жин. Однако по большому числу ГС в России дебит нефти уменьшился в 1,6−5 раз и более. При этом обводненность в ряде ГС возросла с 10 до 30 % и более.

Контрольные вопросы

1.Основные признаки малопродуктивных месторождений.

2.Признаки трудноизвлекаемых запасов нефти.

85

7. ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ

Вусловиях объектов с трудноизвлекаемыми запасами НПК использование систем разработки с указанными технологиями, несмотря на очевидные преимущества, имеет те же естественные ограничения, что и обычное заводнение.

Это определяется низкой продуктивностью и сложным строением коллекторов, а также быстрым обводнением продукции, обусловленным также повышенной начальной водонасыщенностью,

ав ряде случаев подтягиванием воды из водоносных зон.

ВНПК находится 28 % общих запасов нефти. Нефтеотдача при традиционных системах разработки в НПК, как правило, существенно ниже среднеотраслевой и не превышает 10−25 %. В то же время, в ближайшие годы из месторождений с НПК планируется обеспечить 25−40 % отраслевой добычи нефти.

Для достижения удовлетворительного коэффициента нефтеизвлечения (КИН) в этих условиях потребуется разработка комплексных технологий, сочетающих использование воздействия физикохимическими методами с применением известных способов регулирования разработки.

Поэтому необходимо осуществлять поиск технологий повышения эффективности освоения скважин (например, стабилизация глин). Очень важно создание технологий повышения нефтеотдачи путем увеличения коэффициента охвата.

Для решения этих задач в ОАО «ВНИИнефть» была разработана программа работ, реализация которой показала, что современные технологии для НПК должны быть основаны на изучении особенностей вытеснения нефти в НПК. Исследования показали, что даже процесс заводнения в НПК надо рассматривать с учетом физикохимических аспектов [4–6]:

1. Диспергирование нефти и движение ее как системы дисперсных элементов (кластеров) при вытеснении ее в пористых средах водными растворами.

2. Диспергирование пористой среды при нарушении физикохимического равновесия с пластовыми и закачиваемыми флюидами.

86

3. Дисперсность закачиваемой в пласт воды и водных растворов. Причины повышенной дисперсности системы «нефть-вода- порода» в НПК:

1)капиллярный гистерезис;

2)наличие глинистых минералов в вещественном составе по-

роды;

3)малый размер поровых каналов;

4)много модальность распределения пор по размерам;

5)повышенная начальная водонасыщенность;

6)зарядовые взаимодействия в системе «нефть-вода-порода»;

7)изменчивость минерального состава закачиваемой воды;

8)многофазность насыщения.

Роль этих факторов усиливается с уменьшением проницаемости коллектора. Для учета этих факторов предложено ввести коэффициенты гидродинамической дисперсности пористой среды и активной глинистости.

Из физико-химической литературы известно, что если ганглия вытесняемой фазы вытекает из поры в канал в 2 и более раз превосходящий пору по ширине, то эта ганглия разрывается (макродиспергируется). Коэффициент гидродинамической дисперсности пористой среды KD − отношение доли пор с радиусом более двух средних радиусов пор к доле пор с радиусом менее среднего радиуса. Величина KD характеризует интенсивность макродиспергирования нефти. Учитывая большую неравномерность распределения пор по размерам в реальных пластах, особенно в НПК, которые характеризуются много модальностью этого распределения, видно, что самопроизвольное диспергирование вытесняемой фазы будет проходить весьма активно. Была сформулирована закономерность вытеснения нефти в пористых средах, заключающаяся в том, что при вытеснении нефти из пласта путем нагнетания в него водного раствора нефть диспергируется на отдельные части, распределение которых по размерам определяется капиллярным гистерезисом в системе нефть-вода-порода.

Характерный пример из промыслового опыта. Продолжитель-

ная прокачка воды по механистической модели фазовых проницаемостей (Баклея–Леверетта) должна приводить к доизвлечению нефти. При учете диспергирования нефти и ее удержания капиллярными и структурными силами понятно, что такая прокачка может быть бесполезна, а при нестационарных технологиях − виден существенный прирост в нефтеотдаче.

87

Коэффициент активной глинистости Кгл − объемнаяглинистость самонтмориллонита, обеспечивающая такую же физи- ко-химическую активность, как у данного глинистого цемента.

За последние годы научно обоснованы технологии: регулирования минерализации для заводнения и вибровоздействия, термохимического, магнитохимического и виброхимического воздействий − в зависимости от глинистости коллектора; выбора качества водоподготовки и глинорегулирующих реагентов, применения пен, термонеустойчивых агентов, полимерных растворов − в зависимости от проницаемости коллектора [3–6]. Некоторые новые технологии проходят научное тестирование, например, виброфобное и вибромагнитное воздействия.

Влияние Кгл раскрывает эффективность технологии регулирования минерализации закачиваемой воды. Примеры показывают, что измене-

ние дебитов по нефти при изменении минерализации попутной воды может составлять более 20 т/сут. Таким образом, регулирование минерализации закачиваемой воды и активности глинистых минералов

впризабойных зонах скважин может привести к существенному повышению эффективности отборов нефти, а для контроля за разработкой таких объектов необходимо осуществлять ежемесячный химический анализ состава закачиваемой и попутной воды.

Расчеты показали, что учет глинистости коллектора приводит к изменениям полей насыщенности на 2−3 %, а полей давления

вдостаточно больших зонах на несколько МПа. При закачке менее минерализованных вод, чем пластовая, для условий Западной Сибири нефтеотдача меньше на 0,5−0,7 %, а для условий УралоПоволжья − на 1−1,5 %. Это означает, что не учет минерализации закачиваемой воды приводит к завышению базового уровня добычи нефти и занижению эффекта от методов повышения нефтеотдачи.

Взависимости от плотности породы, ее упругих свойств и напряженного состояния порода в призабойной зоне может как уплотняться, так и разрыхляться. Учитывая большую роль глинистых минералов в призабойных зонах скважин, упругоемкость пористой среды Рс и упругоемкость пласта Р* необходимо рассматривать как функцию от пластового давления Рпл, эффективного

напряжения τ эф, температуры Т, коэффициентов объемной Кгл°6 и активной Кгл глинистости, минерализации фильтрующейся воды С.

88

Это позволяет понять, почему изменение забойного давления, а следовательно, изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне может вызвать ухудшение коллекторских свойств глиносодержащих пластов − поведение глинистых минералов в очень большой степени зависит от термобарических условий и при низких значениях давления их способность к набуханию (или диспергированию) выражена более сильно. Последующие изменения забойного давления могут привести к перераспределению глинистого цемента в поровом пространстве.

Поэтому методы форсированного отбора в таких коллекторах должны согласовываться с минерализацией закачиваемой и попутной вод.

Технология вибровоздействия в глиносодержащих коллекторах

также учитывает особенность глинистых минералов. Глинистые минералы изменяют свое состояние как под влиянием закачиваемой воды, так и под действием поля упругих колебаний.

В результате проведенных лабораторных опытов обнаружен эффект существенного увеличения нефтеотдачи (на 10−12 %) и приемистости (в 1,5−2 раза) глиносодержащих коллекторов в поле упругих колебаний за счет регулирования минерализации закачиваемой воды.

Технология виброхимического воздействия в глиносодержащих коллекторах дополнительно к регулированию минерализации основана на регулировании рН закачиваемой воды.

Технология термохимического воздействия основана на ис-

пользовании тепловой обработки скважинного оборудования или призабойной зоны скважин. Ее применение позволяет ликвидировать парафиновые и гидратные пробки, произвести дегидратацию пород, что особенно актуально для НПК. Испытания технологии показали ее высокую эффективность − удаление парафиновых пробок менее чем за 1 сутки.

Технология магнитохимического воздействия основана на вли-

янии ионов многовалентных металлов на поведение глин. Одним из наиболее простых методов изменения свойств закачиваемых в нефтяной пласт растворов является их магнитная обработка. Известно, что в результате магнитной обработки воды (MOB) увеличивается охват пласта воздействием на 20−30 % (т. е. с 0,65 до 0,85) и приемистость нагнетательных скважин на 15−20 %.

89

Сучетом роли многовалентных ионов в НПК было предложено

[7]регулировать эффективность MOB химдобавками (соли метал-

лов) к закачиваемой воде и конструктивными изменениями

вустройствах MOB. Лабораторные замеры показали возможность увеличения проницаемости физических моделей более чем в 2 раза. Для различных образцов пород оптимальные варианты химсостава приходилось подбирать в результате экспериментов.

Опытно-промышленные работы по этой технологии проведены

вТатарии на Ромашкинском месторождении. Средняя удельная приемистость при закачке сточной воды возросла после установки устройства более чем в 1,3 раза, а при закачке пресной воды − более чем в 2 раза.

По данным цеха ППД НГДУ «Иркеннефть», работа трубопроводов скважин, на которые были установлены магнитные устройства, характеризуются более высокой, чем прежде, приемистостью. Трубопроводы скважин, оборудованные магнитными устройствами, не замерзали в зимнее время, хотя на соседних нагнетательных скважинах приходилось прогревать трубопроводы из-за замерзания. Результаты наблюдений за скважинами показывают, что эффект увеличения приемистости сохраняется в течение нескольких месяцев после снятия магнитных устройств для обработки воды.

Устройства выполнены с использованием конструктивных материалов нового поколения отличаются от ранее применявшихся как по конструкции, так и по топологии магнитного поля. Эффективность использования устройств увеличивается с уменьшением минерализации закачиваемой воды и проницаемости коллектора. Дополнительная добыча нефти по реагирующим скважинам оценена как 0,5−3 т/сут на каждую скважину.

Технология выбора качества водоподготовки основана на ма-

тематическом моделировании на сеточных моделях структуры порового пространства. Такое моделирование весьма эффективно для изучения процессов вытеснения.

Расчеты показали, что учет реальной дисперсности пористой среды, характеризующейся в низко проницаемых коллекторах много модальностью функции распределения пор по размерам, уменьшает проницаемость для водной фазы (особенно при остаточной

нефтенасыщенности) и нефтеотдачу. Увеличение KD от нуля до десяти приводит к экспоненциальному уменьшению нефтеотдачи на

90

10 % (отн.). Таким образом, реальная нефтеотдача при KD = 8 может составлять не 35 % (как при средних величинах коллекторских свойств), а 32 %. Не учет этого также приведет к завышению базового уровня добычи и к занижению эффекта от методов повышения нефтеотдачи.

Резкое отличие проницаемостей для нефти и воды в низкопроницаемых коллекторах показывает, что проблема освоения нагнетательных скважин в них имеет место не только в связи с набуханием глин, а еще является следствием структуры порового пространства.

Влияние размеров дисперсных агрегатов в водной фазе на нефтеотдачу также оценивалось на основе сеточного моделирования структуры порового пространства. Были использованы конкретные распределения размеров пор для кернов Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

По мере увеличения КD величина нефтеотдачи уменьшается и при KD = 8 это уменьшение может составить 14 пунктов (30 %) относительно расчетов при средних величинах коллекторских свойств. Следовательно, учет реальной дисперсности пористой среды необходим как для повышения технологического эффекта от заводнения, так и для оценки требуемого качества водоподготовки, которое может меняться в соответствии с изменением функции распределения пор по размерам для разных частей залежи.

Технология выбора глинорегулирующих реагентов основана на определении размеров дисперсных агрегатов глин при применении этих реагентов.

Регулирование активности глин в хорошо промытых высокопроницаемых зонах позволит добиться набухания и диспергирования глин, чтобы затампонировать эти зоны и перераспределить поток закачиваемого агента в менее выработанные участки коллектора. В призабойной зоне скважин набухание глинистой составляющей коллектора играет отрицательную роль, снижая добычу нефти, что требует стабилизации глин.

Технология глиностабилизации для повышения эффективности работы скважин обосновывалась путем лабораторных экспериментальных исследований. Исследованы различные химреагенты и выбраны обеспечивающие длительное сохранение эффекта повышения проницаемости (на 30−80 %) при прокачке больших объемов воды. Экспериментально показано, что при применении глиноста-

91

билизаторов как после падения дебитов, так и профилактически, можно увеличить проницаемость коллектора и, в конечном счете, нефтеотдачу.

Для повышения эффективности технологии глинодиспергации исследовалась сравнительная эффективность применения различных реагентов для глинодиспергации в призабойных зонах. Экспериментальными исследованиями показано, что кальцинированную соду более эффективно применять для снятия глинистой корки в стволе скважины и в высокопроницаемых пластах. В НПК из-за больших размеров дисперсных частиц при применении кальцинированной соды происходит обратная кольматация призабойной зоны. Поэтому для НПК эффективней применять более активные диспергаторы глин, чем кальцинированная сода.

Применение этой технологии в Западной Сибири, Башкирии и других регионах привело к увеличению производительности скважин в 2−6 раз (увеличению добычи на 5−15 т/сут на 1 скважину).

Технология водоизоляции пенными системами (учитывающей размер поровых каналов коллектора) была испытана на ряде объектов. Применение ее на одной из очаговых нагнетательных скважин по пласту Тл2б Москудинского месторождения НГДУ «Чернушканефть» привело к увеличению дебита по нефти за счет уменьшения дебита воды. Увеличение минерализации добываемой воды свидетельствует об увеличении коэффициента охвата. Эффект от выполненных водоизоляционных работ прослеживается более двух лет и дополнительная добыча нефти только по одной добывающей скважине превысила 50 тыс. т.

При ОПР на скважинах Ромашкинского месторождения было обработано более 10 низко производительных скважин нагнетательного и добывающего фонда. Средний эффект составил около 300 т дополнительно добытой нефти на 1 скважину при весьма низкой себестоимости работ.

Технология применения термонеустойчивых агентов основана на терморазложении закачиваемого агента и образовании водогазовой смеси прямо в призабойной зоне. Сочетает в себе технологический эффект от водогазовых систем и надежность закачки реагента от водных. Обеспечивает рост приемистости на 15−20 % при увеличении коэффициента охвата на 10−15 %.

92

При извлечении нефти из пласта в начальный период разработки основная часть нефти представлена в виде связной фазы, которая движется как единый поток. По мере извлечения нефти доля связных потоков нефти (крупных кластеров) уменьшается и возрастает доля целиков, из которых все большую часть приобретают неподвижные. Предельное состояние пласта характеризуется существованием нефти только в виде неподвижных целиков (определяющих конечную нефтеотдачу).

Значительную роль в длительности каждого из этих этапов и г- рает начальная водонасыщенность пласта − для низкой начальной водонасыщенности весьма длительно движение связной фазы (крупных кластеров), для высокой начальной водонасыщенности (например, для НПК) разделение первоначально связной нефти происходит достаточно быстро.

Следовательно, мероприятия по увеличению нефтеотдачи должны поддерживать существование нефти в виде связной фазы (крупных кластеров) и уменьшать долю неподвижных целиков нефти. Поэтому перспективным направлением увеличения нефтеотдачи представляется снижение доли малоподвижных и неподвижных целиков нефти.

С этих позиций просматриваются общие свойства разнообразных по своей физико-химической природе методов увеличения нефтеотдачи пластов. С определенной условностью все многообразие методов увеличения нефтеотдачи можно разбить на методы, улучшающие вытеснение и снижающие интенсивность макродиспергирования нефти, и методы, увеличивающие подвижность целиков.

Большинство методов приводит к гидрофобизации поверхности породы в той или иной степени [6] и соответствующему влиянию на диспергирование нефти. Отметим, что капиллярный гистерезис как в гидрофильной, так и в гидрофобной среде препятствует вытеснению нефти. Вместе с тем, из-за сорбции происходит отставание фронта оптимальной концентрации реагента от фронта вытеснения и фактически реагент влияет на вытеснение уже сформированной системы целиков нефти.

Отметим, что при традиционных расчетах технологической эффективности применения МУН учитывается небольшая начальная часть эффекта от его реализации, поскольку не оценивается связь между подвижностью целиков и расстоянием между скважинами.

93