Лекция на тему «Заводнение и нагнетание природного газа. Математическая модель заводнения»

Заводнение - самый распространенный метод воздействия на залежь, при котором процесс вытеснения нефти водой происходит при одновременном поддержании пластового давления. Более 80% залежей нефти разрабатываются с использованием заводнения. В качестве рабочего агента используется вода в силу её вытесняющей способности, широкой доступности и дешевизны. В таблице 1 приведены критерии применимости гидродинамических МВ.

Таблица 1. Критерии применимости гидродинамических МВ

Параметры	Единица измерения	Заводнение
Тип породы Тип коллектора Проницаемость Пористость Нефтенасыщенность Связанная вода Средний угол смачивания	- - мкм2 д.ед. д.ед. д.ед. град.	т, к п 0,1-5,0 0,1-0,5 0,7-1,0 нп 0-90
Толщина Толщина водонасыщенной зоны Толщина покрывающих пород Давление Температура Угол падения Глубина залегания	м м м МПа оС град. м	3,0-100 нп >3 нп 20-100 0,0-5 нп
Плотность Вязкость Кислотное число	кг/м3 мПа×с мг/г	650-1000 0,01-25 нп
Содержание парафина Содержание асфальтенов Содержание смол Содержание серы Температура насыщения нефти парафином	д.ед. д.ед. д.ед. д.ед. оС	0,00-0,055 нп нп 0,0-0,02 Tпл >Tн
Содержание цемента Содержание глин Карбонатность	д.ед. д.ед. д.ед.	нп 0,0-0,05 нп

Использование воды при заводнении обеспечивает достаточно высокую устойчивость фронта вытеснения вследствие того, что плотность и вязкость воды близки к соответствующим характеристикам большинства нефтей, а также потому, что высокое межфазное натяжение не способствует вязкостному языкообразованию. Насыщенность остаточной нефтью варьирует в широких пределах - от 0,05 до 0,80 д.ед. Эта величина зависит в основном от соотношения подвижностей нефти и воды и от неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта. На эффективность процесса заводнения оказывает влияние и соотношение подвижностей воды (lв) и нефти (lн):

M = lв/lн.

Вследствие более низкой вязкости воды по сравнению с нефтью ее подвижность больше.

Рис.1. Разновидности метода заводнения.

Выбор вида заводнения (рис.1) определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строе­нием залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных наруше­ний и др.

Законтурное заводнение (рис.2). Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 – 800 м. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме.

Законтурное заводнение целесообразно:

• при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

• при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5 – 1,75 км;

• при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

Контуры нефтеносности: 1 - внешний, 2 - внутренний, скважины: 3 - нагнетательные, 4 - добывающие.

Рис.2. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением.

При приконтурном заводнении (рис.3) на­гнетательные скважины располагаются вблизи внешнего кон­тура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристи­ке залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Пло­хая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. При­сутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах.

Приконтурное заводнение применяется:

• при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью;

• при сравнительно малых размерах залежи;

• для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.

При приконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются в пределах водонефтяной зоны залежи.

 

Рис.3. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением.

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности, т.е. в нефтяной зоне. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Блоковое заводнение (рис.4) обеспечивается разрезанием залежи рядами нагнетательных скважин. В рассматриваемом способе воду закачивают в пласт через скважины, расположенные рядами (линиями) разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения сначала эксплуатируются при возможно более высоких дебитах. В результате прискважинные зоны пласта очищаются, и пластовые давления в ряду уменьшаются. Затем скважины в ряду осваивают через одну под нагнетание, в то время как в промежуточных скважинах ряда продолжается интенсивная добыча. При этом нагнетаемая в пласт вода перемещается вдоль разрезающего пласта. После обводнения промежуточных нагнетающих скважин они также переводятся под закачку воды.

Рис.4. Система разработки нефтяной залежи с внутриконтурным (блоковым) заводнением.

Такой вид заводнения применяют в пластовых резервуарах с параметрами пластов и нефтей, перечисленными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности.

Площадное, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются по строгой сетке (пятиточечная, семиточечная, девятиточечная, ячеистая). Системы с площадным заводнением обладают большей активностью, чем охарактеризованные ранее.

Избирательное (рис.5) предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выбирают те, которые обеспечат эффективное строение на весь объем залежи. Избирательное заводнение применяют при резкой неоднородности пластов, нарушении объекта разрывами.

Зоны пласта с проницаемостью 1 - высокой, 2 - низкой.

Рис.5. Система разработки нефтяной залежи с избирательным заводнением.

Очаговое, в котором очаги заводнения создаются на отдельных участках после освоения запроектированного вида заводнения.

 Головное - при котором вода нагнетается в наиболее повышенные  зоны залежей тектонически, или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное - применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа для изоляции газовой (газоконденсатной части залежи) от кольцевой. При этом кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны вблизи внутреннего контура газоносности. В результате в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения позволяет разрабатывать одновременно и нефтяную и газовую части месторождения.

Нестационарное заводнение

Виды стационарного заводнения:

1. Циклическое заводнение

2. Изменение фильтрационных потоков – перераспределение объемов нагнетания воды и отборов жидкости по группам скважин или участкам пласта

3. Оптимизация перепадов давления между Рзаб и Рпл

4. Форсированный отбор жидкости по скважинам или группам скважин на высокообводненных участках

Цель нестационарного заводнения – периодическое изменение условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных отложениях создается нестационарное распределение Рпл и возникает неустановившееся движение газа и жидкости.

Технологии

1. При заводнении - периодическое изменение объемов нагнетаемой воды и добывающей жидкости

2. При естественных режимах (водонапорных) – циклический отбор жидкости.

Механизмы воздействия

Достижение таких условий при которых будут при которых будет проявляться упругие силы пласта, создание градиентов гидродинамических давлений, которые приводят к перетокам жидкостей из одних слоев в другие, из трещин в блоки изменению форм и направлений движений флюидов, внедрение нагнетаемой воды в застойные низкопроницаемые зоны и перемещение нефти в зоны активного дренирования.

Критерии применимости

Чем больше сжимаемость пластовой системы, тем интенсивнее перетоки жидкости в неоднородном пласте.

Желательно, чтобы Рпл было меньше Рнас, так как при этом происходит увеличение объема воды, внедряемой в низкопроницаемые участки. Свободная газовая фаза положительно сказывается на нестационарном заводнении, благоприятна большая слоистость и расчлененность.

Управляющие параметры

1. Максимальные амплитуды колебаний давлений в период максимальной закачки агента

2. Минимальные – в преиод отбора

3. Время цикла нагнетания- 3-10суток

Циклическое заводнение предназначено для увеличения охвата пласта. Изменение направления фильтрационных потоков осуществляется путем смены режима нагнетания на режим отбора жидкости в нагнетательной скважине и смены режима отбора на режим закачки воды в добывающей скважине. Эта модификация заводнения также служит увеличению охвата пласта воздействием. Наиболее заметные изменения свойств пластовой нефти происходят в хорошо дренируемых зонах при длительной эксплуатации с высоким водонефтяным фактором (ВНФ).

Изменение направления фильтрационных потоков

Цель: повышение эффективности заводнения при одновременном сокращении объемов прокаченной воды.

Смена фильтрационных потоков эффективна в момент прорыва воды в эксплуатационные скважины, для нефтей с повышенной вязкостью, в зональном и слоистонеоднородных залежах.

Нагнетание природного газа

Метод нагнетания природного газа основан на его способности растворяться как в воде, так и в нефти. Использование природного газа для извлечения нефти началось в 30-х годах прошлого века как вторичного метода вытеснения нефти. Вытеснение нефти при нагнетании природного газа происходит за счет изменения вязкости нефти и воды. Вязкость нефти в значительной степени уменьшается, в то время как вязкость воды незначительно увеличивается (в 1,2¸1,3 раза). Это и приводит к существенному улучшению соотношения подвижностей нефти и воды; увеличению охвата пласта на 5-10%; увеличению объема нефти в 1,2-1,5 раза (за счет ее обогащения природным газом)

Особенно сильно сказывается увеличение объема нефти при разработке залежей легкой нефти. Под смешиваемостью понимается способность природного газа и нефти смешиваться в неограниченной пропорции и образовывать единую фазу с отсутствием поверхности раздела между ними. Наиболее существенными факторами, влияющими на успешность применения метода нагнетания природного газа, являются вязкость пластовых жидкостей, нефтенасыщенность и гетерогенность пласта. Если природный газ находится в газовой фазе, то он растворяется в воде и нефти и, обратно, если природный газ находится в жидкой фазе, то вода растворяется в природном газе, а легкие компоненты нефти переходят в газовую фазу. Механизм вытеснения нефти природного газа имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснения смешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэффициент вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Вследствие того, что в пласте имеет место трехфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэффициент охвата пласта воздействием выше при полном смешивании. Целесообразность применения несмешивающегося вытеснения нефти природным газом обусловлена более низкой стоимостью процесса и требуемым давлением нагнетания. В процессе смешивающегося вытеснения нефти природным газом происходит растворение природного газа в нефти и воде. В первом случае происходит набухание нефти, уменьшение ее вязкости и улучшение подвижности и капиллярного впитывания воды пористой средой. Во втором случае несколько возрастает вязкость воды и уменьшается ее подвижность, снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода. Метод нагнетания природного газа – это широко применяемый и эффективный вторичный метод воздействия. Основные технологии: непрерывное нагнетание природного газа; нагнетание воды, насыщенной природным газом до 3-7%; вытеснение оторочкой природного газа (размер оторочки 0,1-0,3 объема пор); чередующиеся оторочки природного газа и воды для снижения языкообразования; циклическая закачка природного газа и воды.

Условия полного смешивания природных газов с нефтью достигаются при более высоких давлениях по сравнению с двуокисью углерода. Углеводородный газ смешивается с нефтью при давлениях порядка 25-35 МПа, а азот - 36-50 МПа. Коэффициент вытеснения нефти природным газом ниже коэффициента вытеснения нефти при использовании двуокиси углерода (примерно на 2-4%). Эффективность несмешивающегося вытеснения нефти углеводородным газом также ниже вытеснения нефти двуокисью углерода. Добавление CO₂ к нагнетаемому природному газу заметно увеличивает нефтеотдачу. Углеводородный газ в основном применяют для добычи легких нефтей и доразработки нефтяных залежей после первичных методов. Эффективность вытеснения нефти природным газом тем выше, чем больше этан-пропан-бутановых компонентов в составе нагнетаемого газа. Источником природного газа может служить либо нефтяной газ, либо газ газовых шапок, либо газ из газовых месторождений. Кроме того, для достижения более полного смешивания газа с нефтью в газовый поток добавляют широкую фракцию легких УВ (ШФЛУ). Объем оторочки в успешных проектах составлял до 35¸40% порового объема, а дополнительная нефтеотдача за счет применения метода достигала 12-30% начальных извлекаемых запасов. Нагнетание углеводородных газов перспективно для разработки рифогенных и пологозалегающих месторождений с легкой нефтью. В основном перспектива его применения зависит от цен на углеводородные газы и нефть.

В таблице 2 приведены критерии применимости нагнетания природного газа.

Таблица 2. Критерии применимости нагнетания природного газа

Параметры	Единица измерения	Природный газ
Тип породы Тип коллектора Проницаемость Пористость Нефтенасыщенность Связанная вода	- - мкм2 д.ед. д.ед. д.ед.	т п 0,0001-3 0,04-0,35 0,4-1 0,0-0,2
Толщина Толщина водонасыщенной зоны Толщина покрывающих пород Давление Температура Угол падения Глубина залегания	м м м МПа оС град. м	6-15 0-3 3-100 25-55 20-200 0,0-90 800-7000
Плотность Вязкость Кислотное число	кг/м3 мПа.с мг/г	650-880 0,4-10 нп
Азотистые соединения	д.ед.	0-0,02
Содержание парафина Содержание асфальтенов Содержание смол	д.ед. д.ед. д.ед.	нд нд нд
Содержание цемента Содержание глин	д.ед. д.ед.	нп 0,0-0,05

Математическая модель заводнения

Процесс заводнения – эффективный процесс:

• вода – наилучший рабочий агент, обладающий хорошими вытесняющими свойствами

• вода – дешевый рабочий элемент

• вода имеется везде в изобилии

Уравнение неразрывности в случае отсутствия источников и истока

• для однофазной жидкости:

, где (1)

U - кажущаяся скорость фильтрации

ρ – плотность

m – пористость

• для двухфазной жидкости:

, где (2)

i = 1 – вода

i = 2 – нефть

i_1,2 - фазы

m_i = mS_i , где (3)

m – общая эффективная пористость

S_i – насыщенность пористой среды i-той фазой

m_i – фиктивная пористость однородной среды, т.е. поровое пространство, занятое i-той фазой.

Горная порода

В н В

Р₁=Р_в Элементарный объём

Р₂=Р_н

Р_в ≠ Р_н => Р_к - капиллярное давление

Р_к = Р₂ - Р₁ = Р_н - Р_в

S = S₁ + S₂ = S_в + S_н = 1 (100 %), где

S – общая насыщенность

m₁ = mS₁

m_в = mS_в