УП Мусин 2

турнейского, верей-башкирского ярусов)/23/.

По расчетам получено, что при циклике по сравнению со стационарНИ-

ным заводнением коэффициент охвата возрастает:

АГ

- для условий девона – на 5%;

ка

- бобриковских отложений – на 16%;

- турнейского яруса – на 21%;

- верей-башкирских отложений – на 45%.

Одновременно заметно сокращается отбор воды.

т

е

5. 4. Опыт применения нестационарного заводнения

о

на месторождениях Татарстана

и

темами разработки.

б

При организации нестационарного заводнения применяли различные

модификации циклики /28/.

и

л

1.Активное - попеременное прекращение закачки воды по группам

б

мым через одну.

н

Опытнопромышленные работы по применению циклического за-

воднения в ОАО Тат ефтьаябыли начаты в 1972 г. в центральных разре-

зающих рядах Восточ о-Сулеевской и Алькеевской площадей, когда на

о

циклический режим закачки были переведены скважины КНС-55 и КНС-

106. Режим закачкин был активным и продолжался в течение всего года.

тр

Произошло снижение обводненности продукции при неизменной средне-

суточной добыче жидкости по реагирующим скважинам.

Для кон роля за перераспределением Рпл два раза в год по замерам

к

всего фонда скважин строились карты изобар. По добывающим скважи-

е

нам Рзаб определялось ежеквартально.

л

Проводились дополнительный объем гидродинамических исследо-

НИ

ла к 1995 году по Восточно-Сулеевской площади – 2,6%; по Алькеевской

площади – 3,8%; Азнакаевской площади – 5%.

ка

АГ

о

т

е

и

л

б

Рис. 5.2. Схема расположения скважин при применении методов нестационарного за-

и

воднения с преременой направления фильтрационных потоков: 1, 2- добываюая скважина

соответственно работающая и остановленная; 3, 4 – нагнетательная скважина соответствен-

но работающая и остановленная.

б

ая

Терригенные отложения бобриковского горизонта на данной залежи

н

представлены практически одним пластом (коэффициент расчлененности

1,3), имеющим следующие средние параметры:

H=4 м; m=22.7%; k=1,015 мкм2; µн =22.6 мПа·с.

о

Разбуриваниензалежи проводилось по комбинированной сетке сква-

тр

жин 500х500м в зоне с нефтенасыщенной толщиной более 4 м и 700х700 м

в зонах с толщиной 2-4 м.

Компенсация отбора закачкой поддерживается на уровне 60-65%.

В связи с тем, что на данной залежи нестационарное заводнение

е

применяется с момента ввода ее в разработку, дополнительная добыча

л

н фти былак

определена путем сравнения с контрольным участком (блок

Таблица 5.1

Прирост КИН за счет нестационарного заводнения.

Объекты разработки

е

Прирост

Текущий

КИН, %

КИН, %

ка

Алькеевская площадь

52,7

3,8

Восточно -Сулеевская пл.

о

2,4

50,2

Азнакаевская пл. 1- участок

и

54

4,8

2+6 - участки

56,6т

5,0

7+8 -участки

л

55,9

5,1

9+10 - участки

60,9

5,6

Северо-Альметьевская пл. 1,8

48

1,8

Бобриковский гор. Залежь 5

б

39,4

5,5

Бобриковский гор. Залежь 8

35,1

4,9

и

33,6

7,0

Бобриковский гор. Залежь 12

Залежь 302 1 - участок

8,4

3– участок

10,0

4 – участок

8,9

Бавлинское месторожд.

58,4

5,0

б

В 2005 году в НГДУ «Азнакевнефть

за счет циклического заводне-

ния с изменением направления фильтрационных потоков получено более

11 % от годового объема добытой нефти.

5.5.Форсированныйая

отбор жидкости

н

Суть метода, достаточно широко применявшегося в 70-90 годах

прошлого ст летия, заключается в увеличении отбора жидкости из высо-

н

кообводненных (на 95 % и выше), высокодебитных (с дебитом более

о

50т/сут) скважин в 1,5-2 раза. Метод форсированного отбора жидкости

старых м сторождениях Северного Кавказа и Волго-Уральского региона.

к

Практика применения данного метода доказывает его высокую эф-

фективностье

с точки зрения дополнительной добычи нефти.

л

73

висимо от их степени обводненности;

АГ

- он более эффективно на линиях стягивания контуров нефтеносно-

сти, в тупиковых зонах, в скважинах с большой вертикальной неоднородНИ-

ностью и расчлененностью, большой мощностью пластов;

- абсолютный эффект форсирования отборов, прирост добычи нефти

ка

эффекта по 127 скважинам получено, что дополни льная добыча нефти

о

на одну скважину на шестой год внедрения сос авилае4,6 т/сут. Всего за 6

лет дополнительно добыто 353 тыс.т нефти. При увеличениит

добычи жид-

и

кости в 1,5 раза добыча нефти возросла в 1,65 раза.

В 1994 г. на Ромашкинском месторожден и на форсированном ре-

жиме работало 398 девонских скважин, а всего на этом режиме перебыва-

б

ло 1591 скважина. За весь период применения метода добыто 7,7 млн.т.

дополнительной нефти.

и

л

За 2005 года на объектах НГДУ «Азнакаевнефть» за счет примене-

б

ния метода форсированного отбора ж дкости получены следующие ре-

зультаты (суточная добыча, т/сут):

ая

нефти

жидкости

До перевода

4272

142

После перевода на ФОЖ 7387

303

н

Недостатки метода:

1) отсутствие геологон

-физических критериев подбора скважин для пе-

ревода на ф рсированный режим отбора;

2) увеличение энергетических затрат на добычу высокообводненной

продукцииои на утилизацию добытой воды;

Более под обно об этих методах и о результатах их применения на

к

месторождениях Татарстана можно найти в работах Р.Х. Муслимова, Р.С.

е

Хисамова,трА.М. Шавалиева /25,28/.

л

74

Глава 6

НИ

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

АГ

6.1. Вытеснение нефти из пластов растворителями

и газом высокого давления

ка

адсорбции тяжелых компонентов нефти на пов рхности зерен породы.

Большое влияние на полноту вытеснения оказывает еакже различие вязко-

сти нефти и воды, которое приводит к гидр динамическойт

неустойчивости

и

контакта нефть-вода, в результате чего в пласте пр исходит явление язы-

кообразования.

о

Экспериментальные исследования,

проведенные в 1950-1960 гг.

б

Саффманом и Тейлором, Чуоком и другими, показали, что развитие воз-

мущения плоского фронта вытеснения влпористой среде при нарушении

и

В силу указанных причин нефть остается в виде пленок на зернах

породы, в виде глобул в заводненныхб

крупных порах, нарушается сплош-

насыщенных вязкой нефтью, распадается на множество языков заводне-

ния.

н

Идеальными вытесаяяющими агентами являются жидкость или газ,

н

нефти из охваченных процессом участков пласта, т.е. коэффициент вытес-

нения достигает ≈ 100 %.

К раство ителямо

относятся:

∙ углеводородные растворители (пропан-бутановые фракции, которые

к

при Р>0,4 МПа и нормальных температурах находятся в жидком со-

е

стояниитр),

л

∙ газовый конденсат, бензин и др.

Однако, если растворитель закачивать до полной выработки пласта, то

содержанием метана > 90 %) некоторая часть газа растворяется в раство-

АГ

рителе и в пластовой нефти, а основная часть его из-за неустойчивости

контакта газ-растворитель прорывается в скважины. Это приводит к НИсни-

жению коэффициента охвата вытеснением и нефтеодачи пласта.

При закачке газа под высоким давлением процесс смешивания газа и

ка

смесимости газа с углеводородами нефти называе ся м тодом вытесне-

о

газа с нефтью

ния нефти газом высокого давления. Полная смесимостье

достигается при давлениях 25-40 МПа.

и

т

Закачка жирного углеводородного газа с содержанием метана менее

90 % называется вытеснением нефти обогащенным газом, при этом

смесимость газа с нефтью происходит при меньших давлениях.

б

Особенно эффективно вытеснение газом применять для разработки

и

л

слабопроницаемых нефтяных пластов.

В процессе смешивающегося вытеснения нефти обогащенным газом

б

происходят сложные физико-х м ческ е явления между пластовой неф-

тью и закачиваемым газом.

ая

Если происходит полное смешение газа и нефти, то вязкость и плот-

ность смеси уменьшается.

Если вытеснение нефти происходит в условиях неполной смесимо-

сти, то часть закачив емого газа находится в свободном состоянии. Сво-

н

бодный газ экстрагирует более легкие углеводороды из нефти, т.е. более

н

ском крае, имеющем следующие геолого-физические параметры:

к

е

2350 м;

глубинатрзалегания

л

средняя нефтенасыщенная толщина пласта 10,3 м

проницаемость

2

0,02-0,04 мкм

пористость

0,194

вязкость пластовой нефти

0,53 мПа.с

пластовая температура

94 оС

НИ

начальное пластовое давление

25,4 МПа.

На этапе закачки растворителя в пласте образуется три зоны: раство-

рителя, смешения, нефти.

АГ

Смешение растворителя происходит за счет:

1) конвективного перемешивания частиц растворителя и нефти;

1) диффузионного проникновения молекул растворителя в нефть.

о

т

е

ка

и

б

и

из прямолинейного пласта:

Рис. 6. 1. Схема вытеснения нефти растворителемл

1 – растворитель; 2 – зона смеси; 3 - зона нефти.

б

Уравнение распределения концентрации растворителя в линейном

пласте имеет вид:

ая

(6.1)

∂c/∂t = ∂ (D ∂c/∂x) – v/m ∂c/∂x,

н

где: с- концентр ция р створителя в смеси, v- скорость закачки,

н

D = DE (1+Km grad μc),

(6.2)

DE = Dо + Dк ,

Dо –коэффициент молекулярной диффузии,

Dк - к эффициент конвективной диффузии однородной жидкости –

прямо проп рци нален скорости закачки,

Km - коэффициенто

, учитывающий диффузию в смеси.

Коэффициенты Dо, Dк,Km- должны определяться экспериментально.

к

Решение уравнения (6.1) для одномерного течения методом инте-

гральных соотношенийтр

имеет вид:

(6.3)

л

c(ξ ,t)=0.25[2-3 ξ / λ(t)+ ξ3/ λ3(t)],

где ξ =x-vt/m,

(6.4)

е2 λ- длина зоны смешения.

77

Предположим, что вязкость смеси μc в зоне смеси меняется линейно

от μр до μн..

Получим:

2 λ=(48 Km(μн.- μр) DE t)1/3 .

(6.5)

АГ

При известных коэффициентах Dо, Dк,Km, определяемых экспе-

риментально, по формулам (6.3)-(6.5) можно рассчитывать для заданногоНИ

горизонта Д1 на Миннибаевской площади проводились в 1964-1980 гг. В

пласт закачали 106 тыс.м3 стабильного газового бензина, затем 34062

тыс.м3 отбензиненного сухого нефтяного газа.

е

ка

В процессе промыслового эксперимента наблюдались прорывы газа.

Поэтому было предложено перейти на чередующуюсят

закачку газа и воды

под повышенным давлением.

о

На 1 тонну закачанного растворителя было получено 2,9 т дополни-

и

тельной нефти. Вместе с нефтью и газом обратно добыто 57 % закачанно-

го растворителя.

и

б

давления применяется на

Технология вытеснения газом высокогол

Самотлорском месторождении, месторождении Озек-Суат АО Ставро-

польнефтегаз.

б

Закачка газа применяется и как самостоятельный метод в нефтяную

зону и в газовую шапку. Для предотвращения прорыва газа более эффек-

ая

тивно чередование закачки газа и воды, газа и пенных систем.

6.2. Разработка месторождений с использованием закачки

н

н

в пл ст двуокиси углерода СО2

Одним из эффективных методов из газовых методов увеличения

нефтеотдачи является закачка в пласт СО2. Метод широко используется

в США (мест р ждение Келли Снайдер. В пласт закачали 10 млрд. м3

тр

СО2.) и на мест р ждении Будафа в Венгрии.

Углекислыйо

газ образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2

оС. При

емпературе выше 31,2 оС двуокись углерода находится в газооб-

к

разном состоянии при любом давлении. Тройная точка р=0,61МПа, Т= -

е

о

о

56,6 С. Критическая точка р=7,38 МПа, Т=31,2 С.

л

Вязкость жидкого СО2 составляет 0,05-0,1 мПа.с, газообразного

Двуокись углерода растворяется в нефти в 4 –10 раз лучше, чем в

АГ

воде. В одном м3 нефти при давлении 10 МПа и темпер туре 27 о С рас-

творяется 250-300 м3 СО2 , т.е.

250 м3 /0,5265кг/ м3=475кг=0,475 т

Давление полной смесимости СО2

для разных н фтей различно, для

ка

маловязких нефтей оно меньше., чем для высоковязких тяжелых нефтей

о

е

(рис. 6.2). Повышение температуры от 50 до 100 С увеличивает давление

смесимости на 5-6 МПа.

и

о

т

л

б

и

б

ая

н

н

Рис.6. 2. Н м грамма для определения критических давлений ρк

смесимостио

смесей СО2 с нефтями в зависимости от температуры Т

и молекулярной массы нефти М/32/

Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости, СО2 в

тр

пластовых условиях лишь частично смешивается со многими нефтями. В

пласте кСО2, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одно-

л

е

СО2, а при низкой температуре механизм больше соответствует растворе-

нию СО2 в нефти.

ка

в газообразном состоянии в виде смеси с легкими фра циями нефти. При

е

этом вязкость нефти, лишенной легких фракций, увеличивается.

При растворении в нефти СО2 вязкость н фти ум ньшается, а объ-

ем значительно увеличивается.

о

Как показали экспериментальные исследования, плотности пласто-

вой нефти Туймазинского, Арланского, Шкап всктго и Узеньского место-

и

рождений увеличиваются с увеличением концентрации СО2 в ней, а ме-

сторождения Павлова Гора, наоборот, уменьшается

В работе Балинт В. и др./2/ утверждается, что плотность нефти при

б

небольших значениях коэффициента растворимости СО2 в нефти с увели-

и

газе увеличивается. При боль-

чением концентрации СО2 в растворенномл

Например,

при вязкости нефти в начальных пластовых условиях

н

100-600 мПа.с, ее вязкость при полной смесимости в ней СО2 снижается

до 3-15 мПа.с, то есть, еаяменее, чем под действием температуры.

И.И. Ду юшкин предложил следующую эмпирическую формулу

о

ефти, насыщенной СО2

/32/:

расчета вязкости

μ н

= A μtδ; нА=0,22/(0,22+Сн2);

(2.4)

тр

δ = 0,362/(0,28+ Сн) –0,295.

к

Здесь А и δ – эмпирические коэффициенты; μt – начальная вязкость

нефти; Сн-

онцентрация СО2..

л

е

80