Организация процесса разработки залежей нефти при заводнении. Учебное пособие

Проводившиеся в институте «Гипровостокнефть» исследования условий разработки зонально неоднородных пластов показали необходимость внедрения интенсивных площадных систем заводнения для получения высокого КИН. Однако реализация подобных технологий требует применения высокопроизводительного глубиннонасосного оборудования и пересмотра требований к размещению нагнетательных скважин. В результате моделирования различных систем воздействия и характера зональной неоднородности наилучшие характеристики вытеснения были получены при размещении нагнетательных скважин в зонах с низкой проницаемостью.

Одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов при заводнении является изменение направления фильтрационных потоков (ИНФП). Воздействие на сложившуюся систему фильтрационных потоков дает возможность вовлекать в процесс разработки застойные зоны пласта, где, как правило, сконцентрированы значительные запасы нефти. ИНФП можно организовать за счет очагов заводнения, дополнительных нагнетательных скважин, разрезания залежи на более мелкие блоки и т.д. Обычно в качестве нагнетательных используют обводненные добывающие скважины в выработанных зонах пласта. Переход к интенсивным системам заводнения с начала разработки обеспечивает более равномерное распределение закачиваемой воды по площади залежи. Рекомендовалось применять ИНФП не только при многорядных, но и при площадных системах размещения скважин. Для этого была разработана так называемая инверсия площадной системы заводнения. Суть метода заключалась в изменении главных и нейтральных линий тока при заводнении. Увеличение активности системы разработки достигалось применением различных рабочих агентов (вода, загущенная ПАА вода, поверх- ностно-активные вещества, мицеллярные растворы, растворители и т.д.). Инверсия могла осуществляться по различным вариантам. Это мог быть перевод обводнившихся добывающих скважин под нагнетание с изменением конфигурации элементов в системе либо поэтапная инверсия с увеличением активности системы дополнительным переводом под нагнетание скважин через одну.

21

В итоге перераспределение фильтрационных потоков путем инверсии обеспечивает включение в процесс разработки неохваченных воздействием нефтенасыщенных зон, оказавшихся на главных линиях тока во вновь образованной системе.

Гидродинамические расчеты по оценке эффективности вариантов инверсии показали преимущество в увеличении текущего охвата заводнением на 17,5 % при реализации первого варианта воздействия.

По сравнению с традиционным заводнением прирост коэффициента охвата в соответствии со вторым вариантом составил только 12 %. Однако, что касается срока разработки, то в первом варианте полный охват пласта заводнением был достигнут при пятикратной промывке пласта рабочим агентом, а во втором он составил не более двух объемов пор.

Приведенные результаты показывают, что ИНФП способствует включению застойных зон в разработку, является средством регулирования процесса и обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов

[85,90,77,78,59,57,56,55].

4.РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

СПРИМЕНЕНИЕМ ГАЗОВЫХ РАБОЧИХ АГЕНТОВ

Внастоящее время мировая практика разработки месторождений знает немало примеров применения в качестве рабочих агентов веществ, смешивающихся с нефтью в процессе ее добычи. Крупные месторождения в Алжире, Венесуэле, США и Канаде, в Северном море разрабатываются с закачкой сжатых газов для интенсификации процесса извлечения нефти. В большинстве случаев их применение организуется уже на начальном этапе разработки. Объектами для закачки газов высокого давления становились залежи, на которых по тем или иным причинам не могли быть использованы другие реагенты. Практика использования газов высокого давления подтверждает правильность принятых проектных решений и показывает достаточно

22

высокую эффективность данной технологии, анализ результатов которой оценивается ее эффективностью в течение всего периода разработки объекта. Примером эффективности закачки газа может служить залежь Блок-31 месторождения Юниветсити (США), а также ряд залежей нефти в провинции Альберта (Канада), где на протяжении длительного промежутка времени (20÷30 лет) осуществляется закачка углеводородного газа высокого давления. При средней проницаемости коллектора пласта Блок-31, равной 1 мкм2, закачкой газа восстанавливали начальный темп отбора продукции, что в итоге повысило нефтеотдачу в два раза. Газ в объеме 30 % объема пор пласта закачивали в повышенную часть структуры с последующей площадной закачкой. Объем закачиваемого газа составлял 1,5÷2 млн м3/сут при давлении нагнетания порядка 25,8÷30 МПа. Промысловые компрессоры невысокой производительности были заменены на установки большой мощности. Зарубежные специалисты оценивают технологию разработки залежей с закачкой газа высокого давления как высокоэффективную.

В нашей стране закачку газа под высоким давлением осуществляли на месторождении Озек-Суат Ставропольского края. Из опытного участка залежи XIII пласта было получено 70 % запасов нефти. В первые четыре года экспериментальной закачки в участок эффект оказался настолько высоким, что в четыре раза превысил затраты на нагнетание газа. Результатом закачки газа под высоким давлением в Озек-Суате явилось приобретение опыта в области регулирования разработки залежи. Было установлено преимущественное направление фильтрационных потоков, определены эксплуатационные характеристики скважин и оптимальные объемы закачиваемого газа. Организация закачки газа высокого давления в шесть пластов месторождения Озек-Суат обеспечила повышение нефтеотдачи до 50÷60 %. В соответствии с проектом, составленным в институте СевКавНИПИнефть, осуществлена закачка газа высокого давления в XXIII пласт месторождения Гойт-Корт. Технология должна была обеспе-

23

чить повышение нефтеотдачи до 57 %. Закачка газа осуществлялась также на месторождении Ключевое Краснодарского края.

По сравнению с заводнением вытеснение нефти сжатым газом обеспечивает более высокий коэффициент вытеснения и меньший коэффициент охвата воздействием. Степень охвата пористой среды воздействием рабочим агентом зависит от физико-химических процессов, протекающих при реализации технологии. Проведенными исследованиями была установлена наиболее высокая эффективность технологии с использованием сжатого газа и растворителя. В соответствии с технологией целесообразно сначала закачивать оторочку растворителя, а затем газ высокого давления. Реализация такого варианта обеспечивает смешиваемость растворителя с нефтью и газом высокого давления, а далее приводит к образованию переходной зоны, занимающей значительную часть залежи.

В этой зоне происходит плавное изменение вязкостных свойств фильтрующихся флюидов. Механизм смешивания взаиморастворимых флюидов при их движении в пористой среде основан на диффузионной модели процесса. Диффузионная модель перемешивания не предполагает зависимости характера процесса от природы агентов и их агрегатного состояния. Изменения в переходной зоне происходят значительно медленнее при параллельном движении потока, чем при радиальном. При радиальном движении ширина переходной зоны практически линейно зависит от величины радиуса распространения рабочего агента.

Проведенные исследования показали увеличение эффективности вытеснения нефти сжатым газом при повышении давления и увеличении в газе промежуточных компонентов С2-С6. Однако по достижении определенной величины давления дальнейшее его повышение практически не влияет на эффективность вытеснения нефти. Аналогично, после достижения полной смешиваемости вытесняемого и закачиваемого агентов дальнейшее увеличение содержания в газе компонентов С2-С6 практически не оказывает влияния на характер процесса. При линейном характере потока рост эффективности вытесне-

24

ния нефти зависит от длины участка пористой среды и ограничен появлением вытесняющего агента (газа) в продукции скважин.

Впромысловой практике наиболее рационально сочетание линейного и радиального потоков. Например, начало процесса – в радиальном потоке, а далее – последующее линейное продвижение полосы взаиморастворимых смесей. Вытеснение нефти углеводородным газом высокого давления должно осуществляться с использованием попутного газа, сжигаемого в настоящее время в факелах. Практика нефтедобычи свидетельствует об интенсивном накоплении остаточных запасов нефти

ввыработанных месторождениях. Для извлечения этих запасов необходимо применение комплексных способов разработки.

Вбольшинстве нефтедобывающих районов РФ есть условия для использования попутного газа. Различными видами исследований было установлено, что применение комбинированных технологий обеспечит повышение нефтеотдачи залежей в Оренбургской, Волгоградской и Самарской областях. Значение нефтеотдачи может достигать 40-50 %. При равных значениях нефтеотдачи в случае заводнения и при закачке попутного газа применение последней предпочтительно, так как обеспечивает наиболее рациональное использование попутного газа. Благоприятные условия для внедрения технологий с закачкой попутного газа складываются в Тюменской области, где сосредоточены крупнейшие источники попутного газа. Лабораторные исследования показали, что при одних и тех же условиях водой из модели пласта вытеснялось 70-75 % нефти, газом высокого давления

–85-90 %, а при закачке газа и воды – 90-95 % нефти.

Закачка газа высокого давления в водонасыщенную зону залежи обеспечивает добычу безводной нефти, фонтанный способ эксплуатации скважин, высокую эффективность вытеснения, увеличение охвата пласта воздействием, ускорение темпа разработки объекта, что в целом ведет к повышению нефтеотдачи.

Актуальной остается проблема извлечения нефти из пластов после их обводнения по завершении процесса разработки. Достижение проектного КИН в настоящее время обусловливает консервацию зна-

25

чительного количества запасов нефти в пластах. Повторное вовлечение в разработку месторождений закачкой газов под высоким давлением обеспечит возможность более полного извлечения нефти.

Необходимо иметь в виду, что каждая технология эффективна при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 мПа, вытеснение обогащенным газом – 10-20 мПа, сжиженным газом и двуокисью углерода – 8-14 мПа. Следовательно, эти технологии целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов – более 1000-1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти – менее 5 мПа·с и относительно небольшая толщина пластов – до 10-15 м. В принципе, технологии могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод – заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном – не более 96-97 ° С, так как при большей температуре он переходит в газообразное состояние.

Технологии вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью – более 60-70 %. Технологии вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35-40 %), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

Остаточные запасы нефти необходимо оценивать, как извлекаемые в определенной степени. Целесообразно рассматривать возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи в соответствии со сложившимися новыми условиями, характерными для каждого этапа процесса разработки месторождения. Нерентабельно доводить фонд добывающих скважин до полного обводнения или получения продукции с высоким газообразованием.

26

Технологии с применением газа высокого давления позволят повысить нефтеотдачу залежей, реанимировать разработку старых месторождений, ускорить темп нефтедобычи, стимулировать рациональное использование нефти и газа [91,92,93,94,95,96].

5. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕОДНОРОДНЫХ

ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

5.1. РЕГУЛИРОВАНИЕ ДВИЖЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ПЕНАМИ

В настоящее время значительные запасы нефти сконцентрированы в пластах, характеризующихся высокой неоднородностью коллектора. Поступление закачиваемой воды в первую очередь в зоны высокой проницаемости затрудняют отбор нефти из низкопроницаемых участков залежи. Большие объемы воды отрицательно влияют на условия фильтрации флюидов в призабойных зонах скважин. Ограничение поступления воды в скважины способствует равномерности выработки пластов и пропластков с различной проницаемостью. Наблюдается также увеличение охвата пластов закачкой воды.

Регулирование продвижения воды в пласте может осуществляться с помощью пены, которую закачивают как в добывающие, так и в нагнетательные скважины. Пена создает в пласте препятствие движению воды, а при контакте с нефтью разрушается, не препятствуя движению нефти. Готовят двухфазную пену (аэрированная жидкость с добавкой поверхностно-активного вещества – ПАВ), состоящую из трех компонентов: вода – газ(воздух) – ПАВ, и трехфазную (аэрированный глинистый раствор с добавкой ПАВ), состоящую из четырех компонентов: вода – газ(воздух) – ПАВ – твердая фаза.

При воздействии на призабойную зону используют метод пенокислотной обработки, но вместо кислоты применяют газированный или аэрированный кислотный раствор. Устойчивости пены добива-

27

ются включением ПАВ в состав раствора. Эффект от действия газированной кислоты заключается в увеличении глубины проникновения в призабойную зону пласта (ПЗП) активный кислоты и блокировании высокопроницаемых интервалов.

Обеспечивается также равномерное распределение кислотного раствора по всей продуктивной зоне пласта. Пенокислотную обработку проводят поэтапно. В течение первого этапа закачивается первая порция расчетного количества кислотного раствора в ПЗП. На втором этапе закачивается пенообразующий реагент (ПАВ). Воздух, азот или другой какой-либо газ закачивается на третьем этапе. Далее подается вторая порция кислотного раствора (четвертый этап). Весь пятый этап продолжается выдерживание, в течение которого происходит реакция растворения карбонатных или силикатных компонентов породы и разрушение пены. В качестве пенообразующих агентов используют актилфенокен, полиэтоксиэтанол, углеводородные сульфонаты и другие вещества. Концентрация реагента изменяется в диапазоне от 0,1 до 5 %. Устойчивость пены является одним из важнейших факторов, характеризующих качество регулирования при движении пластовой воды. Устойчивость пены оказывает решающее влияние на продолжительность ее действия по снижению притока воды в скважины и увеличению охвата пласта закачкой.

Поверхностно-активное вещество, концентрирующееся за счет адсорбции на межфазной поверхности, определяет прочность и время существования пены. Устойчивость пленочного каркаса на поверхности пены приобретается благодаря его высокой поверхностной вязкости, а также наличию внутри пленки гидратных или двойных электрических свойств.

Для устойчивости пены имеет значение эффективная упругость пленки. Если один участок пленки растягивается и его поверхность увеличивается, то концентрация ПАВ на межфазной границе уменьшается. Это уменьшение поверхностной концентрации сопровождается повышением поверхностного натяжения на растянутом участке, вследствие чего оно будет стремиться сжаться в большей степени,

28

чем соседние нерастянутые участки. При деформации, вызывающей сжатие пленки, будет происходить обратное явление. В работах академика П.А. Ребиндера устойчивость пен объясняется наличием в пленках высоковязкого адсорбционного слоя из молекул пенообразователя. Утверждается, что на поверхности мылоподобных веществ образуются высоковязкие адсорбционные слои, имеющие гелеобразное строение и диффузно распространяющееся вглубь раствора. Эти слои замедляют движение жидкости в пленке, придают ей высокую структурную вязкость и механическую прочность.

В некоторых случаях поверхностно-активные коллоидные компоненты могут переходить в пленку в большем количестве, чем в адсорбционный слой на поверхности исходного раствора. При наличии в пленке коллоидных агрегатов внутри пленки может образоваться тиксотропная структура, повышающая вязкость пленки. Адсорбционные слои остаются маловязкими. Именно благодаря такой структуре процесс движения жидкости будет замедляться, а устойчивость пены – повышаться. Возможность существования пены обосновывается Б.В. Дерягиным исходя из представлений о расклинивающем давлении. Причиной возникновения расклинивающего давления является отталкивание двойных электрических слоев, образованных ионами пенообразователя в растворе около обеих поверхностей пленки. Было установлено также, что устойчивость пены обусловливается гидратацией полярных групп молекул пенообразователя, что тормозит стекание жидкости в пленке пены. Твердые частицы в трехфазной пене являются стабилизаторами. Они препятствуют слиянию пузырьков в результате образования между пузырьками так называемых «пробок». Кроме того, прилипание твердых частиц к поверхности пузырьков препятствуют их слиянию.

Гидрофобная поверхность твердых частиц обеспечивает их закрепление на пузырьках с образованием сплошной корки. Чем меньше размеры частиц, тем плотнее создаваемое ими покрытие для пузырьков. Устойчивость в значительной степени зависит от размеров пузырьков пены. Лабораторные исследования устойчивости пен про-

29

водились во ВНИИ. Было установлено, что для получения устойчивой пены необходимо к водному раствору пенообразователя добавлять стабилизаторы. При проведении экспериментов дисперсионной средой служила вода с большим содержанием NaCl, стабилизатором КМЦ-600 концентрацией 1,0÷1,5 %, пенообразователем – анионактивным веществом с концентрацией 1,0÷1,5. Для образования устойчивой пены дисперсионной средой должна быть хлоркальциевая вода, стабилизатором – силикат натрия концентрацией 5 %, пенообразователем – ДС-РАС концентрацией 0,5÷1,5 %. В этом случае пена обладает структурно-механическими свойствами и является вязкопластичной упругой системой. Изучение реологических свойств пен показало их неньютоновские (псевдопластические) свойства.

С ростом градиента скорости эффективная вязкость пены снижается. Для регулирования продвижения пластовой воды закачка пены с высоким градиентом давления малоэффективна из-за ее низкой вязкости. Однако в пластовых условиях, где скорости очень низкие, эффективная вязкость пены увеличивается в несколько раз. Регулирование продвижения пластовой воды происходит также за счет возникновения дополнительного сопротивления в поровых каналах и трещинах из-за прилипания пузырьков пены к поверхности пористой среды. При вытеснении воды наблюдается и частичное разрушение гидратных слоев на поверхности породы с последующим прилипанием к ней пузырьков пены. За счет защемления пузырьков пены в поровых каналах и гидрофобизации породы проницаемость пористой среды снижается и, как следствие, снижается приток воды в добывающие скважины, а также уменьшается приемистость нагнетательных. Важным показателем процесса является прочность прилипания пузырьков воздуха к поверхности породы. Исследование по определению отрывающей силы для пузырька воздуха от поверхности минерала проводилось в лабораторных условиях. При определении величины отрывающей силы учитывались следующие параметры: критический угол отрыва, подъемная сила, диаметр пузырька, плотность жидкости и газа, ускорение свободного падения, подъемная сила.

30