СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Лекция 3. Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Эффективность методов увеличения

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Оценка технологической эффективности МУН с использованием технологической схемы

............................................................................................................................................................... 56

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

4

Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.

Согласно приказу Министерства природных ресурсов и экологии от 1 ноября 2013 г. № 477 «Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» запасы залежей и месторождений подразделяют на:

геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией, или испытанием скважин, или обосновано геологогеофизическими исследованиями; извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи

(месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.

Ресурсы не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяют на:

–геологические ресурсы – количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований;

–извлекаемые ресурсы – часть геологических ресурсов, которую прогнозируют извлечь из недр с использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.

Запасы нефти и газа, по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности, подразделяют на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В1 (разрабатываемые, не разбуренные, разведанные), В2 (разрабатываемые, не разбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и С2 (оцененные).

Коэффициент извлечения нефти (КИН, нефтеотдача) – это отношение начальных извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам (мера полноты извлечения нефтяных запасов в сравнении с потенциально возможным расчетным значением), выраженное в долях единицы.

Извлекаемые запасы нефти, растворенного в нефти газа и содержащихся в них компонентов и КИН рассчитывают и обосновывают на стадии проектирования разработки месторождения на весь расчетный срок разработки, от начала ввода месторождения в эксплуатацию до отключения последних скважин эксплуатационного фонда.

При расчете и обосновании КИН учитывают как достигнутый уровень развития техники и технологии разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки и интенсификации добычи нефти, новой техники и технологий.

КИН обосновывают по каждому эксплуатационному объекту (залежи) и месторождению в целом для запасов категорий C1+C2 по разведанным, для категорий A+B+C1+C2 по разрабатываемым месторождениям.

На величину КИН влияют многие факторы – физические характеристики, химический состав нефти, глубина залегания, степень обводненности нефтеносных пластов, выбранный способ разработки месторождения.

В2010 г. средний КИН в мире составил 0,30-0,35. Значения КИН изменяются от 0,09 до 0,75 (полнота извлечения нефти от 9 до 75%). КИН 0,4 – 0,5 считают довольно высоким, таких значений можно достичь, если извлекаемая нефть имеет низкую вязкость, а коллекторы – хорошую проницаемость. При КИН 0,2 – 0,3 (как правило, вследствие высокой вязкости нефти), речь идет о трудно извлекаемых запасах.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

5

Приросты извлекаемых запасов в проектных документах, рассмотренных центральной комиссией по разработке (ЦКР) в 2005 – 2010 гг., показаны в таблице (по данным В.В. Шелепова, заместителя председателя ЦКР Роснедр по углеводородному сырью). Всего за этот период извлекаемые запасы увеличились более чем на 1 млрд. тонн.

На рис. 1 показана динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых запасов в СССР

и России.

Рисунок 1. Динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых запасов в СССР и России.

Как видно из данных рис.1, понижение величины КИН можно объяснить изменением структуры запасов нефти – увеличением доли трудно извлекаемых запасов, а также увеличением доли месторождений, расположенных на труднодоступных территориях с суровыми климатическими условиями, ухудшенными геолого-физическими свойствами залегающих на больших глубинах продуктивных пластов.

В действующих нормативно-технических документах указаны следующие методы увеличения нефтеотдачи:

–обработка призабойной зоны пласта химическими реагентами;

–ремонтно-изоляционные работы, изоляция притока пластовых вод;

–гидроразрыв пласта;

–бурение горизонтальных добывающих скважин;

–зарезка вторых стволов добывающих скважин;

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

6

– прочие методы.

«Прочие методы» принято разделять на гидродинамические, газовые, тепловые и химические.

Заводнение (закачка воды в пласт) также является методом увеличения нефтеотдачи и в настоящее время практически ни одно месторождение не разрабатывают без применения заводнения (за исключением разработки залежей высоковязких нефтей и битумов - здесь используют не заводнение, а применяют термические методы, которые, однако, часто включают закачку воды.)

Всоответствии с технической концепцией действующих нормативных документов можно дать такое определение:

методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы и приемы воздействия на пласт, которые позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти.

Вразвитии технологий разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся способами разработки и системами размещения скважин.

1 этап продолжался с начала промышленной добычи нефти до 1946 г. Нефть добывали за счет естественной энергии пласта (упругой, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальной энергии гравитационных сил). Использовали равномерную сетку скважин с плотностью 20000 – 60000 м2/скв. (площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину). Контролируемым параметром при разработке было пластовое давление. КИН – 0,1 – 0,2.

2 этап длился с 1946 по 1980 – 85 гг. В этот период в практику добычи нефти, как на уже разрабатываемых, так и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, интенсивно внедряли заводнение. В 1948 г. на Туймазинском месторождении (Башкирия) впервые в СССР

было применено промышленное законтурное заводнение с самого начала разработки. В дальнейшем, на других месторождениях, начали применять внутриконтурное заводнение с площадным и рядным размещением нагнетательных скважин. Применение заводнения позволило более чем в 2 раза увеличить КИН. Для контроля за разработкой стали использовать термометры, измерители расхода жидкости и газа, другие приборы.

3 этап (с 1980 – 85 по 1990 – 95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий заводнения за счет перехода на площадное и избирательное заводнение, применения различных добавок к воде, улучшающих ее вытесняющую способность (поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др.), выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции (повышение давления нагнетания, смена направлений фильтрации, циклический режим закачки воды и т. д.). В это же время внедряли и совершенствовали информационные технологии, методы автоматизации контроля за разработкой, методы регулирования процесса заводнения. Начали интенсивно исследовать и применять в опытно-промышленных масштабах различные МУН – термические, химические, газовые, физические. КИН, на ряде месторождений, удалось повысить до 0,5 – 0,6.

4 этап начался с 1990-х гг. и продолжается в настоящее время. Сейчас нормативные документы предписывают применять не только заводнение, но и другие МУН, в частности, обработки призабойных зон скважин. Обработки призабойных зон скважин (стимуляция скважин)

–это процесс, увеличивающий или восстанавливающий характеристики скважины, и, как следствие, повышающий нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.

Увеличение нефтеотдачи пластов, то есть повышение степени извлечения нефти из недр, было и остается самой актуальной задачей на протяжении всей истории развития нефтяной промышленности. На каждом этапе развития техники и технологий специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет повышения качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса разработки.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

7

Пример применения различных МУН на конкретном предприятии – «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» (Пильтун-Астохское месторождение, шельф о. Сахалин) применяет:

–заводнение;

–обработки призабойной зоны пласта;

–ремонтно-изоляционные работы;

–гидроразрыв пласта;

–бурение горизонтальных добывающих скважин;

–зарезка вторых стволов добывающих скважин.

МУН, применяемые в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район):

–заводнение;

–щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (пилотный проект);

–обработки призабойной зоны пласта;

–ремонтно-изоляционные работы;

–гидроразрыв пласта;

–бурение горизонтальных добывающих скважин;

–зарезка вторых стволов добывающих скважин.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

8

Лекция 2. Заводнение.

Заводнение, исторически, было первым МУН, позволившим существенно, более чем в 2 раза, повысить коэффициент извлечения нефти. Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения.

В настоящее время (и в обозримом будущем) заводнение остается (и останется) необходимым элементом разработки месторождений. Сегодня ~80% всей нефти в Российской Федерации добывают с применением традиционных технологий заводнения. Большинство методов воздействия на пласт, которые относят к МУН, – гидродинамические, химические, тепловые (частично), физические – основаны на заводнении.

Пласт – геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления и обладающее схожим составом и свойствами. Пласт – это геологический слой, являющийся основной формой залегания осадочных горных пород и отражающий последовательность их отложения.

Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху – кровлей. Нефтегазовый коллектор – часть пласта, обладающая физическими (структурными)

свойствами, позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать (отдавать) их при наличии перепада давления.

Ловушка – часть пласта, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие ее экранирования относительно непроницаемыми породами.

Залежь – естественное скопление нефти в ловушке, образованной коллектором, целостная динамическая система.

Коллектор может быть на два (и более) пласта, залежь – на два (и более) коллектора. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.

Общие сведения о строении и свойствах пластов.

Нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей части объема залежей) породы – песчаники, известняки или доломиты. Строение нефтяных залежей очень сложное. В залежах, по их простиранию (по площади), изменяются физические и фильтрационные свойства коллекторов. Коллекторы разделены непроницаемыми «линзами» (слоями и пропластками), вследствие чего их толщина бессистемно изменяется.

Основной объект изучения и разработки – нефтеносный пласт – нельзя ни увидеть, ни измерить. Модели пластов, используемые для оценки запасов нефти и проектирования разработки, построены на основе ограниченной информации, полученной из отдельных скважин. При площади нефтяных залежей в десятки и сотни квадратных километров площадь извлеченных на поверхность образцов пород, по которым составляют представление о строении пластов при принятии решений о системе разработки, не превышает нескольких квадратных метров. Таким образом, представления о строении нефтяных залежей и запасах нефти всегда относительны, точность количественных характеристик пластов и запасов нефти, строго говоря, не известна. Поэтому системы разработки нефтяных месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в принципе не могут соответствовать всем особенностям строения нефтяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере разработки месторождения и получения новых данных.

Типы коллекторов.

Основные свойства коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики – зависят от его состава, пористости и проницаемости.

Пористость коллекторов – наличие в них пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Коэффициент открытой пористости (пористость) – это отношение

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

9

объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему породы. Пористость выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 – 25%.

Проницаемость коллекторов – способность пропускать сквозь себя жидкости при наличии перепада давления. Проницаемость определяют при фильтрации жидкостей через керн на основе линейного закона фильтрации Анри ДарсиS ∙ (P(1856− P )г.) по которому скорость фильтрации в

пористой среде пропорциональна градиентQ =уKдавления∙ 1 и о2братно пропорциональна вязкости:

η ∙ L

где Q – расход жидкости, м3/с; K – коэффициент проницаемости (проницаемость), м2; S – площадь фильтрации, м2; (P1 – Р2) – разность давлений на концах испытуемого образца, Па; L – длина образца, м; – динамическая вязкость, Па·с. Физический смысл проницаемости: это площадь сечения каналов, по которым происходит фильтрация.

Для характеристики коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Все коллекторы нефти и газа принято разделять на два типа – терригенные и карбонатные. Терригенные коллекторы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Терригенные коллекторы обладают широким диапазоном фильтрационных свойств: проницаемость их изменяется от 0,0001 – 0,0010 до 3 – 5 мкм2, пористость – от 12 – 14 до 25 – 26%. По минералогическому составу терригенные коллекторы

делят на кварцевые и полимиктовые.

Кварцевые коллекторы имеют песчаную основу (до 95 – 98 %), как правило, обладают хорошими пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80 – 95 %, начальная насыщенность водой – 5 – 20 %.

Породы полимиктовых коллекторов имеют до 25 – 50% глинистых составляющих, начальная насыщенность водой может достигать 30 – 40%.

Карбонатные коллекторы состоят, в основном, из известняков и доломитов. Начальная насыщенность водой от 5 до 50%.

Неоднородность порового пространства (микронеоднородность). Пористость коллекторов зависит от фракционного состава зерен породы, плотности их расположения и типа цемента. В породах выделяют капиллярные (диаметр больше 0,001 мм) и субкапиллярные (диаметр меньше 0,001 мм) поры. Жидкость движется по капиллярным порам, в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывных каналов из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных коллекторах.

Диаметр пор в терригенных коллекторах изменяется от 0,0001 мм в аргиллитах и алевролитах до 0,5 – 1,0 мм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В коллекторах со средней проницаемостью (0,4 – 0,5 мкм2) средний диаметр пор составляет 0,01 – 0,02 мм, максимальный ~0,10 – 0,15 мм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01 – 0,02 мкм2) средний диаметр пор не превышает 0,001 – 0,002 мм, максимальный ~0,020 – 0,025 мм.

В карбонатных коллекторах диаметр пор изменятся в еще более широком диапазоне: при том же минимальном диаметре пор (0,0001 мм) максимальный диаметр пор (поры выщелачивания) может достигать размера каверн – 5 – 15 мм.

Неоднородность коллекторов (макронеоднородность). Коллекторы характеризуются неоднородностью трех основных видов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных коллекторов и неравномерностью свойств коллекторов по простиранию (по площади). Эти виды неоднородности вызывают неравномерность потоков жидкости, снижающую охват коллекторов заводнением.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

10

Расчлененность коллекторов. Коллекторы представляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных и непроницаемых глинистых слоев, линз и пропластков. В разрезе одной скважины в пласте может быть обнаружено до 10 – 20 пропластков. Расчлененность характеризуют коэффициентом расчлененности, который определяют для залежи в целом – отношение числа слоев, обнаруженных во всех скважинах, к общему количеству скважин.

Перемещение жидкости из слоя в слой по вертикали ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2 – 10 раз ниже, чем по горизонтали. Это связано с уплотнением пород и наличием не фиксируемых тонких глинистых слоев. Анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку, тем не менее, жидкость «вынуждена» двигаться преимущественно в горизонтальной плоскости.

Начальная нефтенасыщенность коллекторов. Пористая среда коллекторов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности нефтью изменяется в широком диапазоне. Высокопроницаемые терригенные коллекторы пористостью 24

– 27% начально насыщены нефтью на 90 – 92% (вода – 8 – 10%).

Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы начально насыщены нефтью на 60 – 65%, водой – на 35 – 40%.

Заводнение – вытеснение нефти водой. В нефтяную залежь через сеть нагнетательных скважин закачивают воду. Вода компенсирует объем извлекаемой нефти и восполняет потерю пластового давления, вызванную извлечением нефти через добывающие скважины. Цель заводнения – получение проектного КИН.

При реализации заводнения необходимыми элементами, подлежащими рассмотрению и выбору на стадии проектирования разработки, являются:

–время начала заводнения;

–система заводнения;

–система размещения скважин;

–плотность сетки скважин;

–темп добычи нефти;

а также порядок бурения скважин, отключение скважин, вода для заводнения.

Время начала заводнения. Заводнение может быть применено не с первых дней разработки месторождения, залежи можно разрабатывать на естественном режиме, при котором для извлечения нефти используется естественная энергия пласта (упругая, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). Разработка на естественном режиме имеет свои преимущества, заключающиеся в равномерном распределении пластовой энергии по всему объему пласта, что способствует его максимальному охвату процессом извлечения нефти.

Системы заводнения. При законтурном заводнении воду закачивают в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности коллектора. Применение законтурного заводнения на крупных месторождениях приводило к «консервированию» значительных запасов нефти в центральной части месторождения и к низким темпам добычи нефти. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 2,5% нефти в год от извлекаемых запасов. Законтурное заводнение приводит также к значительным оттокам воды (от 40 до 70% от объема закачки) за контур нефтеносности.

Тем не менее, законтурное заводнение применяют и в настоящее время. На рис. 2 показана схема Астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

11

Рисунок 2. Схема астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения. Синие точки – нагнетательные скважины, черные – добывающие, красные – планируемые к бурению, но еще не пробуренные. Индекс ST в номере скважины означает зарезку второго (третьего, четвертого, пятого) ствола.

Законтурное заводнение реализуют и на пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения, с большим количеством нагнетательных скважин (рис. 3).

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

12

Рисунок 3. Схема пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения (синие точки – нагнетательные скважины, красные – добывающие).

Внутриконтурное заводнение явилось развитием законтурного заводнения. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины «разделяют» месторождение на отдельные полосы, блоки или площади. Ширина блоков – от 1,5 до 4,0 км в зависимости от свойств коллектора. Количество рядов добывающих скважин в блоке 3 (трехрядное заводнение) или 5 (пятирядное заводнение).

Разновидности блокового заводнения:

–осевое заводнение – для узких вытянутых залежей;

–центральное заводнение – для небольших залежей круглой формы;

–кольцевое заводнение – для больших круглых залежей;

–очаговое и избирательное заводнения – для усиления воздействия на слабо выработанные участки;

–барьерное заводнение – применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи;

–площадное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в общей равномерной сетке скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в последовательности, установленной проектом разработки.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

13

При внутриконтурном заводнении большое значение имеет система размещения скважин и число рядов добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин. Первоначально при внутриконтурном заводнении между рядами нагнетательных скважин размещали до 7 – 9 рядов добывающих скважин. Позже, при разработке Самотлорского месторождения, было установлено, что такие системы размещения скважин обеспечивают высокую нефтеотдачу только в однородных коллекторах. Для объектов с высокой степенью неоднородности коллекторов, к которым относятся большинство месторождений Западной Сибири, более высокую нефтеотдачу обеспечивают однорядные и площадные системы. Нефтеотдача существенно зависит от плотности сетки скважин, но в большей степени от их размещения.

Обобщение многочисленных исследований по влиянию темпа извлечения нефти при заводнении на нефтеотдачу позволило сделать вывод о том, что нефтеотдача неоднородных коллекторов мало зависит от темпа добычи нефти. Разработка нефтяных месторождений высокими темпами базируется именно на этой концепции.

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения показала, что главные особенности, характерные для всех методов заводнения, заключаются в 1) неравномерности распределения воды в пласты: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, менее проницаемые пласты остаются невыработанными; 2) невозможности достижения полного вытеснения нефти водой.

При стационарных режимах заводнения образуется система «постоянных трубок тока», определяющих охват пласта заводнением.

Рисунок 4. Результаты моделирования образования системы постоянных трубок тока при стационарном заводнении.

Для вовлечения новых трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации жидкостей в пласте. Гидродинамические МУН направлены на изменение режима фильтрации, которое достигают либо путем регулирования работы системы заводнения в целом, либо ее отдельных элементов. Гидроразрыв пласта, некоторые химические МУН, зарезка вторых стволов добывающих скважин и изоляция притока пластовых вод также изменяют систему постоянных трубок тока.

Неполное вытеснение нефти водой обусловливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачиваемостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.

Капиллярные силы. При наличии в пористой среде несмешивающихся жидкостей (нефти и воды) процесс их движения зависит от капиллярного давления, то есть от разности давлений в не смачивающей (нефти) и в смачивающей (воде) фазах, разделенных в поре мениском. Величина капиллярного давления зависит от межфазного натяжения на границе раздела нефти и воды, смачиваемости коллектора и размеров пор.

В гидрофильных коллекторах капиллярные силы совпадают по направлению с гидродинамическим перепадом давления, уменьшают неравномерность фронта внедрения воды в

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

14

крупные и мелкие поры и могут, при определенных условиях, вызывать противоточную пропитку водой малопроницаемых нефтенасыщенных слоев и вытеснение из них нефти при опережающем движении воды по высокопроницаемым слоям и трещинам.

В гидрофобных коллекторах капиллярные силы являются основной причиной удержания нефти в неоднородной пористой среде. Они обусловливают остаточную нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой, а при повышенной водонасыщенности призабойных зон добывающих скважин препятствуют притоку нефти из пласта в скважину через водную блокаду. Отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой из гидрофобных коллекторов возрастает с увеличением микронеоднородности пористой среды. При «устранении» действия капиллярных сил снижением межфазного натяжения с 25 – 35 до 0,001 – 0,010 мН/м можно достигнуть почти полного вытеснения нефти (95 – 98%). Практически все нефтяные коллекторы обладают частичной гидрофобностью.

Не вытесненная водой нефть (остаточная нефть) находится в пласте в виде:

–капиллярно удержанной нефти;

–пленочной нефти, покрывающей поверхность породы (эта нефть образует прочные слои, которые сложно разрушить) (~ 30% вместе с капиллярно удержанной нефтью);

–нефти, остающейся в малопроницаемых зонах, не охваченных заводнением (~ 35%);

–нефти в линзах, не вскрытых скважинами (~ 20%);

–нефти в застойных зонах однородных пластов (~ 15%).

70% остаточной нефти находится в малопроницаемых зонах, в застойных зонах и линзах, не охваченных заводнением. Вовлечение таких зон в разработку – главный резерв повышения нефтеотдачи при заводнении. Для их диагностирования необходимо детальное изучение геологического строения пластов различными методами: построение геологических разрезов, корреляционных схем, карт распространенности отдельных пропластков.

Коэффициент извлечения нефти при заводнении.

Полноту извлечения нефти при заводнении характеризуют коэффициентом извлечения нефти при заводнении КИ.З., который представляют как произведение двух коэффициентов – коэффициента вытеснения нефти водой (в общем случае – вытесняющим «агентом») и коэффициента охвата пласта заводнением КИ.З. = Kвыт.×Kохв.

Kвыт. – коэффициент вытеснения нефти водой (коэффициент вытеснения) – отношение объема нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке коллектора водой, к начальному объему нефти в коллекторе.

Kохв. – коэффициента охвата пласта заводнением (коэффициента заводнения) – отношение суммы объемов коллекторов, охваченных заводнением, к общему объему нефти в коллекторах. Охваченной заводнением считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления.

Важно: КИ.З. КИН.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях по ОСТ 39-195-86 (существуют и другие методики) с использованием керна, модели пластовой нефти и воды. Через керн (образец нефтесодержащей породы) фильтруют воду до прекращения выхода из керна нефти при обязательном создании и поддержании пластовых температуры и давления. Коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, свойств нефти (в первую очередь, вязкости в пластовых условиях) и воды.

Коэффициент заводнения определить в лабораторных условиях невозможно, его определяют по методикам, разработанным ВНИИ им. А.П. Крылова, СибНИИНП и «Гипровостокнефть» по данным, получаемым в процессе разработки месторождения. Коэффициент заводнения зависит от макронеоднородность коллекторов, системы разработки месторождения, системы заводнения. Появление зон, не промываемых водой, объясняется

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

15

неоднородностью строения, свойств и состава коллекторов, образованием система постоянных трубок тока при стационарном заводнении.

Некоторые химические МУН (применение поверхностно-активных веществ) и тепловые МУН повышают, в основном, коэффициент вытеснения.

Гидродинамические МУН, многие химические МУН (полимерное заводнение, потокоотклоняющие технологии и др.), гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных добывающих скважин, зарезка вторых стволов добывающих скважин направлены на повышение коэффициента заводнения (в общем случае – коэффициента охвата пласта воздействием).

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

16

Лекция 3. Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи.

МУН принято разделять на:

–гидродинамические;

–химические;

–газовые;

–тепловые;

–физические.

Иногда химические методы называют физико-химическими.

Гидродинамические МУН направлены на повышение эффективности заводнения, а именно – на увеличение охвата пласта заводнением (увеличение коэффициента заводнения) через изменение гидродинамических режимов фильтрации жидкостей в пласте.

Гидродинамические МУН – это нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением; форсированный отбор жидкости; циклическое заводнение; изменение направлений фильтрационных потоков; оптимизация сетки нагнетательных скважин.

Химические МУН повышают эффективность заводнения как через увеличение коэффициента заводнения, так и через увеличение коэффициента вытеснения. Они основаны на закачке в пласт веществ, которые увеличивают вязкость воды (полимеры) или обладают высокой поверхностной активностью. К этим МУН относят также закачку гелей, пен, эмульсий, получаемых с применением химических реагентов.

Химические МУН – это полимерное заводнение, щелочно-пав-полимерное заводнение, заводнение с применением поверхностно-активных веществ, мицеллярно-полимерное заводнение, щелочное заводнение, потокоотклоняющие технологии, ограничение водопритока.

Газовые МУН – в пласт закачивают углекислый газ (CO2), углеводородный газ (в том числе широкие фракции легких углеводородов), азот или воздух. Газовые методы повышают коэффициент вытеснения.

Тепловые МУН – это закачка горячей воды, пара и внутрипластовое горение. Тепловые МУН основаны на введении в пласт тепловой энергии (закачка в пласт горячей воды или пара) или производстве ее в пластовых условиях (внутрипластовое горение). Тепловые МУН используют, преимущественно, для разработки месторождений с залежами вязких нефтей и битумов. В основе тепловых МУН лежит существенное увеличение скорости фильтрации жидкостей в пористой среде при нагреве. Увеличение скорости фильтрации происходит благодаря снижению вязкостей жидкостей, изменению их структурно-механических свойств и сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Тепловые МУН повышают как коэффициент вытеснения, так и коэффициент охвата пласта воздействием.

Физические МУН – это гидравлический разрыв пласта (ГРП), уплотнение сетки добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин, бурение вторых стволов скважин.

Критерии применимости различных МУН. Для каждого метода существуют свои критерии применимости, которые обусловлены особенностями реализуемого процесса. Однако есть общие для всех МУН критерии, определяющие эффективность и целесообразность применения МУН. К таким критериям относятся:

–трещиноватость коллектора (нарушенность монолитности породы трещинами, совокупность трещин в породном массиве) которая приводит к опережающему прорыву закачиваемых веществ в добывающие скважины и снижает охват и нефтеотдачу пласта;

–высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 65-70%) исключает эффективное применение большинства методов по экономическим причинам, так как затраты на подготовку и закачку вытесняющих агентов не компенсируются дополнительно добытой нефтью. Поэтому необходимы тщательные исследования по определению распределения нефтенасыщенности по

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

17

площади и разрезу залежи, что позволит выбирать участки с достаточно высокой нефтенасыщенностью, позволяющей рентабельно применять тот или иной МУН;

–высокая вязкость нефти в пластовых условиях (более 50 мПа·с) затрудняет эффективное применение большинства МУН, применяемых при заводнении (кроме физических). Если вязкость нефти не превышает 200 мПа·с, то возможно применение методов полимерного заводнения. При вязкости нефти более 200 мПа·с возможно применение тепловых МУН или их комбинации с другими МУН;

–высокая глинистость коллектора (содержание глин более 10%) снижает эффективность применения физико-химических МУН из-за большой адсорбции химических продуктов и обеднения закачиваемых растворов реагентами. Применение тепловых МУН в глинистых пластах приводит к разбуханию глин и снижению проницаемости пласта;

–высокая жесткость пластовых вод и вод, используемых для приготовления растворов закачиваемых реагентов, резко снижает эффективность применения почти всех химических МУН. Особенно отрицательно на эффективность МУН влияет высокая концентрация в воде солей кальция и магния вследствие образования осадков, адсорбции реагентов на них и снижения вытесняющей способности растворов.

Существуют также дополнительные критерии, ограничивающие применение отдельных

МУН.

Втаблице приведены геолого-физические и технологические условия и соответствующие им рекомендуемые МУН (И.Т. Мищенко, д.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, А.А. Лутфуллин, ГКЗ Роснедра).

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

18

«+» – технология рекомендуется, «0» – использование технологии возможно, но не предпочтительно, «–» – технология не рекомендуется или низкоэффективная, «+*» – технология рекомендуется совместно с ГРП

Сравнительная потенциальная эффективность МУН (увеличение коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием): гидродинамические – 7 – 15%, химические – 25 – 35%, газовые – 5-15%, тепловые – 15 – 30%, физические – 9 – 12%.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

19

Рисунок 5. Сравнительная потенциальная эффективность МУН.

Методы воздействия на призабойную зону пласта. Призабойной зоной пласта (ПЗП)

называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины, ее эксплуатацию и ремонт, нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта (изменяющих фильтрационные характеристики пласта). По данным разных авторов размеры ПЗП изменяются от долей до десятков метров. Например, 2,5 – 8,0 диаметров скважины. Имеются данные, свидетельствующие о том, что в трещиноватых и трещиноватопоровых коллекторах радиус зоны с ухудшенными гидродинамическими характеристиками достигает десятков метров.

В основе всех методов воздействия на ПЗП (стимуляции скважин, интенсификации добычи нефти) лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми способами. Воздействие на ПЗП увеличивает или восстанавливает характеристики скважин, и как следствие, увеличивает нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.

И.Т. Мищенко выделяет следующие основные методы интенсификации притока и приемистости скважин:

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

20

На рис. 6 показано изменение дебита добывающей скважины до и после обработки ПЗП растворителем солеотложений (Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин, шельф).

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

21

Рисунок 6. Изменение дебита добывающей скважины до и после обработки ПЗП растворителем солеотложений (Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин, шельф).