большому удельному расходу СО 2 на тону дополнительно добытой нефти. В целом из всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов использование СО 2 наиболее универсально и перспективно. Заводнение мицеллярными растворами. Успешное и широкое применение заводнения нефтяных месторождений, обеспечивающего существенное увеличение конечной нефтеотдачи, по сравнению с режимами истощения, поставило очень сложную проблему дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных пластов. Остаточная нефть в заводненных пластах удерживается в неподвижном состоянии поверхностно- 103 молекулярными силами. Заставить двигаться остаточную нефть в заводненных пластах можно, только полностью устранив действие Капиллярных сил или снизив их настолько, чтобы они были меньше гидродинамических сил, создаваемых перепадом давления, и выравняв подвижности в различных слоях. Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти. Метод мицеллярно-полимерного заводнения основан на последовательной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвигаемых по пласту водой. Мицеллярные растворы - это особые коллоидные системы, основными компонентами которых являются углеводородная жидкость и вода, стабилизированные смесью масло- и водорастворимых ПАВ. Эти системы, в принципе, способны практически полностью вытеснить из пористой среды нефть, благодаря крайне низкому межфазному натяжению на границе нефть- мицеллярный раствор. Возможность значительного увеличения нефтеотдачи заводнением пластов за счет применения мицеллярных растворов связана с тем, что вытесняющее действие не зависит от текущего значения нефтенасыщенности пористой среды. Обладая повышенной и регулируемой вязкостью, эти системы способствуют также увеличению охвата пластов воздействием за счет сближения значений подвижностей нефти и вытесняющего ее флюида. Закачка же полимерного раствора вслед за оторочкой мицеллярной композиции служит для создания буфера, предохраняющего оторочку от вязкостного разрушения проталкивающей водой. Как известно, углеводородная жидкость (нефть, керосин) и вода между собой не смешиваются в обычных условиях. Но когда к ним добавляется третий компонент - специальное, растворимое в нефти и воде ПАВ, они могут смешиваться. Молекулы ПАВ за счет энергии взаимодействия с водой и нефтью служат связующим звеном между молекулами углеводородной жидкости и воды. При их перемешивании в определенных условиях получается однофазный гомогенный раствор, или микроэмульсия. Оптимальные мицеллярные растворы получаются, когда энергии взаимодействия на единицу поверхности ПАВ с водой и с нефтью одинаковы и значительны по величине. Это условие - основное для образования устойчивых в обычных условиях мицеллярных растворов. Но, чтобы они были устойчивыми в пласте, в зависимости от свойств пластовой нефти, солевого состава воды, насыщенности и строения пласта, в растворы приходится добавлять четвертый компонент - различные стабилизаторы. В качестве углеводородной жидкости (50-70%) можно применять сжиженный газ, керосин, сырую легкую нефть и другие жидкости, но с увеличением их так называемого алканового углеводородного числа повышается межфазное натяжение и ухудшаются условия применения. Вода (20-35%) - важная составная часть раствора. Можно применять обычную пресную воду, пластовую минерализованную или подвергнутую специальной обработке, но с заданной соленостью и определенным солевым составом. ПАВ (8-10%) обычно являются водонефтерастворимые вещества, - алкил-ариловые сульфонаты, нефтяные сульфонаты, нонил-фенолы и др. могут применяться композиции различных водорастворимых неионогенных и анионных ПАВ. В качестве стабилизатора (2-3%) обычно используются спирты - изопропиловый, бутиловый, гексанол и др. Мицеллярный раствор готовится из составных компонентов непосредственно на месторождении. Обычно он хорошо перемешивается при циркуляции его через насос, перед закачкой его пропускают через фильтр. Как показывают лабораторные исследования и промысловый опыт использование мицеллярных растворов в качестве вытесняющих жидкостей позволило достичь коэффициента вытеснения на участках пласта, охваченных заводнением, 60-90%. Самый большой недостаток метода вытеснения остаточной нефти из заводненных пластов мицеллярными растворами — сложность его технологии, зависящая от многих неуправляемых факторов и требующая точного неукоснительного исполнения. Строгая последовательность нагнетания, соблюдение качественного и количественного состава и объема оторочек — обязательное условие успешного применения метода. При этом методе недопустимы отклонения от обоснованной для конкретного пласта оптимальной технологии, как это возможно при заводнении 104 или применении других химических продуктов, которые почти не отличаются для разных пластов. При этом методе понятие оптимальной, проектной технологии приобретает буквальный, жесткий смысл, так как снижение концентрации химических реагентов и уменьшение объемов оторочек будут неизбежно ухудшать эффективность процесса. Другой важный недостаток метода — его острая чувствительность к неблагоприятным геолого- физическим условиям месторождений, и особенно к солевому составу пластов, а также воды пластовой и используемой для приготовления растворов. Приготовление растворов на воде несоответствующего качества или без учета свойств солей пласта и пластовой воды может не только уменьшить эффективность, но и поставить под сомнение целесообразность применения. Удаление механических примесей из воды (до 1—3 мг/л), обескислороживание (деаэрация) и бактерицидная обработка воды используемой для приготовления мицеллярных растворов,— также необходимое условие их эффективного применения. Основным ограничивающим фактором применения метода мицеллярного заводнения служит большая потребность в химических реагентах. Для того чтобы применить метод на залежи с начальными запасами 1 млн т и получить дополнительно 250-300 тыс. т нефти, требуется закачать в пласт 100-150 тыс. м 3 мицеллярного раствора и 300-400 тыс. м 3 полимерного раствора, на которые понадобится 8-15 тыс. т нефтяных сульфонатов, 2-3 тыс. спиртов, 150-250 т полимеров и 25-50 тыс. т углеводородов. Следовательно, для промышленного применения метода в широких масштабах требуется организовать производство огромных объемов различных химических продуктов. Высокая стоимость всех требующихся для мицеллярных растворов компонентов и их чувствительность к пластовым солям -важнейшие сдерживающие факторы широкого применения метода. Проблемы, связанные с применением мицеллярно-полимерного заводнения, обусловлены главным образом недостаточной изученностью фундаментальных физико-химических основ, механизма пластовых процессов. Из всех известных методов мицеллярно-полимерное заводнение, обладая самым сложным механизмом процессов, является наименее изученным и испытанным в промышленных условиях. 7.13. Микробиологическое воздействие на пласт. Методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов широко исследуются. Их привлекательность связана, в первую очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и безопасностью для окружающей среды. В области увеличения нефтеотдачи биотехнологические процессы можно использовать в двух главных направлениях. Во-первых, это производство на поверхности реагентов для закачки в пласты по известным технологиям. К этому классу веществ относятся биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И, во-вторых, использование для улучшения условий нефтевытеснения продуктов микробиологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефтеносной толще. Рассмотрим подробнее второе направление. Известно, что встречающиеся в пластовых условиях и способные к поддержанию там активной жизнедеятельности микроорганизмы делятся на аэробные, для существования которых необходимо присутствие растворенного кислорода, и анаэробные, для которых кислород не обязателен. И те, и другие, используя остаточную нефть в качестве органического субстрата, продуцируют ряд веществ, полезных с точки зрения увеличения отдачи пласта (углекислоту, метан, жирные кислоты, спирты и другие растворители, биополимеры). Кроме того, некоторые аэробы способны окислять нефть и таким образом превращать сложные углеводороды, входящие в состав нефти, в более простые. А некоторые органические вещества, образующиеся в результате окисления, представляют собой пенообразователи, дающие снижение межфазного натяжения на границе нефть- вода. Наряду со снижением вязкости это способствует более полному нефтевытеснению. Среди анаэробов следует особо отметить метанообразующие бактерии, 105 поскольку дополнительное количество метана в пласте, в зависимости от условий, увеличивает запасы свободного или растворенного в нефти газа (при этом снижаются ее вязкость и плотность). Понятно, что технология микробиологического воздействия должна быть ориентирована на целенаправленную активизацию тех микроорганизмов и в тех зонах пласта, которые могут дать наибольший эффект. Известны два принципиальных варианта такого воздействия. Это либо введение специально подобранной микрофлоры и веществ для поддержания ее жизнедеятельности извне, либо активация микроорганизмов, уже существующих в недрах. В обоих вариантах воздействие должно включать закачку в скважины пресной воды Дело в том, что общая численность бактерий и интенсивность процессов, связанных с их жизнедеятельностью, в опресненных водах заметно выше, чем в минерализованных пластовых. Наиболее интенсивно аэробные микробиологические процессы протекают вблизи нагнетательных скважин. По мере удаления от призабойных зон содержание кислорода в закачанной жидкости быстро снижается, и реакции нефтеокисления сменяются анаэробными процессами. Отмечено, что продукты аэробной деструкции нефти, а также добавки аммония и фосфатов в условиях пониженной минерализации многократно активируют деятельность метанобразующих бактерий. В настоящее время различные аспекты проблемы воздействия на нефтеносные пласты микроорганизмами находятся в стадии всестороннего изучения, и конкретных технологических рекомендаций пока не имеется. В то же время высказываются некоторые общие соображения. Так, на основании исследований, выполненных как в лабораторных условиях, так и при проведении опытного микробиологического воздействия в промысловых условиях, предложен следующий принципиальный подход к биотехнологии увеличения нефтеотдачи. На первой стадии через нагнетательные скважины в пласт вводятся микроорганизмы, причем закачивается пресная специально аэрированная вода с добавками солей азота и фосфора. Таким образом активируется аэробное окисление части остаточной нефти в призабойной зоне. Поступающая затем в более удаленные зоны пласта жидкость оказывается обогащенной такими продуктами, как диоксид углерода и водорастворимые органические соединения, и практически не содержит растворенного кислорода. На второй стадии воздействия активируются анаэробы, в частности, метанобразующие, в „бескислородных» удаленных зонах. Таким образом, увеличение нефтевытеснения достигается под комплексным воздействием всего многообразия веществ, образовавшихся в результате жизнедеятельности микроорганизмов, как введенных с поверхности, так и присутствовавших в пласте первоначально. 7.14. Вибросейсмическое воздействие на пласт. Методы вибросейсмического воздействия на призабойные зоны скважин известны уже более 30 лет, широко распространены и положительно себя зарекомендовали. В свою очередь, идея такого воздействия на нефтеносные горизонты в целом возникла вследствие отмеченной специалистами взаимосвязи между землетрясениями и последующим увеличением дебитов скважин на месторождениях, расположенных вблизи их эпицентров. В последние годы благодаря созданию мощных источников вибрации и теоретической разработке основ процессов локализации и накопления энергии в предусмотренных точках стало возможным приступить к созданию технологий увеличения нефтеотдачи пластов, особенно истощенных в процессе разработки традиционными методами. Известны следующие предпосылки улучшения процесса разработки залежей нефти при воздействии на них сейсмических или упругих волн. Один из основных эффектов, сопровождающих импульсное воздействие, - образование трещин в породе-коллекторе. Отмечено, что эффект тем выше, чем менее проницаема порода, а значение проницаемости может возрастать на несколько порядков. Для этого необходимо реализовать в пласте амплитуды давления импульса 15-20 МПа. 106 Прохождение сейсмических волн через насыщающую пласт жидкость может, при достаточной их амплитуде, приводить к многократному (даже в десятки раз) возрастанию скорости фильтрации. Это связано с проявлением нескольких эффектов. Под воздействием упругих колебаний разрушается структура вязкопластичных и вязко-упругих жидкостей, и они приобретают ньютоновские свойства (вязкопластичность течения в низкопроницаемых коллекторах характерна для большинства нефтей). Кроме того, экспериментально установлено, что при достижении амплитуды давления выше напряжения сдвига наблюдается разрушение структуры поверхностного слоя жидкости вблизи стенок поровых каналов. Таким образом, происходит одновременно переход к ньютоновскому характеру течения, снижение эффективной вязкости нефти и увеличение эффективного сечения пор. Имеются также данные о снижении при прохождении упругой волны межфазного натяжения на границе нефть-вода. После прекращения воздействия сейсмического поля свойства жидкости обратимо возвращаются в исходное состояние, причем это может происходить сразу или в течение некоторого времени. В заводненном нефтяном пласте вибросейсмическое воздействие может, при условии существования свободной газовой фазы, значительно (на два-три порядка) ускорить процесс гравитационного разделения нефти и воды. Пузырьки газа всегда прочно фиксируются на стенках капель нефти, рассеянных в воде. В акустическом поле на газовые пузырьки действуют радиационные акустические силы, способствующие их более скорому всплыванию. Вследствие этого и капли нефти испытывают действие дополнительной подъемной силы. В результате, как показывают расчеты, гравитационное разделение может происходить на два-три порядка быстрее, что делает реально возможным искусственное переформирование залежей в обводненных пластах с целью последующей добычи нефти из повышенной, прикровельной части разреза. Исследователи отмечают высокую эффективность подобного процесса с точки зрения энергетических затрат на его осуществление. Имеющиеся технические средства позволяют осуществлять воздействие целенаправленно на определенные участки пласта, охватывая весь его объем от призабойных зон скважин до наиболее Удаленных от них зон. Это возможно при одновременном использовании нескольких поверхностных и скважинных источников вибрации. Существуют источники, основанные на различных принципах создания вибрации и передачи ее земной толще. Наиболее мощное вибровоздействие осуществляется при помощи наземных виброплатформ, а также закачкой через скважины и подрывом в пласте жидких взрывчатых веществ. Виброплатформы бывают двух основных типов: электрогидравлические и центробежные дисбалансные виброисточники. Разработаны скважинные приспособления для сжигания газообразных, жидких и твердых взрывчатых веществ и горючеокислительных составов, позволяющие получать как одиночные импульсы, так и серии импульсов давления. Известны и скважинные виброизлучатели длительного действия, главным образом механические, пневматические или гидравлические. Известно, что поверхностные излучатели способны развивать большую мощность, но их КПД. относительно невысок из-за потерь энергии в толще, отделяющей продуктивные пласты от дневной поверхности. Скважинные же устройства имеют ограниченную мощность. Группирование наземных и скважинных генераторов вибрации позволяет фокусировать колебания и за счет интерференции осуществлять мощное воздействие в той или иной точке пласта. При этом недостатки тех и других генераторов как бы устраняются, а преимущества используются более полно, о чем свидетельствует имеющийся мировой опыт. 7.15. Критерии подбора объектов воздействия для повышения нефтеотдачи. На стадии промышленного испытания и промышленного внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов возникает проблема их эффективного применения. Риск экономических потерь от применения методов увеличения нефтеотдачи весьма ощутим, так как затраты на их осуществление значительно выше, чем при обычном заводнении или разработке на режимах истощения. Для любого 107 месторождения могут оказаться применимыми несколько методов. Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать следующее: * нефтенасыщенность пластов или степень их истощения, заводнения; * свойства нефти и пластовой воды- вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей; * коллектор и его свойства - песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав; * расположение и техническое состояние пробуренных скважин; наличие материально- технических средств, их качество, характеристику и стоимость; * отпускную цену на нефть; * потребность в увеличении добычи нефти. Их совокупность создает многовариантную задачу, которая решается лишь при специальных конкретных изучении и технико-экономическом анализе с ограничениями, заданными заранее. Первые три качественных условия (физико-геологические свойства пластов, нефти и воды) очень сильно, но неоднозначно определяют целесообразный метод увеличения нефтеотдачи пластов (табл. 7.2). На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеотдачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоплены достаточно обширные знания и представления о количественных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды и пластов, для успешного их применения (табл. 7.3 и 7.4). Таблица 7.2 Методы увеличения нефтеоотдачи в зависимости от геологофизических условий Нефть, вода Пласт Метод Маловязкая, легкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Песчанный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, неоднородный Заводнение, циклическое воздействие, водогазовая смесь, закачка ПАВ, применение газа высокого давления Маловязкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно калия и магния Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, трещиноватый, пористый Песчаный истощенный (заводненный), высокопроницаемый,, монолитный Карбонатный заводненный, высокопроницаемый, слаботрещинноватый, неоднородный Заводнение, циклическое воздействие, применение щелочей, истощение Мицеллярный раствор, углекислый газ, водогазовые смеси Применение углекислого газа, циклическое воздействие Средневязкая, смолистая (активная) парафинистая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно калия и магния Песчаный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, Заводнение (горячая вода), применение полимеров, закачка водогазовой смеси, щелочи Заводнение (горячая вода), циклическое воздействие, закачка щелочи, углекислого газа 108 слабопроницаемый, трещиновато- пористый Песчаный заводненный, высокопрницаемый, монолитный, однородный Применение углекислого газа, микроэмульсий, водогазовых смесей Высоковязкая тяжелая нефть, вода пластовая с большим содержанием солей Песчаный глубокозалегающий, высокопроницаемый, слабопроницаемый Песчаный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, неглубокозалегающий Внутрепластовое горение Закачка пара, пароциклические обработки Таблица 7.3 Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу Параметры Закачка СО 2 Водогазовые смеси Полимерное заводнение Закачка ПАВ Закачка мицеллярных растворов Вязкость пластовой нефти, мПа с <15 <25 5-100 <25 <15 Нефтенасыщенность, % >30 >50 >25 Пластовое давление, МПа >8 Не ограничено Температура пласта, С Не ограничена <70 <90 Проницаемость пласта, мкм 2 Не ограничена >0,1 Не ограничена >0,1 Толщина пласта, м <25 Не ограничена <25 Трещинноватость Неблагоприятна Литология Не ограничена Песчаник Песчаник и карбонаты Песчаник Соленость пластовой Не ограничена <2 <5 109 воды, мг/л Жесткость воды (наличие солей калия и магния) Не ограничена Неблагоприятна Не ограничена Неблагоприятна Газовая шапка неблагоприятна Не ограничена неблагоприятна Плотность сетки скважин, га/скв Не ограничена <24 Не ограничена <16 Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов. 1. Трещинноватость пластов. Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование. 2. Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20-100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате происходит неэффективный расход рабочих агентов. 3. Нефтенасыщенностъ пластов. Высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 70-75%) недопустима для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи по экономическим причинам, так как вытесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25-30%, а остальная часть расходуется бесполезно на водонасыщенную часть пласта. Многие методы (внутрипластовое горение, вытеснение паром, заводнение с ПАВ) неприменимы при нефтенасыщенности пластов менее 50% просто из-за неокупаемости затраченных средств. Таблица 7.4 Основные критерии для применения тепловых методов увеличения Параметры Внутрипластовое горение Вытеснение паром Пароциклическая обработка Вытеснение горячей водой Вязкость пластовой нефти, мПа с >10 >50 >100 >5 Нефтенасыщенность, % >50 Пластовое давление, МПа Не ограничено Проницаемость, мкм 2 >0,1 >0,2 Не ограничена Толщина пласта, м >3 >6 >3 Трещинноватость Неблагоприятна Литология Не ограничена Глубина, м <1500 <1200 <1500 Содержание глины в пласте, % Не ограничено 5-10 Плотность сетки скважин, га/скв <16 <6 Не ограничена 110 4. Активный водонапорный режим. Когда нефтяная залежь разрабатывается при активном естественном водонапорном режиме (обычно это небольшие по размеру залежи с высокопродуктивными пластами и малой вязкостью нефти), то при этом достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25-30%) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды. В этих условиях применение методов увеличения нефтеотдачи пласта осложняется тем, что либо достигаемая низкая остаточная нефтенасыщенность исключает применения многих методов, либо краевые зоны залежей, находящихся под активным водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному воздействию дорогостоящими рабочими агентами. Нагнетание их в законтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутриконтурные скважины - к снижению эффективности. 5. Вязкость нефти. Этот фактор очень сильный и в большинстве случаев самый решающий по экономическим критериям. Все физико-химические методы, применяемые с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25-30 мПа с. Полимерное заводнение допускает более высокую вязкость (до 100-150 мПа-с) в высокопроницаемых пластах. Термические методы целесообразно применять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае достигается больший эффект снижения ее вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более 500-1000 мПа с и тепловые методы с обычной технологией становятся нерентабельными. При такой высокой вязкости нефти требуется очень плотная сетка скважин (менее 1-2 га/скв), что связано с большими затратами, расходами энергии и не всегда экономически оправдывается. 6. Жесткость и соленость воды. Все физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при высокой солености, и особенно при большом содержании солей кальция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов. Кроме того, для приготовления растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и биоорганизмы, чтобы устранить условия для образования сероводорода в пласте и последующей коррозии оборудования. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения, но для приготовления пара в парогенераторах также требуется чистая умягченная лишенная кислорода вода. 7. Глинистость коллектора. Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10%) противопоказано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содержании глины в пластах физико-химические методы снижают свою эффективность вследствие большой адсорбции химических продуктов. Адсобция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды, которая для алевролитов и полимиктовых коллекторов в 10-50 раз выше, чем для кварцевых песчаников. В результате этого химические продукты выпадают из растворов, оседают вблизи нагнетательных скважин, а в основной части пласта нефть вытесняется обедненными растворами. Применение тепловых методов в высокоглинистых коллекторах, когда глина служит цементирующим материалом зерен породы, приводит к нарушению консолидации пластов и большому выносу песка в добывающие скважины. 7.16. Потенциальные возможности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Согласно методике оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, принятой в настоящее время, технологический эффект от реализации метода оценивается сравнением фактических результатов с базовым вариантом разработки рассматриваемого объекта (без применения метода увеличения нефтеотдачи). За базовый вариант при определении эффекта от тепловых видов воздействия обычно принимают режим истощения, физико-химических и газовых - заводнение. Возможность количественной оценки фактического технологического эффекта от применения метода увеличения нефтеотдачи пласта зависит от того, на какой стадии реализации находится промышленный эксперимент. Стадия эксперимента или степень его завершенности характеризуется, 111 как правило, числом прокачанных поровых объемов рабочих агентов (оторочек химических реагентов, воды, газов) с начала испытания. Продолжительность промышленного эксперимента или обводненность добываемой продукции могут рассматриваться как факторы, характеризующие стадию реализации, только в совокупности с другими показателями разработки, так как длительность полного периода испытания определяется гидродинамическими условиями пласта, а обводненность продукции может зависеть от стадии заводнения объекта испытания к началу применения метода. Все методы увеличения нефтеотдачи пластов характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 1,5-2 до 25-35% от балансовых запасов) и различными критическими факторами их применения. Таблица 7.5 Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения нефтеотдачи пластов Рабочий агент Увеличение нефтеотдачи, % Критический фактор применения рабочего агента Вода+газ 5-10 Гравитационное разделение. Снижение продуктивности Полимеры 5-8 Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности Щелочи 2-8 Активность нефти Мицеллярные растворы 8-20 Сложность технологий. Соленость воды и пласта. Снижение продуктивности Двуокись углерода 8-15 Снижение охвата. Регенерация, коррозия Пар 15-35 Потери теплоты. Малая глубина. Вынос песка. Технические проблемы Внутрипластовое горение 15-30 Осложнения при инициировании. Охват горением. Технические проблемы. Охрана окружающей среды Остаточную нефть из заводненных частей пластов могут эффективно вытеснять только мицеллярные растворы и углекислый газ, которые обеспечивают смешиваемость нефти с вытесняющим агентом, т. е. устраняют действие капиллярных сил, удерживающих эту нефть. Повышать охват заводнением неоднородно-слоистых и зонально-неоднородных пластов способны полимерные растворы, углекислый газ, водогазовые смеси, циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости, щелочи, уменьшающие подвижность воды и неоднородность потоков. С помощью пара и внутрипластового горения за счет снижения вязкости нефти одновременно увеличивается и вытеснение нефти, и охват пластов по сравнению с обычным заводнением только в случае высоковязкой нефти. Водорастворимые ПАВ и серная кислота обеспечивают повышение нефтеотдачи пластов в основном за счет увеличения работающей толщины пластов в скважинах, так как мало снижают межфазное натяжение. Нефть, оставшуюся в обособленных линзах и пропластках, можно извлекать только с помощью специально пробуренных на них скважин или переведенных с других горизонтов. Исходя из потенциальных возможностей и назначения методов, можно отметить, что для наших нефтяных месторождений с маловязкой нефтью, разрабатываемой с использованием заводнения, к наиболее перспективным методам относятся применение: 1) двуокиси углерода; 2) водогазовых смесей; 112 3) мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкой нефтью: 1) пара; 2) внутрипластового горения. Остальные методы будут использоваться в основном для интенсификации добычи нефти и регулирования процесса разработки с целью достижения проектных показателей, так как их потенциальные возможности ниже возможных погрешностей при расчетах эффективности заводнения. |