Содержание. Тема 8.

8 Нефтеотдача пластов	2
8.1 Основные положения	2
8.2. Нефтеотдача при различных условиях дренирования залежей	5
8.3. Методы повышения нефтеотдачи пластов	7
8.4 Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи	9
8.4.1. Нестационарное заводнение	9
8.4.2. Уплотнение сеток скважин	12
8.4.3. Форсированные отборы жидкости (ФОЖ)	14
8.5. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи	15
8.5.1. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ	15
8.5.2. Применение углекислого газа	18
8.6. Применение водных растворов коллекторов	21
8.7. Щелочные и щелочно-силикатное заводнение	23
8.8. Сернокислотное заводнение	25
8.9. Применение мицеллярных растворов	26
8.10. Газовые методы	29
8.11. Термические способы увеличения нефтеотдачи	33

Тема 8

8. Нефтеотдача пластов

1. Основные положения

Полноту извлечения нефти из пласта принято оценивать коэффици­ентом нефтеотдачи (КНО). В отраслевых документах часто используют другой показатель - коэффициент извлечения нефти (КИН). В том и другом случае, сравнивая количество добытой нефти с геологическими запа­сами любой залежи, КНО будет определяться как отношение извлеченной из недр нефти Q^изв к цифре геологических запасов Q_гз:

(8.1)

Возможен другой способ расчета КНО по величинам насыщенности:

(8.2)

где S_нн - начальная нефтенасыщенность;

S_нк - конечная (остаточная) нефтенасыщенность.

Оба метода оценки КНО можно отнести как к модели пласта (керну), так и к части пласта (блоку разработки, участку или залежи в целом). Принципиальная разница состоит в том, что при моделировании процесса дренированию (вытеснения нефти, промывки, доотмывки) подвергается весь нефтенасыщенный объем, в случае залежи (пласта) за счет его лито-логической неоднородности часть нефтенасыщенного объема остается не-охваченной процессом разработки. Отсюда введено понятие коэффициента охвата воздействием:

(8.3)

где V^охв._пл.- объем пласта, вовлеченный в разработку (в процесс дренирования);

V^нн_пл. - полный нефтенасыщенный объем. В оценке КНО используется еще один коэффициент – коэффициент вытеснения нефти водой, который может быть рассчитан (определен по лабораторным данным) при условии полной промывки пласта, т.е. на мо­мент отсутствия в получаемой из керна жидкости нефти. Его можно полу­чить также по соотношениям объемов и насыщенностей:

(8.4)

где Q_н - суммарное количество нефти, полученное из образца (кер­на) на момент полной промывки;

Q_нн - начальное количество нефти в образце;

(8.5)

где S_нн и S_нк - соответственно начальная и конечная нефтенасыщен-ности, (S_нк соответствует полной промывке).

Тогда КНО определится как произведение двух основных коэффици­ентов:

КНО = α_выт.·β_охв. (8.6)

При моделировании процесса вытеснения нефти водой сначала по­лучают чистую (безводную) нефть, и тогда определяется безводная нефте­отдача и нефтеотдача за водный период. В промысловых условиях это по­нятие может быть отнесено к отдельным частям (участкам, блокам разра­ботки), так как обычно залежь или месторождение вводится в разработку по частям. Для сравнительного анализа выработки запасов используют еще показатель КНО на момент прорыва воды.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в раз­личных залежах, при использовании различных сеток скважин, различных систем заводнения неодинаковы. Кроме того, сравнивать КНО для различ­ных залежей и различных технологий следует с учетом водонефтяного фактора - среднего количества добытой попутной воды, приходящейся на 1 т, добываемой нефти. Обычно это сравнение привязывается к моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин на месторождении становится экономически нецелесообразной (при предельной обводненности продук­ции скважин в 96 97%).

Коэффициенты охвата воздействием определяются в результате комплексного анализа геофизического материала и анализа разработки ме­сторождения. При прогнозировании же этого показателя в процессе проек­тирования системы разработки часто используют методы геолого-математического моделирования.

КНО подлежит обоснованию при подсчете запасов нефти, при со­ставлении технологических схем и проектов на разработку месторожде­ний.

При контроле процессов нефтеизвлечения выделяют текущую и ко­нечную нефтеотдачу.

8.2. Нефтеотдача при различных условиях дренирования залежей

При современных технологиях нефтеизвлечения, базирующихся на заводнении нефтяных пластов, КНО может колебаться в широком диапа­зоне от 0,35 до 0,70. Величина КНО зависит от многих факторов:

1) геологического строения залежей (прежде всего от характера не­однородности пластов);

2) от свойств нефтей (вязкости, содержания АСВ, парафинов и др.);

3) от используемой в системе ППД воды.

В отечественной промысловой практике газ в качестве источника энергии для вытеснения нефти не используют. Даже при наличии газовых шапок методом барьерного заводнения последние отсекаются от нефтяной зоны и создаются условия вытеснения газированной нефти водой (газовая шапка или сохраняется, или ее ресурсы используются частично: для газ-лифтной эксплуатации, для ГПЗ или ГРЭС). Следовательно, в практике со­временной нефтедобычи используют принудительные водонапорные ре­жимы с сохранением текущих пластовых давлений на уровнях первона­чальных. Тем не менее даже в благоприятных условиях по месторождени­ям Западной Сибири конечные КНО будут не более 0,55 - 0,65 по нефтя­ным залежам и на 10 - 15 пунктов ниже по нефтегазовым. В случае сложнопостроенных залежей эти показатели окажутся еще ниже. Например, по юрским пластам ЮК_10–11 Таплинского месторождения (Красноленинский свод) текущая нефтеотдача к 1999 году составила 0,18 при обводненности около 92%.

Низкая нефтеотдача пластов в естественных условиях объясняется микро- и макронеоднородностями коллекторов. Послойная, зональная не™ однородности, кавернозность, трешиноватость вызывают крайне неравно­мерный характер выработки пластов, связанный с локальными прорывами закачиваемых вод через пропластки и зоны суперколлекторов, значение проницаемостей которых на один- два порядка выше, чем у основного объема коллектора. Эти процессы становятся еще более контрастными в условиях высоковязких нефтей.

Макронеоднородное строение пластов - основная причина низкой нефтеотдачи. Остаются пропластки и зоны, не вовлеченные в разработку или плохо промытые. На практике отработаны приемы и технологии по дововлечению их в разработку, но они требуют дополнительных вложений в нефтедобычу (уплотнение сеток скважин, разукрупнение эксплуатацион­ных объектов, форсированные отборы жидкости, гидроразрывы пласта и т.д.).

Анализ выработки запасов обнаружил следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1) капиллярно-удержанная нефть;

2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках и пропластках, не вовлеченных в процесс вытеснения или плохо промытых водой.

4) нефть в линзах, отделенных от дренируемых объемов малопрони­цаемыми, или непроницаемыми экранами (барьерами) и не вскрытых скважинами;

5) нефть, оставшаяся у литологических экранов (в зонах глинизации коллекторов, в зонах прилегания пластов к породам фундамента, у текто­нических экранов и т.д.).

Принципиально перечисленные виды остаточных нефтей характерны для практически всех нефтяных пластов. Установлено, что объемы пле-ночно удержанной нефти намного меньше, чем капиллярно удержанной. Причем форма существования ее в пласте определяется фильностйю кол­лектора: в гидрофильных средах капиллярно удержанная нефть содержит­ся в виде капель, рассеянных в водной фазе; в гидрофобной - в мелких ка­пиллярах в местах контакта зерен.

Наиболее существенный урон нефтеотдаче приносят макронеодно­родности пластов, формирующие целики остаточной нефти. Доказатель­ством этого служат многочисленные случаи получения притоков безвод­ной нефти из скважин уплотняющего фонда, когда окружающие уже об­воднены на 60 и 80%.

Относительно влияния на КНО при вытеснении нефти водой свойств вод среди исследователей существуют различные мнения. В одних случаях нефтеотдача увеличивается с уменьшением поверхностного натяжения σ и σ·cos , в других эта закономерность оказалась более сложной (из гидро­фильных пористых сред нефть лучше вытеснялась водой, имевшей повы­шенное поверхностное натяжение, тогда как низкое поверхностное натя­жение оказывалось более эффективным в гидрофобных пластах).

Противоречивы мнения и относительно скоростей вытеснения нефти водой: одни считают, что повышенные скорости увеличивают КНО, вто­рые - уменьшают КНО, третья часть считает, что КНО не зависит от ско­рости вытеснения. Но тем не менее физическое представление данной про­блемы позволяет некоторым авторам разрабатывать, например, техноло­гию разработки нефтяных месторождений с ППД при повышенных давле­ниях закачки воды (А.Т. Горбунов и др.). Очевидно, что на выбор способа воздействия на пласт будет влиять не только характер его неоднородности и свойства нефтей, но и время разработки месторождения. Слишком высо­кие градиенты давления на начальной стадии разработки, очевидно, при­ведут к преждевременному обводнению фонда скважин, повышенные же депрессии (градиенты давлений) на стадии массового обводнения фонда (обводненность около 80%) создадут условия для дововлечения в разра­ботку низкопроницаемых пропластков и зон (форсированные отборы жид­кости - метод ФОЖ).

2. Методы повышения нефтеотдачи пластов

В связи с внедрением в практику разработки нефтяных месторожде­ний заводнения проблема выбора оптимальных темпов разработки место­рождений (процента годового отбора от извлекаемых запасов) стала акту­альной, но трудно разрешимой.

Более чем 40-летний опыт обнаруживает до сих пор спорность в ре­шении практических вопросов по влиянию темпов отборов нефти на КНО. Противоречивость представлений по данной проблеме можно объяснить некорректностью процессов моделирования по сравнению с разнообразием в реальных условиях. Промысловые исследования по-влиянию на-КНО темпов обводнения (водонефтяного фактора - ВНФ) и охвата пластов за­воднением отражают очень сложную связь с конечной нефтеотдачей, Особенно сложной эта проблема стала в последние 10 лет в связи с неоп­равданным сокращением исследовательских работ по контролю за разра­боткой нефтяных месторождений.

Ответ на поставленные вопросы принципиально может выявить дру­гой вопрос: следует ли интенсифицировать процесс разработки за счет за­воднения?

Чтобы определить, какие же следствия вытекают их этих противоре­чивых исследований, необходимо кратко осветить характерные позиции по проблеме.

1. Малые темпы разработки повышают но пластов.

Впервые такой вывод был сделан в 1941 г американским ученым Левереттом на основе экспериментов. Для практической реализации дан­ного вывода необходимо, чтобы при разработке месторождений скорость вытеснения была соизмерима со скоростью капиллярной пропитки. Но да­же в чисто гидрофильных пластах капиллярные силы могут изменить ха­рактер заводнения лишь при перепадах давления между линией нагнетания и зоной отбора не более 0,3 МПа. Это в 15-20 раз меньше практикуемых. При таких депрессиях в СССР без ППД отрабатывалось единственное неф­тегазовое месторождение Анастасиево-Троицкое с газовой шапкой и по­дошвенной водой. То есть из верного вывода не вытекает практических следствий.

2. Высокие темпы отбора увеличивают нефтеотдачу пластов.

К этому выводу впервые пришел Ф.И. Котяхов. Практика широкого внедрения заводнения показала эффективность перехода на повышенные давления нагнетания, что во всех случаях послойно-неоднородных пластов увеличивает коэффициенты охвата воздействием, а следовательно КНО.

Этот вывод сделали американские ученые Д. Бакуолтер, В. Стайлс и М. Эджертон.

Контроль за разработкой Ромашкинского месторождения (Н.Н. Не­примеров и AT. Шарагин), опыт Грозненского района по 12 пластам, семи месторождений Самарской Луки и Башкортостана (Н.Г. Пермяков и Н.С. Гудок), затем по Туймазинскому месторождению (Н.Г. Пермяков) под­твердили эти же выводы.

Целесообразность высоких темпов отбора доказана по месторожде­ниям Татарии (А.В. Валиханов, Г.Г. Вахитов, Э.Д. Мухарский, Р.Ш. Мин-гареев и др).

3. Оптимальные темпы разработки.

О.В. Мартынцевым и В.М. Рыжиком было еще в 60-х годах показа­но, что при соотношениях проницаемости слоев не более 6-7 оптимум скоростей фильтрации выражен слабо на НО. М.М. Саттаровым и др. даны наиболее целесообразные рекомендации: в начальные безводные периоды осуществлять умеренные темпы отбора с постепенным переходом на мак­симально возможные (увеличение отборов по мере обводнения продук­ции).

4. Темп разработки не влияет на нефтеотдачу пласта.

Еще в 60–е годы специалисты Гипровостокнефти на основе обобще­ния опыта разработки месторождений Куйбышевской области установили принципиальное отсутствие зависимости нефтеотдачи пластов от темпа разработки.

В те же годы Л.И. Губанов, Б.Ф. Сазонов и В.И. Колганов на приме­ре форсирования отбора жидкости на Яблоневом месторождении показали, что изменение темпа разработки в широких пределах не влияет на харак­теристики заводнения (зависимости нефтеотдачи пластов от накопленного отбора жидкости).

Американские ученые С. Пирсон и Ф. Крэйг доказали, что нефтеоот-дача зависит от темпа вытеснения нефти водой только в сильнонаклонных пластах (более 30 °).

Из приведенного обзора по [13] видно, что ни в одной концепции не было оценок влияния плотностей сеток скважин и их изменений в процес­се эксплуатации месторождений.

Последующая практика разработки нефтяных месторождений, в т.ч. и Западной Сибири, показала практическую целесообразность темпов око­ло 5 - 6% в год от НИЗ (нередко они достигали 10 - 12%). При использо­вании ИЗ на 40 - 45% начинается снижение темпов отбора нефти. При из­влечении 75 - 80% от НИЗ темп отбора становится в 3 раза ниже макси­мального. В неблагоприятных геолого-физических условиях снижение темпов добычи нефти наступает раньше (при отборе уже 20 - 25% от НИЗ).

Все новые методы разработки нефтяных месторождений в настоящее время базируются на заводнении.

8.4. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи

8.4.1. Нестационарное заводнение

Полнота охвата пласта заводнением и нефтеотдача резко снижаются при усилении степени геологической неоднородности пластов. В сильно неоднородных коллекторах закачиваемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям (прослоям) и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых прослоях, зонах, участках, осо­бенно у линий замещения, глинизации коллекторов. Этот отрицательный эффект более ярко выражен в случаях высоковязких нефтей.

Дополнительный охват заводнением невовлеченных в разработку нефтенасыщенных объемов способствует повышению нефтеотдачи, уменьшению объемов попутно добываемой воды. Таким методом, приме­няемым в рамках обычно используемых систем разработки нефтяных ме­сторождений с заводнением, стал метод нестационарного заводнения. На­чало внедрения его относится к 60-м годам данного столетия. Метод пре­дусматривает попеременное изменение режима нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин с целью создания в нем периодических нестационарных перепадов давления между высоко- и низкопроницаемы­ми частями коллектора, что в конечном итоге – увеличивает коэффициент охвата выработкой.

При правильном обосновании технологии процесса в вариантах цик-лики и метода изменения направления фильтрационных потоков можно обеспечить до 10% повышение нефтеотдачи по отношению к обычному (стационарному) заводнению и прирост в текущих уровнях добычи нефти до 15 - 20%. Причем метод можно использовать как на ранней, так и на поздней стадии разработки месторождения, при разных формах сеток до­бывающих и при различном размещении нагнетательных скважин.

Опытные работы по внедрению нестационарного заводнения под ру­ководством М.Л. Сургучева были начаты в 63-64 гг. на Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения и на Покровском месторождении Куйбышевской области.

Физический смысл метода был сформулирован в авторском свиде­тельстве на способ, «... предусматривающий увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давле­ния нагнетания воды. Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания воды из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых просло­ев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора» [15].

Исследования показали, что степень удержания малопроницаемыми слоями внедрившейся в них воды зависит от продолжительности полуцик­ла снижения давления нагнетания, полуциклы следует со временем увели­чивать. В пластах с высоким начальным содержанием остаточной воды ка­пиллярное перераспределение жидкостей, насыщающих неоднородный коллектор, происходит интенсивнее. Темп извлечения нефти с увеличени­ем вязкости снижается незначительно.

Технологическая реализация циклического заводнения заключается в периодическом отключении нагнетательных скважин в рядах через одну и сменой их роли через расчетное время (15-30 суток).

Промысловые испытания метода, впервые внедренного на Трехозер-ном месторождении, привели в последующем практически к повсеместно­му внедрению его на месторождениях Западной Сибири. Много лет он в варинтах периодического отключения групп нагнетательных скважин (по три-четыре) проводится на крупном Мамонтовском месторождении (соче­тание циклики с методом смены направления фильтрационных потоков).

Следует отметить, что внедрение циклики возможно в условиях, ко­гда приемистость нагнетательных скважин обеспечивает безопасный про­цесс в зимних условиях на месторождениях Западной Сибири: если прие­мистость ниже 200 м³/сут, процесс может в зимнее время привести к раз-мерзанию водоводов. То есть на таких объектах разработки проведение циклического заводнения возможно только в летний сезон.

При составлений программ проведения циклического заводнения ис­ходят из того, что средний уровень закачки воды в период циклического заводнения должен быть равен среднему уровню закачки в период обыч­ного заводнения (для удержания пластового текущего давления в пласте на уровне первоначального).

Под руководством О.Э. Цынковой во ВНИИ в начале 70-х годов бы­ла создана математическая модель процесса, были исследованы влияния различных факторов на эффективность технологии.