Архив WinRAR_1 / Лекции_ХИМИЯ

09-10. Методы увеличения нефтегазоотдачи пластов.

Введение

Методы повышения нефтеотдачи пласта (ПНП) – это методы которые позволяют получать дополнительный объём нефти по сравнению с базовыми вариантами (методами) разработки за тот же период времени, то есть увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН). КИН определяется для каждого объекта разработки, пласта, пропластка и месторождения, рассматривается показатель текущего и конечного нефтеизвлечения.

Текущий коэффициент извлечения нефти (Ктек) – это отношение количества накопленной добычи нефти на данном этапе (Qt) к балансовым запасам месторождения(Qб). По формуле 1 академика Крылова:

Конечный коэффициент извлечения нефти (Ккон) – это отношение количества добытой нефти за весь период разработки (Qкон) к балансовым запасам

разделить на безводный и водный – более продолжительный интервал во времени, особенно для месторождений, характеризующихся высокой неоднородностью и разрабатываемых заводнением; или однородных, имеющих большие площади контакта с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной и водной.

Нефтеотдача зависит от техники и технологии, используемых для добычи, а также вида используемой энергии. На самом начальном этапе развития нефтяной промышленности еще в XX веке в России лабораторно и практически доказывалось, что наибольшее ее значение достигается в условиях вытеснения нефти водой. Вода за счет более близкой вязкости с нефтью по сравнению с газом обладает лучшей вытесняющей способностью и, как следствие, может способствовать большей добыче нефти, чем при вытеснении газом.

2

Большинство месторождений России разрабатывают заводнением. В нефтяную залежь через сеть нагнетательных скважин закачивают воду. Закачка воды восполняет потерю пластового давления, вызванного извлечением нефти через добывающие скважины. Таким образом, заводнение рассматривают как метод вытеснениия нефти водой из пласта в режиме сохранения пластовой энергии при компенсации объема извлекаемой нефти объемом закачиваемой воды. При проектировании стремятся, чтобы коэффициент нефтеотдачи при заводнении был максимально возможным при сопоставлении с другими методами добычи.

Система разработки месторождения предполагает определение наличия или отсутствия воздействия на пласт, установление оптимального количества добывающих и нагнетательных скважин, схемы их размещения на площади залежи, времени, порядка ввода в действие и режим работы всего комплекса оборудования. При выборе системы разработки руководствуются разными показателями: геологическим представлением о месторождении, свойствами насыщающих его флюидов, наличием инфраструктуры и др.

Основной целью всех манипуляций на месторождении является получение максимального КИН. Экспериментально его определяют как произведение величин: коэффициента нефтевытеснения Квыт и коэффициента охвата Кохв эксплуатируемого объекта применяемой системой воздействия (формула 3):

Коэффициент нефтевытеснения зависит от механизма извлечения нефти из пласта и определяется как отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства коллектора (Vвыт), в которое проник рабочий агент, к начальному количеству нефти в этом же объеме

(Vнач) (формула 4).

Квыт=Vвыт/Vнач (4)

Коэффициент нефтевытеснения (Квыт) определяется в лабораторных условиях,

с использованием образца керна, модели нефти конкретной залежи и вытесняющего

3

агента. На сегодня отработана методика определения коэффициента нефтевытеснения для заводнения, тогда как для вариантов использования газовой репрессии его определение проблематично.

Стандартная методика определения коэффициента нефтевытеснения при заводнении состоит в следующем: специально подготовленный образец керна, полученный на конкретной скважине, помещают в фильтрационную установку. Сначала определяют проницаемость модели пласта по газу (азот), далее модель вакуумируют и заполняют водой. Определяют проницаемость керна по воде, в который затем закачивают модель нефти.

Модель нефти – это жидкость, вязкость которой равна вязкости нефти при начальных пластовых условиях. Очень редко в подобных экспериментах используют газированную нефть. В большинстве случаев в дегазированную нефть залежи для снижения её вязкости добавляют бензин, керосин или какой-либо растворитель. Закачку нефти в модель пласта осуществляют до прекращения выхода из модели воды. Таким образом, воссоздают начальные пластовые условия.

Для определения коэффициента вытеснения в модель пласта начинают закачивать какой-либо вытесняющий агент. Закачка продолжается до прекращения выхода из модели нефти. Отношение количества вытесненной нефти к количеству нефти, которое в начале эксперимента было закачено в модель равно коэффициенту вытеснения.

Проблема определения коэффициента вытеснения может возникнуть из-за невозможности (больших трудностей) получения качественного кернового материала из скважины в процессе бурения. В первую очередь, разрушаются слабосцементированные наиболее проницаемые части пласта. Из залежи с трещинно-поровым типом коллектора в очень редких случаях выносится образец целостного керна с соответствующей трещеноватостью. В подавляющем большинстве случаев из подобных залежей выносится керн, состоящий из отдельных кусочков, этот керн разломан по трещинам. Также на качество выносимого керна влияет раствор, используемый при бурении.

4

Вцелом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, и в масштабах месторождения определяется объемом извлеченной нефти при заводнении из пластов, вовлеченных в разработку.

Коэффициент охвата (Кохв) пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объема пластов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами.

ВРФ широкое распространение получили способы определения коэффициента охвата пластов процессом вытеснения (Кохв), разработанные во ВНИИ им. А.П. Крылова, СибНИИНП и Гипровостокнефти.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности пласта, системой разработки и условиями эксплуатации скважин. Макронеоднородное строение пластов – наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренирумых газом.

На практике для более детального учета влияния различных факторов на коэффициент охвата разделяют его на коэффициент охвата по вертикали (по толщине пласта) и коэффициент охвата по горизонтали (по площади).

Даже в самом благоприятном случае, когда вода прошла через 70 % объема залежи (Кохв = 0,7), и там, где прошла, вытеснила 70 % нефти (Квыт = 0,7), конечный КИН будет не выше 50 %:

КИН = Квыт. Кохв = 0,7.0,7 = 0,49

Есть много причин неполного извлечения нефти при заводнении. Их можно

разделить на две группы.

Первая группа связана с капиллярно-пористой структурой породы-коллектора,

с огромной суммарной поверхностью контакта нефти с породой. На поверхности

5

породы всегда остается пленка нефти, не поддающаяся вытеснению водой. Объем пленочной нефти может составлять 10-20 % объема всей нефти в залежи. Кроме того, примерно 10 % нефти остается в пласте в виде капель, застрявших в сужениях капиллярных пор и трещин породы. Вытеснению капель препятствует градиент капиллярного давления, который в сотни и тысячи раз превышает реально достижимые градиенты давления вытеснения нефти водой. Поэтому максимальный коэффициент вытеснения нефти водой Квыт обычно не превышает 0,7, а часто и ниже. Таким образом, первая группа причин на молекулярном уровне связана с негативным проявлением поверхностных сил на границе раздела фаз нефть – вода – порода.

Вторая группа причин неполного извлечения нефти связана с геологофизической неоднородностью залежи и проявляется в неполном охвате залежи заводнением, когда коэффициент охвата пласта Кохв заводнением меньше 1. Это, главным образом, неоднородность строения и свойств породы-коллектора на макро- и микроуровне, которая усиливает, в конечном счете, дисперсию гидродинамических, энерго- и массообменных процессов в пласте.

Нефть, оставшуюся в залежи после заводнения, называют остаточной. По данным экспертных оценок, остаточные запасы классифицируются следующим образом:

1.Нефть, остающаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой, – 27 %;

2.Нефть в застойных зонах однородных пластов – 19 %;

3.Нефть, остающаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами, – 24 %;

4.Капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30 %.

Врезультате нефть, которая не охвачена процессом заводнения вследствие неоднородности залежи (пункты 1, 2, 3), составляет около 70 % всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Для извлечения остаточной нефти чрезвычайно важен положительно зарекомендовавший себя

системный подход к МУН, позволяющий организовать в определенном порядке и

6

согласовать во времени различные типы воздействий на группы добывающих и нагнетательных скважин.

Большие резервы увеличения нефтеотдачи скрыты в использовании физикохимических методов воздействия на нефтяные пласты, в частности, путем введения в продуктивные пласты различного рода химических реагентов. Некоторые из методов увеличения нефтеотдачи – поверхностно-активные вещества (ПАВ), растворители, углекислый газ и др. – позволяют частично или полностью устранить негативное влияние капиллярных сил. Другие изменяют реологические свойства и структуру фильтрационных потоков пластовых флюидов, снижают гидродинамическую анизотропию пласта (полимерные растворы, гели, эмульсии, пены).

Основной вывод, следующий из практики применения всевозможных МУН на месторождениях, состоит в том, что наиболее успешными оказались МУН, повышающие охват пласта закачиваемой водой. Связано это с тем, что на многих месторождениях препятствием к достижению проектных показателей является прогрессирующее обводнение добываемой нефти (обводненность больше 70 %) уже на ранней стадии разработки из-за низкого коэффициента охвата. При этом в промытых водой высокопроницаемых зонах пласта коэффициент вытеснения нефти водой близок к максимально достижимому (Квыт~0,6-0,7), и вытеснение нефти водой близко к поршневому. При классическом заводнении даже при максимально благоприятных условиях КИН составит не более 50 %.

МУН, повышающие только Квыт, оказались малоуспешными в промысловых условиях, например, закачка низкоконцентрированных растворов поверхностноактивных веществ (ПАВ) и полимеров. В тоже время МУН, повышающие Кохв или оба коэффициента вместе, дали положительный технологический и экономический эффект вне зависимости от конкретного механизма воздействия.

Классификация МУН

В соответствии с принятой в настоящее время в РФ классификацией, современные методы увеличения нефтеотдачи пластов подразделяются на пять

7

групп: гидродинамические, газовые, тепловые, химические, физические. Иногда четвертая и пятая группы методов объединяются общим названием «физикохимические» методы. Также вводится еще одна группа – микробиологического воздействия на пласт, которую часто объединяют с химическими.

1.К группе гидродинамических методов (waterflooding managment) относятся мероприятия, в основе которых лежат вторичные методы воздействия на пласт на основе поддержания пластового давления закачкой воды:

-форсированный отбор жидкости;

-вовлечение в разработку недренируемых запасов;

-барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

-нестационарное (циклическое) заводненние;

2.К группе газовых методов (gas methods) относится также модификация вторичных методов воздействия на пласт закачкой различных газов:

-воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);

-воздействием на пласт двуокисью углерода (в том числе выхлопные газы);

-воздействие на пласт азотом;

-закачка воздуха;

-водогазовое воздействие.

3.К группе тепловых методов (thermal methods) относятся, помимо классических методов, перечисленных ниже, и такие некоммерческие технологии, как резистивный нагрев током низкой частоты, индукционный и диэлектрический нагрев в поле высокой частоты, а также нагрев микроволнами в поле сверхвысокой частоты. Наибольшее распространение, особенно в США, получили следующие технологии:

-непрерывная закачка пара в пласт;

-внутрипластовое горение (сухое, влажное и сверхвлажное);

-вытеснение нефти горячей водой;

-пароциклические обработки скважин.

4.К группе физических методов (physical methods) относятся различные

технологии на основе воздействия на пласт различными волнами: 8