nazarova1

L.N. Nazarova OIL AND GAS FIELD DEVELOPMENT WITH HARD-TO-RECOVER RESERVES A Textbook © MOSCOW Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 2011 JI.H. Назарова РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ Учебное пособие ДопущеноУчебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебника для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки магистров 131000 «Нефтегазовое дело», по представлению Ученого совета Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина МОСКВА Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 2011 УДК 622.2 ББК 33.36 Н19 Рецензенты: доктор техн. наук Г.С. Малютина (заместитель генерального директора ОАО «ВНИИнефть» им. академика А.П. Крылова), кандидат техн. наук, профессор В.Л. Мордвинов (заведующий кафедрой разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского ГТУ) Н19 Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождении с трудноизвлекаемыми запасами: Учеб. пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа имени II.М. Губкина, 2011. - 156 с.: ил. ISBN 978-5-91961-010-6 В учебном пособии рассмотрены концептуальные основы разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторожден nil в осложненных усло виях, теоретические основы методов увеличения нефтеотдачи, приведены современные технологии методов воздействия и условия их применения в различных геолого-физических условиях. Пособие предназначено для студентов, магистрантов и аспирантов ву зов нефтегазового профиля, может быть полезно слушателям курсов по вышения квалификации. Данное издание является собственностью РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и его репродуцирование (воспроизведение) любыми способами без согласия университета запрещается. ISBN 978-5-91961-010-6 © Назарова Л.Н., 2011 © Российский государственный университет нефти и газа имени И М. Губкина, 2011 © Голубев B.C., оформление серии, 2011 ВВЕДЕНИЕ Понятие «трудноизвлекаемые запасы» возникло в конце 70-х годов прошлого столетия. К категории трудноизвлекаемых запа сов углеводородов могут быть отнесены запасы, находящиеся в сложных геолого-физических условиях, обладающие «ухудшен ными» физическими свойствами, извлечение которых связано с повышенными технологическими трудностями и финансовыми затратами. Классификация трудноизвлекаемых запасов включает запасы: □ в обводненных пластах (остаточная нефть); □ в низкопроницаемом коллекторе; □ в карбонатном трещинно-поровом коллекторе, а также: □ высоковязкие нефти; □ глубокозалегающие пласты; □ подгазовые зоны и тонкие нефтяные оторочки. Распределение трудноизвлекаемых запасов показано на рис. 1. Высоковязкие нефти и битумы л -ГлУб<жо,югРУ*еиные Подгазовые зоны 7% / горизонты Рис. 1. Структура промышленных запасов нефти 5 * Остаточные запасы обводненных зон у Высоковязкие нефти ■ Подгаэовые * Низкопроницаемые ■ Сложнолостроенные месторождения Восточной Сибири 1990 1993 1995 2000 Годы 2005 2010 ■ Традиционные Рис. 2. Динамика роста трудноизвлекаемых запасов Прирост запасов в основном связывают с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, динамика роста таких запасов при ведена на рис. 2. Доля трудноизвлекаемых запасов увеличивается в основном за счет прироста запасов в низкопроницаемых коллекторах и ос таточных запасов нефти месторождений, находящихся на позд ней стадии разработки. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами с применением традиционных технологий характеризуется низкими значениями нефтеотдачи, не превы шающими 10-25 %. Для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами необходимо применять современные тех нологии методов увеличения нефтеотдачи, обеспечивающих уве личение, как коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. 1 РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ОСТАТОЧНЫМИ ЗАПАСАМИ К категории остаточных запасов можно отнести запасы нефти, оставшиеся в нефтяных пластах, разрабатываемых долгое время с применением заводнения. Основной период разработки харак теризуется опережающей выработкой лучших по качеству запа сов нефти, по которым выработка начальных извлекаемых запа сов (НИЗ) может достигать более 80 %, по второстепенным объ ектам выработка не превышает 40 %. Неравномерная выработка запасов может привести не только к формированию трудноизвлекаемых запасов, но и к их «разубоживанию». Четвертая стадия разработки характеризуется: - проявлением ошибок, сделанных при проектировании и реализации проектных решений на ранних стадиях разработки; - проявлением недостатков системы заводнения (формирова ние «пассивной» системы разработки); - ухудшением структуры запасов (формирование трудноизвлекаемых запасов); - старением фонда скважин и сооружений. К основным недостаткам разработки нефтяного месторожде ния с применением заводнения можно отнести: 1) формирование систем разработки на ранних стадиях, при недостаточной изученности и невозможность учета особенностей геологического строения месторождения на стадии проектирова ния системы заводнения, что приводит к формированию застой ных зон; 2) необеспечение полноты охвата заводнением неоднородных, расчлененных пластов: преждевременное обводнение высокопро ницаемых пластов, формирование трудноизвлекаемых запасов; 3) ухудшение свойств остаточной нефти; 4) снижение пластовой температуры при закачке холодной воды, приводящее к выпадению парафинов и водонерастворимых солей; 5) ухудшение коллекторских свойств пласта (пористости и проницаемости). Начальное и текущее распределение запасов, сформировав шееся при действующей системе разработки, показано на рис. 3. 7 Рис. 3. Начальное (а) и текущее (6) распределение запасов нефти При длительной разработке месторождения с применением заводнения происходят изменения пластовой системы, связанные с техногенными изменениями, напряженно-деформированным состоянием пласта, составом и свойствами нефти, гидродинами ческим и температурным режимами пласта. Как правило, вели чина нефтеотдачи на таких месторождениях не достигает проект ных значений, остаточные запасы могут составлять более поло вины первоначальных геологических запасов. 1.2. ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ Причинами образования остаточной нефти являются: 1. Сложность геологического строения, обусловленная макронеоднородностью пластов (линзы, расчлененность, прерывистость пластов). 2. Неоднородность пластов по проницаемости (от 0,01 до 3~4 мкм ). Наличие пластов с ухудшенными фильтрационно емкостными свойствами. 3. Вязкость нефти больше вязкости воды. Диапазон измене ния вязкости нефти при заводнении - от 1-5 до 30 мПа-с. 4. Образование застойных зон. 5. Наличие водонефтяной зоны (ВНЗ). 6. Техногенные изменения в пластах. 8 7. Остаточная нефтенасыщенность в обводненных пластах в виде пленочной или капельной нефти. 8. Микронеоднородность коллектора (размеры капилляров от МО"4 до 1 см. 9. Удельная поверхность пористой среды - от 0,05“3 до 1(Г4 т 2/ см3). 10. Изменение (ухудшение) свойств остаточной нефти (дейст вие межфазных молекулярных сил от 18 до 30 мН/м). И. Разбуривание месторождений не по оптимальным сеткам скважин. 12. Несовершенство применяемых технологий. 13. Выделение многоиластовых эксплуатационных объектов. Преобладающий вид остаточной нефти во многом определяет выбор методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Значение оста точной нефтенасыщенности, находящейся в виде капель или пленки, оценивается от 0,15-0,20 до 0,7, максимальные размеры скоплений нефти составляют несколько миллиметров. Размеры скоплений капиллярно-удерживаемой нефти оцениваются от де сятков сантиметров до нескольких метров. Целики нефти, обра зующиеся в пласте за счет неполного охвата пласта воздействи ем, могут достигать сотни метров. Основные виды остаточной нефтенасыщенности приведены на рис. 4. № II » II Но = цн / Ш Рис. 4. Основные виды остаточной нефтенасыщенности: / - в гидрофильной породе; 2 - в гидрофобной породе; 3 - капиллярноудержанная нефть; 4 - линзы; 5 - трещинно-поровый коллектор; 6 - неустойчи вость фронта вытеснения; 7 - малопроницаемые слои; 8 - целики нефти 9 Рассеянная нефть в гидрофильном и гидрофобном пластах (позиции /, 2 на рис. 4) представляет собой жидкие углеводор°~ ды, находящиеся в виде отдельных капель в порах и в виде пле нок на зернах скелета породы. Эта нефть полностью окрУжена водой или газом. Размеры частиц рассеянной нефти сравнимы с размерами поровых каналов, и значение остаточной насыщенно сти меньше значения ее подвижности (т.е. фазовая проницае мость для нее равна нулю). Значение остаточной нефтенасыщенности в промытых зонах обычно составляет 0,15-0,20. Скопление капиллярно-удержанной нефти на поверхности контактов (позиция 3). В случае проявления режима растворен ного газа остаточная нефтенасыщенность может достигать вели чины 0,7. Максимальные размеры таких скоплений нефти могут дости гать нескольких миллиметров. Скопления капиллярно-удержанной нефти обусловлены концевыми эффектами и неоднородно стью порового пространства. К категории капиллярно-удержан ной нефти относится рассеянная нефть и нефть, остающаяся в неоднородной среде в результате капиллярных концевых эффек тов. Характерные размеры таких скоплений могут составлять от десятков сантиметров до нескольких метров при значении нефтенасыщенности, близкой к начальной. Целики в малопроницаемых линзах и блоках трещиннопоровых коллекторов (позиции 4, 5). Такие целики образуются в результате недостаточно эффективного вытеснения нефти из по род различной проницаемости, в частности из трещинно-порового коллектора. Система трещин может быть достаточно хорошо промыта водой при значительной остаточной нефтенасыщенности блоков за счет низких темпов капиллярной пропитки. Целики нефти образуются при неустойчивом фронте вытес нения (позиция 6), за счет вязкостной или гравитационной неус тойчивости. Они носят лентообразный характер и могут иметь большую протяженность (десятки и сотни метров) и небольшую ширину (десятки сантиметров, метры). Невыработанные малопроницаемые прослои и линзы (пози ция 7). Скопление остаточной нефти в малопроницаемых зонах и линзах обусловлено проявлением начального градиента давления при фильтрации нефти или недостаточным временем вытесне ния. Эти целики могут иметь очень большие размеры, а иногда представляют собой целые невыработанные пропластки или уча стки. Целики, образующиеся в результате стягивания фронтов вы теснения (позиция 8) за счет проявления вязкопластичных свойств нефти вблизи зон выклинивания пласта и связаны с сис темой расстановки скважин. Размеры целиков в плане сравнимы 10 Рис. 5. Формирование зон остаточной нефтенасыщенности с учетом системы расстановки скважин с расстоянием между скважинами. Один из немногих механизмов формирования зон остаточной нефтенасыщенности, определяе мой системой расстановки скважин, может быть определен с по мощью гидродинамических моделей с использованием линий тока (рис. 5). Механизм образования остаточной нефти в гидрофильном и гидрофобном коллекторе показан на рис. 6. В гидрофильном коллекторе вода, как смачивающая фаза, прилипает к поверхно сти горной породы и отмывает нефть. При этом в поре образует ся остаточная нефтенасыщенность в виде глобулы или капли. При вытеснении нефти водой величина межфазного натяжения составляет 25-30 мН /м, а капиллярное давление больше гидро динамического градиента давления: р к > Ар, в этих условиях кап ля нефти становится неподвижной. В гидрофобном коллекторе вода, как несмачивающая фаза, будет двигаться по центральной части поры, не оттесняя нефть от стенок породы. Такой вид ос таточной нефти называется пленочный. Существенное значение в образовании остаточной нефти имеет фактор «гофрировки» нор или изменение размеров поровых каналов (в сечении). Механизм образования остаточной нефтенасыщенности в виде защемленной нефти, образующейся в системе поровых каналов разных разме ров, показан на рис. 7. 11 Рис. 6. Механизм образования остаточной нефтенасыщенности: а - гидрофильный коллектор; б - гидрофобный коллектор HednlJ ^ еханизм образования остаточной нефтенасыщенности. Защемленная Остаточная нефть может быть подвижной, малоподвижной и неподвижной. Большинство методов позволяют увеличить неф теотдачу за счет доизвлечения подвижной нефти. При заданной насыщенности пористо!! среды капиллярное давление зависит от направления процесса: повышение или по нижение насыщенности. Вид функции капиллярного давления зависит от того, какая из фаз (смачивающая или несмачиваю щая) является вытесняющей. Давление всегда больше в той сре де, поверхность которой выпуклая. Кривая капиллярного давле ния, соответствующая увеличению насыщенности более смачи вающей фазы, называется кривой пропитки. Кривая, соответст вующая уменьшению насыщенности более смачивающей фазы, называется кривой дренажа. Закачивание воды в гидрофильную породу приводит к увели чению водонасыщенности, также называется «пропитыванием». При пропитывании гидрофильной породы при высоком значе нии начальной водонасыщенности (равной 0,35) нефть остается только на отдельных участках поверхности породы. При высоком значении водонасыщенности (около 78 %) капиллярное давление становится равным нулю. В породе несмачивающая фаза при малой насыщенности разбивается на отдельные капли (ганглии). При защемлении нефти происходит формирование отдельных ганглий нефти, гидродинамическая связь которых с движущейся фазой прерывается. Кривые капиллярного давления отражают распределение на сыщенности, смачиваемости и связанности норовых каналов. При каждом капиллярном давлении положение границы раздела будет определяться критическим радиусом У _ 2а cos 0 Рс Для смещения границы раздела из самого узкого места в ка пилляре в пору необходимо повысить давление. В капилляре произойдет разрыв поверхности раздела, если за ним находится пора, радиус которой превысит радиус капилляра минимум в два раза. Для гидрофобной породы процесс пропитывания приводит к увеличению нефтенасыщенности, а процесс дренирования - к увеличению водонасыщенности. В гидрофобной поровой среде капиллярное давление имеет отрицательное значение. Распределение насыщенности смачивающей и несмачивающей фаз и соответствующие кривые капиллярного давления при про цессах капиллярной пропитки и дренажного процесса приведены на рис. 8 и 9. Явление гистерезиса связано с немонотонным изменением ра диуса пор и несовпадением дренажного и капиллярного процес13 Несмачивающая фаза Смачивающая фаза Рис. 8. Распределение насыщенности смачивающей и несмачивающей фаз: 1-3-5 - дренажный процесс; 2-4-6 - капиллярная пропитка са; действием разрывного механизма при наличии узких пор и ловушек; разветвлением пор; изменением смачиваемости (во времени) поровой среды. Кривая 1 - называется кривой дренирования, полученной при увеличении насыщенности несмачивающей фазы (кривые 1-3-5) на рис. 9. Кривая 2 - капиллярная пропитка, процесс вытеснения несмачивающей фазы смачивающей и увеличение насыщеннос ти смачивающей фазы (кривые 2-4-6). Кривые капиллярного давления характеризуют равновесное состояние системы. При увеличении насыщенности смачивающей фазой до некоторо го максимального значения несмачивающая фаза разбивается на отдельные капли, достигается капиллярное равновесие, при котором капиллярное давление становится равным нулю (точ ки*). При чередовании циклов дренирования и капиллярной про питки наблюдается эффект гистерезиса. Кациллярные силы в гидрофильных микронеоднородных по ровых средах могут достигать значений 0,03-0,05 МПа, совпадая 14 Рис. 9. Кривые капиллярного давления при дренажном процессе ( 1 - 3 -5 ) и процессе капиллярной пропитки (2 -4 -6 ) по направлению с гидродинамическим градиентом давления, вы равнивают фронт внедрения воды в крупные и мелкие поры. В гидрофобных пластах капиллярные силы препятствуют внедре нию воды в мелкие поры и снижают эффективность вытеснения нефти водой. 1.3. ФОРМИРОВАНИЕ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С ЗАБОЙНЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ Эксплуатация добывающих скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения приводит к образованию зон и посте пенному расширению их границ, где в пласте движутся две или три фазы: нефть-газ и нефть-газ-вода. Размеры этих зон зави сят как от фильтрационно-емкостных свойств и неоднородности коллектора, так и от фактического значения степени поддержа ния пластового давления. Фильтрующиеся фазы в каждой зоне характеризуются коэффициентом подвижности и соотношением подвижностей, которые для нефтяной фазы будут постоянно снижаться, так как нефтенасыщенность будет снижаться, а сле 15 довательно, и относительная фазовая проницаемость для нефти будет снижаться, и за счет выделения газа вязкость нефти будет возрастать, что приведет к снижению ее подвижности. Одним из условий устойчивого движения границы раздела является вели чина соотношения подвижностей вытесняемой и вытесняющей фаз Подвижностью фазы называют отношение относительной фа зовой проницаемости к вязкости этой фазы, где - подЩ вижность фазы, kt - фазовая проницаемость, ц, - вязкость фазы. Чем ближе к единице значение величины Мо, тем устойчивей движение границы раздела и тем эффективнее процесс вытесне ния. Снижение забойного давления ниже давления насыщения может привести к определенному росту дебита скважины по нефти (рис. 10). Продолжительность периода повышенных отборов зависит от целого ряда факторов: проницаемости пласта, вязкости нефти, степени снижения величины забойного давления, степени под держания пластового давления. Чем ниже забойное давление от носительно давления насыщения, тем быстрее и на большую ве- Рис. 10. Динамика дебитов по нефти и продолжительность эффекта при сни жении забойного давления ниже давления насыщения на 30, 45 и 60 % 16 личину будет снижаться дебит скважины. Такая динамика деби та скважины по нефти связана с ухудшением условий движе ния нефти в пласте в зонах двух- и трехфазной фильтрации, с формированием зон повышенного фильтрационного сопротив ления для нефти. Снижение забойного давления ниже давле ния насыщения на 15 % для всех диапазонов изменения вязкости пластовой нефти (в рамках значений применения заводнения) не приводит к существенному изменению дебитов скважин по нефти и к образованию обширных зон трехфазной фильтра ции. Значение коэффициента соотношения подвижностей при снижении забойного давления до 60 % ниже давления насыще ния изменяется от начального значения Mo - 1 до М = 3,9 и от Мо = 8 до М = 45. Зоны с различными значениями коэффициен та соотношения подвижностей приведены на рис. 11. Основное увеличение соотношения подвижностей происходит при снижении забойного давления ниже давления насыщения до 30 %, при дальнейшем снижении забойного давления происходит в основном увеличение радиуса зоны с максимальным значением 1 - добывающая • скважина 9,5 - значение соотношения подвижностей • - нагнетательная б скважина т - изолинии величин соотношения подвижностей Рис. 11. Распределение зон соотношения подвижностей для месторождения нефти при снижении забойного давления на 30 % ниже давления насыщения 2. Злк. 10577 17 Таблица 1 Снижение конечного КИН при эксплуатации скважин ниже давления насыщения Снижение за бойного давле ния, % 30 45 60 Снижение конечного КИН, % Вязкость нефти Вязкость нефти Вязкость нефти от 15 до 25 мПа*с от 5 до 15 мПа*с до 5 мПа-с 30 18 7 37 22 9 45 28 10 соотношения подвижностей. В табл. 1 приведены оценочные зна чения снижения конечного коэффициента нефтеотдачи, получен ные по результатам моделирования процесса заводнения, для месторождений с различной вязкостью нефти при эксплуатации скважин ниже давления насыщения. 1.4. ЗАВОДНЕНИЕ В ГЛИНОСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТАХ Применение заводнения в глиносодержащих пластах с объем ной глинистостью более 2 % характеризуется низкими темпами разработки и незначительным влиянием окружающих неглини стых коллекторов. При разработке глиносодержащих пластов снижение дебита скважин по жидкости связано со временем по явления пресной воды в продукции скважин. Обводненность Таблица 2 Критерии применимости метода заводнения № п/п Параметр Единица измерения Критерии применимости Нз* Терригенный, карбонатный (поровый) <5 3-100 10-40 0,1-5 >60 <100 0,1-25 Нз 1 2 Глубина залегания пласта Тип коллектора м 3 4 5 6 7 8 9 10 Глинистость Толщина пласта Пористость Проницаемость Нефтенасыщенность Пластовая температура Вязкость пластовой нефти Соленость пластовой воды % м % мкм2 % °С мПа-с г/л *Нз - незначимый параметр. 18 скважин увеличивается до 45-55 % с последующей стабилизаци ей. При закачке воды с минерализацией менее 1,09-1,11 г/см3 глинистые пласты не участвуют в процессе фильтрации. Дли тельная закачка сточной и пресной воды в глиносодержащие (низкопроницаемые) породы приводит к снижению коэффициен та вытеснения за счет техногенных преобразований глинистых фракций, происходит необратимая адсорбция нефтяных компо нентов на поверхности глинистых минералов в присутствии во ды. Гидрофобизация коллекторов приводит к увеличению пле ночной остаточной нефти. Набухание глинистого цемента приво дит к изменению пористости среды не более чем на 0,09 %. Для повышения приемистости нагнетательных скважин в глиносо держащих пластах проводят закачку магнитообработанной воды. Содержание глин от 8 до 20 % делает кварцевый песок практиче ски непроницаемым. Закачка любой воды в глиносодержащие пласты приводит к снижению приемистости скважин. Критерии применимости метода заводнения приведены в табл. 2. 1.5. ПРИМЕНЕНИЕ ЗАВОДНЕНИЯ В НИЗКОПРОНИЦАЕМОМ КОЛЛЕКТОРЕ Приемистость нагнетательных скважин зависит от размеров пор, размеров межпоровых каналов, количества и размера твер дых взвешенных частиц (ТВЧ) и глобул нефти в закачиваемой воде. При любой степени очистки фильтрация закачиваемой во ды через пористую среду приводит к снижению ее проницаемо сти. Снижение проницаемости пористой среды зависит от раз личных взвесей, содержащихся в закачиваемой воде и в пористой среде, которая может содержать свободные частицы, способные сдвинуться с места и перемещаться в ней. Причинами ослабле ния сцементированности частиц в пласте являются: изменение солености воды, PH, высокая скорость закачки. Эти частицы мо гут кольматировать сужения поровых каналов, что приводит к снижению проницаемости пласта. При повышении давления часть частиц может проталкиваться дальше в пласт, восстанавли вая проницаемость части кольматированной ранее зоны пласта. При обратной промывке эти частицы могут быть вынесены к забоям нагнетательных скважин. Часть частиц может быть бло кирована в расширенных частях пор и не может из них выйти. Увеличение приемистости скважин с увеличением времени за качки может быть связано с промыванием в породе микро- и макроканалов, по которым будет двигаться основной поток зака чиваемой воды. Соизмеримость размеров поровых каналов и 19 ТВЧ может привести к оттеснению этих частиц и формированию отложений в мертвых зонах порового пространства при сниже нии скорости фильтрации жидкости. Зона ухудшенной прони цаемости приурочена в основном к первым трем сантиметрам призабойной зоны скважины. В первую очередь кольматируются сужения межпоровых ка налов частицами, диаметр которых в 5-7 раз меньше размеров пор. Кольматация поровой среды может носить необратимый характер. Фильтрация происходит в основном по отдельным ка налам, трещинам и крупнопористым образованиям. Прослои с проницаемостью менее 0,3 мкм2 при низких значениях пластово го давления (12-16 МПа) и при депрессии на пласт не более 3 МПа в процессе фильтрации не участвуют. Размеры твердых частиц, содержащихся в закачиваемой воде, в основном изменя ются от 2 до 10 мкм, но могут и превышать размеры поровых каналов. Размеры поровых каналов (60 % пор) изменяются от 612 до 25-75 мкм. Движение жидкости в порах диаметром менее 2 мкм практически невозможно. При размере пор более 5 мкм допустимые размеры твердых частиц в закачиваемой воде со ставляют около 1 мкм. По данным лабораторных исследований при прокачке одного порового объема воды темп снижения про ницаемости составил: - для ультрафильтрованной воды (размер ТВЧ не более 0,2 мкм) 0,15 %; - для неочищенной речной воды 2,2 %. Вытеснить нефть из пор с размерами до 5 мкм могут только очень чистые агенты, к которым относятся продукты перегонки нефти или очищенная вода с размерами ТВЧ не менее, чем в 4-5 раз меньше номинального размера пор. Для подключения слоев с проницаемостью более 2,5 мкм из закачиваемой воды должны быть удалены твердые частицы с размерами до 0,5 мкм. Повышение давления не позволит про двинуть ТВЧ вглубь пласта. Для определения соотношения раз меров пор и закачиваемых вместе с водой твердых частиц можно воспользоваться законом Пуазейля о движении жидкости в по ристой среде /-1 _ п ■л • г4 • F • Ьр 8 ц.Л/ 1 где Q - расход жидкости через пористую среду; п - число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации; г - радиус по ры; F - площадь фильтрации; Ар - перепад давления; А/ - длина пористой среды; ц - динамическая вязкость жидкости. Коэффициент пористости может быть определен как 20 т = П ’ П - г 2. Коэффициент проницаемости может быть определен как .2 и - т г ‘ Л•Я•ГА 8 8 При условии, что пористая среда представлена капиллярами одинакового диаметра, радиус капилляра определяется следую щим образом где г - средний радиус пор, мкм; k - проницаемость, Д. Средний радиус пор, определенный по этой формуле для нефтяных месторождений, изменяется от 0,5 до 15 мкм. 1.6. ПЕРЕФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖИ Значительная часть нефтяных месторождений разрабатывает ся с применением заводнения, при этом забойные давления до бывающих скважин часто достигают значений на 40-60 % ниже давления насыщения. Особенности геологического строения неф тяных месторождений, в частности зональная и слоистая неодно родность пласта, наличие в пласте трех фаз: нефть, вода и газ, значительно отличающихся по свойствам (подвижность фаз) приводит к формированию в пласте зон с различной нефте-, водо- и газонасыщенностью. Размеры и положение этих зон оказы вают влияние на выработку запасов и на технологические пока затели разработки. Получение по отдельным скважинам предель ных значений обводненности или газового фактора приводит к необходимости их отключения, а иногда и к невозможности дальнейшей разработки целого месторождения. Такие месторож дения содержат значительные объемы остаточных запасов нефти. Одним из методов дальнейшей разработки таких месторождений является процесс «переформирования» залежи, предложенный в 1975 г. А.П. Крыловым. Этот процесс может занимать несколь ко десятков и более лет и приводит к гравитационному пере распределению фаз по толщине пласта, достижению фазового равновесия и к формированию «нового» месторождения. Ско рость переформирования залежи зависит от геолого-физических характеристик пласта, таких как слоистой неоднородности, вертикальной составляющей проницаемости или наличия вер21 Рис. 12. Направление движущихся потоков нефти и газа по углу падения за лежи тикальных трещин, значений капиллярного давления и вели чины поверхностного натяжения, соотношения плотностей фаз и т.д. «Максимальная пропускная способность» гравитационного дренирования вниз по падению пласта пропорциональна прони цаемости для нефти, плотности нефти и квадрату синуса угла падения пласта, а также обратно пропорциональна вязкости и объемному коэффициенту нефти. На рис. 12 показано направление фильтрационных потоков нефти и газа в процессе переформирования залежи. Принципиально возможно создание методов воздействия на пласт для ускорения процесса гравитационного разделения, к которым относят вибросейсмическое воздействие. Контрольные вопросы 1. Какие запасы относятся к категории «трудноизвлекаемые»? 2. Назовите основные причины образования остаточной нефти? 22 3. Чем характеризуется четвертая стадия разработки нефтя ного месторождения? 4. Какой процесс называется «дренажным»? 5. Какой процесс называется «капиллярной пропиткой»? 6. Какие требования должны предъявляться к закачиваемой воде для низкопроницаемого коллектора? 7. Почему в глиносодержащих пластах происходит увеличе ние остаточной пленочной нефти? 8. Для каких месторождений можно рассматривать процесс переформирования залежи? 9. Что определяет параметр «соотношение подвижности фаз»? 10. Чем ограничиваются размеры твердых частиц в закачивае мой воде? 2 МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Методы увеличения нефтеотдачи (М УН) - это такие методы воздействия (MB) на пласт, которые обеспечивают прирост ко нечного коэффициента извлечения нефти (КИ Н ) по сравнению с базовым методом. Базовым методом может быть как естествен ный режим, так и метод поддержания пластового давления. Со ответственно МУН могут быть вторичными или третичными ме тодами воздействия на пласт. На рис. 13 показано распределение нефтеотдачи по методам воздействия. Существует несколько классификаций методов увеличения нефтеотдачи, основанных на различных принципах: - по виду рабочего агента, закачиваемого в пласт; - на основании физико-химических процессов, происходящих в пласте; - по воздействию на пласт (влияние на коэффициент вытес нения или коэффициент охвата). Классификация методов увеличения нефтеотдачи, основанная на типе закачиваемого рабочего агента: 1. Гидродинамические. 2. Тепловые. 3. Физико-химические. 4. Газовые. 5. Микробиологические. Помимо закачки в пласт рабочего агента увеличение нефтеот дачи может быть получено при реализации геолого-технических решений, таких как: разукрупнение эксплуатационных объектов, уплотнение сетки скважин, изменение системы расстановки скважин и др. По аналитическим оценкам различные М УН могут повысить коэффициент извлечения нефти: - водогазовое воздействие - 5 -1 0 %; - полимерное заводнение - 5 -8 %; - щелочное заводнение - 2 -8 %; - мицеллярные растворы - д о 8%; ’ - диоксид углерода - 8 -1 5 %; - закачка пара _ 15-35 %; - внутри пластовое горение - 15-30 %. 24 Рис. 13. Распределение нефтеотдачи по методам воздействия (геологиче ские запасы приняты за 100 %): 1 — первичные методы (естественные режимы)— 15 %; 2 - вторичные методы (заводнение) - 20 %; 3 - третичные методы (МУН) - 2 5 %; 4 - неизвлекаемые запасы - 40 % Рис. 14. Степень выработки запасов нефти категории ABCt + С2 на разра батываемых месторождениях и в це лом по России и по отдельным регио нам 80 * » § * 50 3 4Q 1а зо 2 * 20 10 о Снижение нефтеотдачи в нашей стране наблюдается с 70-х годов прошлого века. В начале 60-х годов средний коэффициент нефтеотдачи составлял более 50 %, в 70-х его значение не пре вышало 45 %. Именно на 70-е голы приходится наибольшее ко личество промышленных работ, связанных с внедрением МУН* 25 К 1985 г. дополнительная добыча нефти за счет применения МУН составила 5 мл и т. В 80-х голах методы увеличения нефте отдачи применялись на 150 месторождениях по 365 участкам. В последние годы объемы внедрения МУН существенно сокра тились, а объем добытой нефти, полученный за счет применения МУН не превышает 1,5 млн т. В России остаточные запасы неф ти в заводненных пластах оцениваются в 0,5 млрд т. На рис. 14 приведены данные по степени выработке запасов нефти в целом по России и по отдельным регионам. Как правило, применение методов увеличения нефтеотдачи планируется на поздней (четвертой) стадии разработки нефтяно го месторождения (рис. 15), что заведомо снижает эффектив ность их применения. К особенностям четвертой стадии разработки можно отнести: высокую обводненность пласта, ухудшение коллекторских свойств (техногенные изменения коллектора) и свойств остаточ ной нефти, охлаждение пласта и др. При реализации различных технологий МУН затраты рабочего агента на одну тонну допол нительно добытой нефти изменяются в широких пределах: Вода (заводнение)............................... Воздух................................................... Пар............ ,.—.......... .... .........,............ С 0 2....................................................... Полимер.................................. ............. Мицелляры.......................................... 6-8 м3/т 1000-3000 м3/т 3-4 т/т 1500- 2000 м3/т 0,005-0,01 т/т 0,05-0,1 м3/г При применении МУН на поздних стадиях разработки, как правило, после заводнения необходимо определить условия за легания, вид остаточной нефтенасыщенности и свойства остаточ ной нефти. В заводненных пластах остаточная нефтенасыщенность может представлять собой пленочную нефть, капиллярно- 26 защемленную нефть и нефть в тупиковых порах. Характер оста точной нефтенасыщенности зависит от структуры норового про странства, поверхностных свойств скелета породы и не зависит от условий вытеснения. 2.1. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Величина нефтеотдачи определяется двумя коэффициентами: коэффициентом вытеснения и коэффициентом охвата Л = Л ВЫ'Г Лохв * Для увеличения коэффициента нефтеотдачи необходимо уве личить либо один, либо оба коэффициента, что возможно дос тичь, применяя различные МУН. Эффективность применения МУН зависит множества факто ров, которые можно объединить в три группы: - условия залегания пласта (глубина залегания, угол падения пласта и др.); - свойства пласта (проницаемость, фильность, насыщенность и др.); - свойства пластовых жидкостей и газов (вязкость, плотность, минерализация и др.). По результатам промышленного применения МУН были вы явлены наиболее благоприятные условия для их применения. Интервалы значений геолого-физических параметров пласта и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов, при которых был получен положительный технологический эффект, получили название - «критерии применимости». Существует не сколько методик выбора МУН, учитывающих особенности геоло го-физических свойств пласта и пластовых жидкостей: - методика, основанная на использовании теории нечетких множеств; - методика, основанная на использовании искусственного ин теллекта на основе нейронных сетей. Искусственная нейронная сеть - это набор соединенных между собой самостоятельных уз лов анализа (нейронов). Нейросети способны принимать реше ние, основываясь на выявленных закономерностях в многомер ных данных. Эти сети относятся к категории самообучающихся. Основными преимуществами данного подхода являются нестро гие требования к точности исходной информации и к их непро тиворечивости. Методика, основанная на теории нечетких множеств, исполь27 1,0 CD Рис. 16. Общий вид функции при надлежности: / и 6 - значения параметра Я, для которых функция принадлежности равна 0; 2 и 5 - точки перегиба, функция принадлежности для этих значений параметров равна 0,5; 3 и 4 - значения параметров, являющие ся критериями применимости, функ ция принадлежности равна 1 d) 0,5 О Фу н зует понятие функции принадлежности, определяющей степень соответствия данных геолого-физических параметров пласта кри териям применимости. Общий вид функции принадлежности представлен на рис. 16. Для определения численного значения функции принадлеж ности можно воспользоваться формулой цл(У) = (1 + У)'1. где обозначения в формуле соответствуют точкам, указанным на рис. 16. По совокупности значений функции принадлежности (щ ) и с учетом весового коэффициента (Ху) можно определить значение функции применимости метода (С/). Весовой коэффи циент соответствует значимости данного параметра для выбранно го метода воздействия и может принимать значения от 0 до 1. При п задании веса параметра должно выполняться условие = 1. Значение функции применимости метода может быть опреде лено по нескольким видам оценки: 1. Оптимистическая оценка п Cj(x, у, г) =Х Ч у, г); 1=1 2. Средневзвешенная оценка 28 Рис. 17. Карта зон применимости МУН с различными значеинями функции применимости: 1, 2, 3, 4 — зоны, соответствующие различным условиям применимости метода 3. Пессимистическая оценка С (.г, у, z) = min u J ie|l, я) “ (.V , у, z). В зависимости от значения функции применимости можно выделить четыре группы, представленные ниже. Значение функции при менимости С ,.......... 0,8—1,0 Степень применимости метода......... Идеальные условия 0,5—0,8 Хорошие условия 0,2—0,5 Плохие условия 0,0—0,2 Метод не применим На рис. 17 приведена карта распределения зон пласта с раз личной степенью применимости определенного МУН в зависи мости от изменения геолого-физических характеристик пласта. Выбор того или иного метода может основываться на определе нии площади и величины запасов по каждой зоне применимости (рис. 18). 29 dS Рис. 18. Изменение площади (5) и запасов месторождения (G), охваченных МУН, по различным значениям функции применимости ЭТАПЫ РЕАЛИЗАЦИИ МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 1. Анализ геолого-физических параметров месторождения (объекта разработки) нефти по критериям применимости. От браковка непригодных МУН. 2. Лабораторные исследования, изучение процесса, ЗД-гидродинамическое моделирование с использованием специальных программных комплексов. Технико-экономическое обоснование МУН. 30 3. Реализация МУН в рамках оп ыт ио- 11ром ышле иных работ. Технико-экономическое обоснование эффективности метода. 4. Принятие решения о расширении МУН на все месторож дение (объект разработки). Контрольные вопросы 1. Определение метода увеличения нефтеотдачи? 2. Типы классификаций МУН? 3. Что такое критерии применимости? 4. Основные причины образования остаточной нефтенасыщенности? 5. Как влияет капиллярное давление на процесс вытеснения нефти водой в гидрофильных и гидрофобных пластах? 6. Что является основным ограничением применения завод нения в низкопроницаемом коллекторе? 7. Виды остаточной нефтенасыщенности? 8. Как влияет соотношение подвижностей на эффективность заводнения? 9. Когда можно применять механизм переформирования за лежи? 10. Какие характеристики закачиваемой воды должны быть определены для низкопроницаемого коллектора? 3 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (ФХ МУН) в общем случае основаны на методе поддержания пласто вого давления (ППД), при которых в закачиваемую воду добав ляются различные химические вещества. По механизму увеличения нефтеотдачи можно выделить три группы физико-химических методов: - методы, увеличивающие коэффициент вытеснения; - методы, увеличивающие коэффициент охвата; - методы, объединяющие 1 и 2 группы. В общем случае ФХМ направлены на изменение вязкостных характеристик вытесняющего и вытесняемого агентов и на мик рохарактеристику системы: нефть •— вытесняющий агент - по рода. Воздействие ФХМ связано со снижением межфазного на тяжения и изменением характеристик фазовых проницаемостей. Классификация физико-химических методов по типу закачи ваемого рабочего агента: - закачка ПАВ; - закачка щелочи; - закачка полимера. Основной технологией является закачка оторочки водного раствора химического вещества. Основными параметрами, харак теризующими оторочку, являются: - объем оторочки, выраженный в долях порового объема; - концентрация химического вещества. Размеры оторочки обычно составляют 0,1-0,ЗКпор, а весовая концентрация изменяется от 0,05 до 5 %. Для предварительной оценки эффективности применения МУН может быть использовано значение капиллярного числа. КАПИЛЛЯРНОЕ ЧИСЛО Капиллярное число определяет соотношение вязкостных и поверхностных сил (Фостер, 1973), которое может быть записано в следующем виде 32 где jli - вязкость, мПа-с; v - скорость фильтрации, м/с; а нв ~ ве личина поверхностного натяжения, мН м; 0С- краевой угол сма чивания. Зависимость остаточной насыщенности (смачивающей и не смачивающей фаз) от величины капиллярного числа показана на рис. 19. Для эффективного вытеснения нефти (для деформации ка пель нефти) поверхностное натяжение должно быть снижено в несколько тысяч раз. Условие эффективного вытеснения нефти было определено Табером в 1973 г. Др > La DL’ где Ар - перепад давления на единицу длины защемленной кап ли нефти; L - длина капли нефти; а - величина межфазного на тяжения; D - диаметр сужения пор, k - проницаемость пористой среды. Для эффективного вытеснения нефти (снижение величины остаточной нефтенасыщенности) капиллярное число должно увеличиться с 10_6 до 10~2. В зависимости от геолого-физических свойств пласта и пла стовых жидкостей метод увеличения нефтеотдачи может быть $осп % Рис. 19. Зависимость остаточной насыщенности от капиллярного числа 3. З ах. 10577 реализован при применении различных технологий. Техноло гия •* это совокупность способов и средств реализации метода увеличения нефтеотдачи на конкретном геологическом объекте. 3.1. ЗАКАЧКА ПАВ Применение ПАВ в качестве добавки к воде было предложено Де Грот в 1930 г. Можно выделить три группы технологий при менения ПАВ в зависимости от концентрации химических доба вок: - низкая концентрация ПАВ — 0,05-1 % вес. (неионогенные ПАВ); - мицеллярный раствор (1-5 % вес.); - высокая концентрация ПАВ (микроэмульсия). ПАВ - это молекулы с асимметричной структурой, состоящей из гидрофильной группы и гидрофобного радикала. Такая дипольная молекула может определенным образом ориентироваться в поровой среде, насыщенной нефтью и водой. Полярная часть молекулы (гидрофильная группа) ориентируется на полярную фазу (воду), а неполярная часть молекулы (гидрофобный ради кал) - в сторону нефтяной фазы. Эффективность применения растворов ПАВ связывают с двумя механизмами процесса вытес нения: 1. Уменьшением величины поверхностного натяжения (а). 2. Изменением краевого угла смачивания (0). Снижение поверхностного натяжения происходит на границе раздела двух жидких фаз. Поверхностное натяжение заставляет жидкость деформироваться таким образом, чтобы уменьшить площадь поверхности раздела. Величина межфазного натяжения между нефтью и водой составляет в среднем 10-30 мН/м при 25 °С. Величина межфазного натяжения является мерой смеши ваемости: чем меньше межфазное натяжения, тем больше две фазы приближаются к состоянию смешиваемости. При растворе нии органических веществ (мыла, спирт, жирные кислоты) про исходит снижение поверхностного натяжения, такие вещества относятся к поверхностно-активным (ПАВ). Добавки ПАВ сни жают межфазное натяжение до 10~5 мН/м, при значении 10“3 мН/м натяжение считается сверхнизким. При снижении ве личины поверхностного натяжения требуется меньше механиче ской энергии для образования новой поверхности раздела, что приводит к образованию капель нефти малых размеров (процесс диспергирования) и вытеснению их водой (рис. 20). Смачиваемость является комплексной функцией свойств жидкости и твердого тела. Условия смачиваемости зависят от 34 Рис. 20. Образование новой границы раздела при снижении величины поверх ностного натяжения сочетания свойств нефти и минералогического состава пород. Смачиваемость коллекторов в значительной степени зависит от присутствия или отсутствия молекул нефти, адсорбирующихся на поверхности минералов. Адсорбционные явления связаны с увеличением концентрации адсорбирующегося вещества на гра нице твердое тело - раствор. Адсорбционный слой может яв ляться монослоем, непосредственно прилегающим к поверхности, при этом последующие слои представляют собой раствор. Ад сорбционный слой может представлять собой пол имолекуляр ный межфазный слой (тонкая пленка), который является зоной перераспределения вещества между объемной и поверхностной фазами. По своему составу и свойствам жидкости в этом слое отличаются от состава и свойств жидкости в основном объеме. Пленка нефти на поверхности горной породы образуется в ре зультате адсорбции активных компонентов нефти на поверхности минералов. Вязкость тонкой пленки нефти на порядок выше вяз кости нефти в объеме. На границе с твердой фазой толщина гра ничного слоя может достигать 5 мкм. Вытеснение пленочной нефти с твердой гидрофильной поверхности происходит при разрыве пленки водой, с растворенным в ней ПАВ. Водораство римые ПАВ уменьшают размеры свободных и прилипших ка пель, прочность их прилипания к твердой поверхности и способ ствуют разрыву пленок. Изменение величины и характера ка пиллярных сил происходит за счет изменения условий смачи ваемости и значений межфазного натяжения в системе вода нефть - порода. Характер изменения краевого угла смачивания 35 для гидрофильных и гидрофобных пород приведен на рис. 21. Поверхностно-активные вещества влияют на процессы дисперги рования и коалисценции в поровой среде, что сказывается на изменении фазовых проницаемостей и структуре потока в целом. Водорастворимые ПАВ применяются на ранних стадиях разра ботки, нефтерастворимые ПАВ - на поздней стадии. Процесс сорбции ПАВ описывается уравнением Гиббса где с — концентрация вещества в водной фазе; R - газовая по стоянная; Т - температура; а - поверхностное натяжение. С увеличением концентрации ПАВ поверхностное натяжение снижается, т.е. — < 0. дс При условии протекания изотермического процесса (Г = const) это уравнение называется изотермой сорбции. Наиболее часто используют изотерму сорбции Лэнгмюра и изотерму сорбции Генри (рис. 22). Изотерма сорбции Ленгмюра может быть определена как где Аао - предельное значение адсорбции ПАВ; К ~ константа адсорбционного равновесия. Изотерма сорбции Лэнгмюра предполагает наличие опреде ленного числа активных центров, все адсорбированные частицы взаимодействуют только с центрами адсорбции и не взаимодей ствуют друг с другом. Адсорбция ограничивается только моно слоем. Изотерма сорбции Генри определяется как А(с) жГс, где Г - константа Генри. Адсорбция зависит от следующих факторов: - величины удельной поверхности породы; - минералогического состава; - температуры; - солености воды. Предельная адсорбция повышается с увеличением водонасыщенности. Помимо процесса адсорбции существует обратный процесс процесс десорбции или возвращение части молекул назад в рас твор. Активность этого процесса определяет константа десорбции 36 Поверхность пород Гидрофильный Гидрофобный Рис. 21. Характер изменения крае вого угла смачивания Рис. 22. Изотерма сорбции Генри ( / ) и изотерма сорбции Ленгмюра (2 ) Г. Константа десорбции может быть меньше или равна константе адсорбции Г > Г. Процесс адсорбции и десорбции представлен на рис. 23. Неровности кристаллической решетки минералов, неоднород ность их поверхности, связанная с наличием микротрещин, зна чительно влияют на процессы адсорбции. Породы, обладающие различным минералогическим составом, характеризуются неоди наковой величиной удельной поверхности. На гидрофильной по верхности адсорбция меньше, чем на гидрофобной. При смешанной смачиваемости образуется нефтяная пленка, покрывающая полностью поверхность, которая обеспечивает возможность фильтрации нефти при относительно низкой неф тенасыщен ности. На величину адсорбции существенно влияет соленость воды. Чем более соленая пластовая вода, тем интен37 а б ' Ь. h Ь х I Л 1 х £ х £ Рис. 23. Схемы процессов адсорбции (а) и десорбции (б). X - активные центры адсорбции сивнее идет процесс адсорбции. При величине межфазного на тяжения на границе нефть - вытесняющая жидкость не выше 10_6 Н/м, разности капиллярных давлений, стремящихся к нулю и имеющих значение меньше гидродинамического перепада дав ления, капля нефти свободно деформируется и движется через сужение капилляров. Процессы адсорбции приводят к отставанию фронта вытесне ния нефти ПАВ. Перед фронтом ПАВ будет двигаться все уве личивающийся вал «неактивной» воды. В начальной стадии про цесса значительную роль играет конвективная диффузия, фор мирующая переходную зону, но при значительных расстояниях между нагнетательной и добывающей скважинами, преобладаю щими процессами будут сорбционные. Результаты применения водных растворов ПАВ носят неоднозначный характер. Низкую эффективность применения водорастворимых неионогенных ПАВ (НПАВ) связывают с недостаточным снижением величины поверхностного натяжения. Использование анионоактивных ПАВ (сульфонаты) приводит к снижению скорости пропитки и сни жению конечной величины нефтеотдачи. Анионактивные ПАВ являются высокочувствительными веществами к минерализации пластовой воды, что также снижает их эффективность. При при менении закачки в пласт водного раствора ПАВ предпочтение отдается неионогенным ПАВ, которые снижают влияние конце вых эффектов. При закачке маслорастворимых НПАВ в пласте образуется микроэмульсионная оторочка, которая обладает хо рошими нефтеотмывающими свойствами. Вязкость микроэмуль сии близка к вязкости нефти, что приводит к улучшению соот ношения подвижностей нефти и водного раствора. При повыше нии содержания нефти эмульсия становится эмульсией обратно го типа, характеризующейся высокой вязкостью, способной в определенных условиях образовывать гель. В динамических ус ловиях с увеличением содержания нефти вязкость этой эмульсии снижается, а при увеличении содержания воды - увеличивается. 38 Рис. 24. Зоны, образующиеся в пласте при закачке в пласт оторочки водного раствора ПАВ: 1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - зона первоначаль ного состояния пласта; 4 - проталкивающая жидкость (вода); 5 - буфер (специ ально подготовленная вода); 6 - водный раствор ПАВ; 7 - вал нефти (зона по вышенной нефтенасыщенности) Применение маслорастворимых НПАВ более эффективно в об водненных пластах. Основными механизмами увеличения нефтеотдачи являются: 1. Уменьшение величины поверхностного натяжения. 2. Изменение смачиваемости поверхности твердого тела. К основным недостаткам этого метода следует отнести: - сохранение значительного межфазного натяжения; - высокая адсорбция ПАВ на породе; - слабая биоразлагаемость ПАВ; - чувствительность к качеству воды; - высокая стоимость. На рис. 24 показаны зоны, образующиеся в пласте при закач ке оторочки водного раствора ПАВ. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ Возможность применения ПАВ: в неоднородных коллекторах с преобладанием гидрофобной поверхности, для обработки 113 нагнетательных скважин, в плотных глинистых коллекторах, в неоднородном карбонатном коллекторе. Особенностью применения ПАВ является возможность созда ния таких композиционных систем, которые будут максимально 39 Таблица 3 Критерии применимости водного раствора ПАВ 1п/п v Параметр 1 2 Глубина залегания пласта Тип коллектора 3 Глинистость Толщина пласта Пористость Проницаемость Нефтенасыщен ность Пластовая температура Вязкость пластовой нефти Соленость пластовой воды 54 6 7 8 1 10 1 Единицы измерения м % м % мкм2 % °С мПа-с г/л Критерии применимости 20-4500 Терригенный. карбонатный (поровый) <5 7-15 10-35 0,1-2 >70 <50 1-60 <10 учитывать определенные геолого-физические условия данного нефтяного месторождения: состав горной породы, пластовую температуру, соленость пластовой воды и т.д. Закачка водного раствора ПАВ наиболее эффективна как первичный метод вы теснения, с увеличением обводненности пласта эффективность метода снижается, а при доотмыве остаточной нефти метод не эффективен. Условия применимости закачки ПАВ приведены в табл. 3. 3.2. ЩЕЛОЧНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Щелочное заводнение - это закачка в пласт рабочего агента, состоящего из растворов, которые имеют щелочную реакцию, например: NaOH - едкий натр (каустическая сода); ЫагСОз - кальцинированная сода; № зР04 - тринатрийфосфат и др. Закачка щелочи применяется в виде водного раствора раз личного объема и концентрации. Оторочка водного раствора ха рактеризуется объемом и массовой концентрацией рабочего аген та. Концентрация может меняться в пределах от 0,05 = 5 % (низ ко концентрированные растворы) до 25-30 % (высококонцентри рованные растворы). Размер оторочки может составлять от 10 до 25 % объема пор. Основные механизмы, приводящие к увеличению нефтеот дачи: - снижение величины поверхностного натяжения; - изменение краевого угла смачивания; - эмульгирование нефти. При реакции щелочи с кислотными компонентами нефти 40 Таблица 4 Классификация нефти по содержанию органических кислот в нефти (по В.Т. Малышеку) Группа нефти Неактивные Малоактивные Активные Высокоактивные Содержание органических кислот, мг/г 0,01-0,06 0,1-0,25 0,3-1 >1 Величина межфазного натяжения, мН/м >6 1-0,05 0,05 - 0,01 <0,01 происходит образование солей щелочных металлов, которые яв ляются поверхностно-активными веществами. Концентрация ки слотных компонентов нефти в поверхностном слое значительно выше, чем в среднем по объему. Для эффективного воздействия ПАВ нефть должна содержать достаточное количество кислот ных компонентов. В табл. 4 приведена условная классификация нефти по активности взаимодействия с едким натром. Снижение межфазного натяжения происходит в течение пер вых 10-15 с. Низкое межфазное натяжение, менее 0,01 мН/м, способствует образованию эмульсии как прямого (нефть в во де), так и обратного (вода в нефти) типа. Эмульсия - это дис персная система, в которой частицы одной жидкой фазы распре делены в другой жидкой фазе (вода и водонерастворимая жид кость). Эмульсии могут образовываться как грубодисперсные - быстроразрушающиеся, так, и мелкодисперсные - более устойчивые. Наиболее устойчивыми являются эмульсии прямого типа. Суще ственное снижение межфазного натяжения происходит при обра зовании аномально устойчивых высокодисперсных эмульсий. Щелочной раствор может снижать величину поверхностного на тяжения в 2,5-18 раз и лучше смачивают поверхность породы, чем вода. На рис. 25 показано характерное изменение относи тельных фазовых проницаемостей при вытеснении нефти водным раствором щелочи. Обычно, рассматривают два механизма довытеснения нефти при образовании эмульсии в пористых средах: 1. При образовании мелкодисперсной эмульсии остаточная нефть эмульгирует в пласте, вовлекается в поток водного раство ра щелочи, что приводит к увеличению его вязкости, уменьше нию подвижности и улучшению вытесняющих свойств. 2. При образовании грубодисперсной эмульсии, образующаяся эмульсия задерживается в сужениях крупных пор и увеличивает охват пласта воздействием. Основная доля дополнительно извлеченной нефти приходится на первый вид эмульсии, но эффективность этого процесса суще41 Рис. 25. Изменение относительных фазовых проницаемостей в зависимости от водонасыщенности (5): (Т) “““ “ О при вытеснении нефти ^ ........... Q водой ............ Щ При вытеснении нефти водным раствором щелочи Рис. 26. Зоны, образующиеся в пласте при закачке в пласт оторочки полимер но-щелочного раствора: 1 - нагнетательная скважина; 2 — добывающая скважина; 3 - зона начального состояния пласта; 4 - проталкивающая жидкость (вода); 5 - буфер (специально подготовленная вода); 6 —раствор полимера; 7 - раствор щелочи; 8 - вал нефти (зона повышенной нефтенасыщенности) ственно зависит от величины остаточной нефтенасыщенности. Зоны, образующиеся в пласте при закачке в пласт оторочки по лимерно-щелочного раствора, показаны на рис. 26. Параметры, влияющие на эффективность применения щелоч ного раствора: - концентрация кислотных компонентов нефти; - температура (возрастание скорости процесса); - минерализация пластовой и закачиваемой воды (с возраста нием количества солей резко увеличивается минимальное значе ние межфазного натяжения); - содержание глин (поглощают большое количество щелочи). ТЕХНОЛОГИИ ЩЕЛОЧНОГО ЗАВОДНЕНИЯ Термощелочное заводнение - закачка оторочки пара и ото рочки щелочи, которая препятствует прорыву пара и увеличивает коэффициент вытеснения. Полимерно-щелочные растворы - добавка щелочи снижает вязкость полимера и его адсорбцию. Щелочь с добавками ПАВ - достижение более низкого меж фазного натяжения на границе водного раствора с малоактивной нефтью, особенно в карбонатных коллекторах. Смесь углеводородных газов и раствора щелочи приводит к снижению влияния вязкостной неустойчивости газа за счет обра зования в пласте эмульсий или пены. Щелочное заводнение с осадкообразованием - изоляция вы сокопроницаемых слоев и трещин. Основные перспективы применения полимерного и полимер но-щелочного заводнения связаны с разработкой слоисто-неодно родных пластов. При применении ФХМ (закачка щелочи, кисло* Т аблица 5 Критерии применимости щелочного заводнения № п/п Параметр 1 2 Глубина залегания пласта Тип коллектора 3 4 5 Глинистость Толщина пласта Пористость Проницаемость Нефтенасыщенность Пластовая температура Вязкость пластовой нефти Соленость пластовой воды 6 7 8 9 10 Единица измерения м щ /о М %( мкм' % °С мПа-с г/л Критерии применимости 200-2500 Терригенный, карбонатный (поровый) <1 4-15 10-35 0,06-1,2 >70 <50 1-50 <10 43 ты, ПАВ) следует учитывать возможность набухания глин, кото рое происходит более интенсивно, чем при обычном заводнении и требует применения гидрофобизаторов (катионоактивные ПАВ). Эффект щелочного заводнения зависит от: - степени неоднородности пласта - с увеличением неодно родности пласта эффективность щелочного заводнения повыша ется; - насыщенности - с увеличением водонасыщенности эффек тивность щелочного заводнения уменьшается; - фильности породы - при преобладании гидрофобной по верхности эффективность щелочного заводнения уменьшается. В табл. 5 приведены условия применимости щелочного завод нения. 3.3. ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Полимерное заводнение относится к методам, приводящим к увеличению коэффициента охвата за счет изменения свойств во ды при добавке в нее макромолекул полимера. Подвижность вы тесняющей фазы обычно выше подвижности вытесняемой. Для условий повышенной вязкости нефти и значительной не однородности коллектора по толщине пласта соотношение под вижностей значительно превышает единицу, что приводит к об разованию языков обводнения и низкому значению коэффициен та охвата пласта по толщине. Условием устойчивости фронта является соотношение под вижностей смачивающей и несмачивающей фаз й1 Иг’ где 1 , 2 - индексы смачивающей и несмачивающей фаз соответ ственно. Применение полимерного заводнения способствует вы равниванию фронта вытеснения. Водный раствор полимера характеризуется параметром кажу щейся вязкости. В зависимости от скорости фильтрации водный раствор полимера может вести себя как ньютоновская жидкость, так и как неньютоновская жидкость, для которой характерны начальные градиенты сдвига. Метод может применяться на любой стадии разработки, но так же как и все ФХМ наибольший эффект достигается при применении полимерного заводнения на начальной стадии раз работки. 44 Основные параметры, характеризующие полимерное заводне ние: 1. Фактор сопротивления - определяется отношением под вижности воды и подвижности водного раствора полимера. По фактору сопротивления определяют эффективность полимерного заводнения. Фактор сопротивления (ФС) K= R > l. К На рис. 27 приведена зависимость фактора сопротивления от объемной скорости фильтрации. С увеличением скорости фильт рации фактор сопротивления увеличивается и достигает своего максимального значения за счет увеличения кажущейся вязкости водного раствора полимера. 2. Фактор остаточного сопротивления определяется как - под где Х*° - подвижность воды до закачки полимера; вижность воды после закачки полимера. В табл. 6 приведены условия применимости полимерного за воднения. Основными механизмами увеличения нефтеотдачи при полимерном заводнении являются: - повышение коэффициента охвата пласта по площади: - повышение коэффициента охвата пласта по толщине; - улучшение коэффициента вытеснения. К основным недостаткам полимерного заводнения можно от нести деструкцию полимера: механическая (разрыв молекуд), химическая (взаимодействие с кислородом), микробиологическая (действие бактерий), термическая (разрушение молекул при вы соких температурах). R Рис. 27. Зависимость фактора сопротивления от объемной ско рости фильтрации % 15 30 45 60 v, м3/сут 45 Таблица 6 Критерии применимости полимерного заводнения № п/п Параметр 1 2 Глубина залегания пласта Тип коллектора 3 4 5 Глинистость Толщина пласта Пористость Проницаемость Нефтенасыщенность Пластовая температура Вязкость пластовой нефти Соленость пластовой воды 6 7 8 9 10 Единица измерения м % м % мкм2 % °С мПа-с г/л Критерии применимости 600-2500 Терригенный, карбонатный (поровый) <5 2-20 16-35 0,2-1 >60 <90 3-125 <20 Развитие полимерного заводнения в основном связано с раз работкой технологий изоляции высокопроницаемых обводнившихся слоев и с применением биополимеров. ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ В заводненных пластах, в зависимости от степени его неодно родности, до 50 % могут составлять запасы, не вовлеченные в процесс разработки. На основе физико-химических методов воз действия были разработаны потокоотклоняющие технологии, ко торые направлены на увеличение коэффициента охвата пласта воздействием за счет повышения фильтрационного сопротивле ния в высокопроницаемых слоях (пропластках). Основным объ ектом для применения этих технологий являются слоисто неоднородные пласты. Все потокоотклоняющие технологии осно ваны на создании в высокопроницаемых слоях условий для сни жения в них подвижности воды. Изоляция высокопроницаемых слоев приводит к выравниванию профиля приемистости у нагне тательных скважин и профиля притока у добывающих скважин. Эти технологии направлены на повышение выработки слоисто неоднородных пластов. Потокоотклоняющие технологии можно разделить на две группы: селективные и неселективные. При неселективной изо ляции композиционные системы проникают в пласты независи мо от их насыщенности. Основным условием эффективного при менения этих методов является точное выделение изолируемых интервалов. Наиболее часто используемыми композициями при неселективной изоляции являются цементные суспензии, синте тические смолы и композиции, образующие в пласте закупори вающие экраны. На рис. 28 показан эффект от применения пото46 чш ш Uimumttn tmenmo !!*“ ■•* Ж^*тЬй,й8^!ЙЧ^ЧЯ^ЙР^^Я Рис. 28. Динамика выработки запасов при применении потокоотклоняющих технологий: а - без применения технологий; б - с применением технологии тампонирования коотклоняющих технологий, направленных на изоляцию высоко проницаемых обводненных слоев. При селективной изоляции происходит избирательное воздей ствие на пропластки в зависимости от водонасыщенности. При разбавлении эмульсий «вода в масле» (эмульсия обратного ти па) водой происходит увеличение ее вязкости и устойчивости к разрушению. При разбавлении водой эмульсии «нефть в воде» (прямого типа) ее вязкость уменьшается. Эти свойства вязкоуп ругих систем позволяют использовать их для селективной изо ляции пропластков. Технологии изоляции: 1. СПС - сшитые полимерные системы. Эфир целлюлозы с добавками сшивателя образует гель. В качестве сшивателя могут использоваться поливалентные катионы: Fe3+i А13+, Сгз+. Время гелеобразования можно регулировать. Возможно применение на любой стадии разработки, при любой обводненности; 2. ПДС - полимер-дисперсная система - применяется на поздней стадии разработки; 3. КДС - коллоидно-дисперсная система; 4. ВУС - вязко-упругая система; 5. СОС - структурообразующие составы; 6. С применением биополимеров (полисахаридов); 7. Гелеобразующие системы; 47 8 . С применением пен; 9. Внутрипластовая генерация гелей - пар + гелеобразующая композиция применяется на месторождениях высоковязкой нефти. Геолого-технические мероприятия (ГТМ), направленные на изоляцию обводненных слое, должны проводиться после их вы работки, чтобы не формировать зоны повышенной остаточной нефтенасыщенности. 3.4. МИЦЕЛЛЯРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Метод мицеллярного заводнения был предложен в США в 60-х годах XX века. Мицеллярные растворы - это особые коллоидные системы с крайне низким межфазным натяжением на границе нефть - ми целлярный раствор, ниже 0,01-КГ3 Н/м, что обеспечивает высо кое значение коэффициента вытеснения. Мицеллярные растворы состоят из ПАВ (4-15 %), углеводородов (4-80 %), воды (1095 %), органических стабилизаторов (до 4 %) и электролита (до 1 %). При взаимодействии раствора щелочи с высокоактивной нефтью может происходить образование мицелл. Мицеллы - это агрегаты, состоящие из 20-100 молекул ПАВ, обладающие высо кой стабильностью. Мицеллярные растворы обладают способно стью растворять в себе соответствующие жидкости - мицеллы Рис. 29. Схема процесса мицеллообразования АП набухают, впитывая в себя растворимую жидкость: нефть или воду. Растворение веществ в мицеллах называется процессом солюбилизации. Эффективность мицеллярных растворов связы вают с процессом смешивания остаточной пластовой нефти с мицеллярным раствором. Мицеллы образуются при достижении определенной концентрации мономерных молекул. Такая кон центрация называется критической концентрацией мицеллообразования (ККМ) (рис. 29). Превышение концентрации ПАВ над критическим значением вызывает только увеличение концентрации мицелл. Технология закачки мицеллярного заводнения предусматривает закачку ото рочки объемом 5-10 % и буфера (между оторочкой мицеллярно го раствора и проталкивающей жидкостью). В качестве буфера используется раствор полимера (до 50 % порового объема). При применении мицеллярного раствора можно регулировать его вязкость. Подбирая лучшее соотношение подвижностей «нефть мицеллярный раствор» и «мицеллярный раствор - буфер» мож но увеличить коэффициент охвата. Повышенная минерализация пластовой воды существенно ухудшает вытесняющие свойства мицеллярных растворов. Ми целлярные растворы эффективны в однородных терригенных коллекторах с высокой проницаемостью и вязкостью нефти до 15 мПа-с, неоднородность пласта существенно снижает эффек тивность метода. Температура пласта не должна превышать 90 °С. Контрольные вопросы 1. Механизмы увеличения нефтеотдачи при закачке ПАВ. 2. Какие методы относятся к ФХМ? 3. На какие группы можно разделить ФХМ? 4. На изменение каких свойств направлено применение ФХМ? 5. Что представляют собой молекулы ПАВ? 6 . Какие виды ПАВ существуют? 7. Что называется изотермой сорбции? 8 . Каким уравнением описывается процесс адсорбции? 9. Область применения метода закачки в пласт ПАВ. 10. Основные недостатки метода закачки ПАВ. 11. Какой метод называется щелочным заводнением? 12. Механизм увеличения нефтеотдачи при щелочном завод нении. 13. На что влияет количество кислотных компонентов нефти? 14. Что происходит при образовании в пласте мелкодисперс- 15. Ч т происходит при образовании в пласте грубодисперснои эмульсии? )в. Как влияет неоднородность пласта на эффективность ще лочного заводнения? 17. Механизм увеличения нефтеотдачи при полимерном за полнении. 18. Как определяется фактор остаточного сопротивления? 19. Виды разрушения молекул полимера. 20. Основные технологии полимерного заводнения. 2 |,( V‘общности применения мнцеллярного заводнения. 22. Д ате определение ККМ. 23. Для чего применяют иотокоотклоняющие технологии? 4 РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Значительную долю в трудноизвлекаемых запасах занимает тяжелая (высоковязкая) нефть и битумы, запасы которых по экспертным оценкам составляют около 1 трлн т. На рис. 30 при ведена классификация нефти (используемая в зарубежных ком паниях) в зависимости от ее плотности и вязкости. К легкой нефти относят нефть с плотностью менее 870 кг/м3, к средней - от 870 до 920 кг/м , к тяжелой нефти относят нефть плотностью 920-1000 кг/м3, при этом вязкость нефти может ме няться в пределах от 10 до 100 мПа-с; к сверхтяжелой нефти плотностью более 1000 кг/м3, при этом вязкость нефти изменя ется от 10 0 -10 000 мПа*с. К природным битумам относят слаботекучие или полутвердые смеси углеводородов, плотностью более 1000 кг/м3 при вязкости более 10000 мПа-с. Запасы нефти с вязкостью более 50 мПа-с принято относить к трудноизвлекаемым запасам. В России запа сы тяжелой нефти оцениваются в 9 млрд м3, степень выработанности запасов составляет 14 %. Доля разведанных запасов тяже лой нефти и битума оценивается как 21 и 32 % соответственно. Разработка месторождений с вязкой и высоковязкой нефтью мо жет проводиться как на естественных режимах, так и с примене нием методов воздействия. Разработка месторождений на естест венном режиме может проводиться по следующим технологиям. 1. Карьерный или шахтный способ. Карьерный способ применяется на глубинах залегания до 50 м, основан на экстрагировании углеводородов, что определяет высокий коэффициент нефтеотдачи - до 65-85 %. 2. «Холодные» технологии. Разработка месторождений высоковязкой нефти на режиме истощения ведется с применением горизонтальных или многоза бойных скважин. Технология CHOPS (впервые применена в Канаде в 80-х го дах прошлого столетия) применяется в терригенных коллекторах с высоковязкой нефтью, без ограничения глубины залегания пла51 Плотность Вязкость кг/м3 легкая ОД-1,0 мПа • с 1-100 мПа • с средняя тяжелая 100-1000 мПа • с 4000-10 ОООмПа • с тяжелая (битум) > 10 000 мПа • с Рис. 30. Классификация нефти по плотности и вязкости ста и при отсутствии подошвенной воды. Технология предусмат ривает эксплуатацию скважин при очень высоких депрессиях, приводящих к разрушению слабосцементированного коллектора. Добываемая продукция представляет собой смесь нефти и песка. Коэффициент нефтеотдачи не превышает 10 %. Разработка месторождений с вязкой нефтью (до 100 мПа-c) с воздействием на пласт связана с применением физико-химичес ких методов увеличения нефтеотдачи: закачка растворителей, полимерное заводнение, закачка оторочек ПАВ. Объем оторочки химического реагента составляет от 0,05 до 0,3VnOp при концен трации химического реагента 0,01-5 %. Наиболее эффективными методами воздействия на залежи высоковязкой нефти являются тепловые методы увеличения нефтеотдачи. 4.1. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Применение тепловых методов основано на способности неф тяного пласта накапливать и передавать тепловую энергию. Пе ренос тепла в основном осуществляется за счет теплопроводно сти и конвекции. Рабочим агентом при применении тепловых методов является вода, которая переносит больше тепла, прихо дящегося на единицу массы, чем любая другая жидкость. Свойства воды: - большая объемная теплоемкость; - достаточно высокая вязкость при начальной температуре; - незначительное изменение вязкости при нагреве; - доступность и дешевизна. Вода в качестве рабочего агента при тепловых методах ис пользуется в виде горячей воды или пара. Эффективность тепло вых методов связана с изменением температурного поля пласта. Вектор плотности теплового потока и градиента температуры подчиняется закону Фурье ф = -Xgradf, где ф - плотность теплового потока; X - коэффициент теплопро водности; Т - температура. Пластовая система характеризуется следующими основными теплофизическими характеристиками: Коэффициент теплопроводности определяет количество теп ла в джоулях, проходящего за 1 секунду через 1 м2 в направле нии, перпендикулярном сечению, при градиенте температуры в 1 К/м: л -* . мК Теплопроводность газов увеличивается с ростом температуры, а теплопроводность жидкостей уменьшается. Теплопроводность пород также снижается при росте температуры и зависит от со става и структуры породы. Передача тепла происходит и в ре зультате конвекции - перенос энергии движущимися частицами жидкости и газа. Результатом теплообмена является выравнива ние температуры пластовой системы. Запишем уравнение сохра нения энергии 1 &Г. ах2 дт . . д2т _ „ х ж Р хдх л ет az2 ~ т ' Рпл s t ’ где X - коэффициент теплопроводности; v - скорость фильтра- 53 цшг, сж, гпл - удельная массовая теплоемкость жидкости и поролы; рж, р„л - плотность жидкости и породы; водность пласта (по горизонтали); перенос тепла; спл •Рпл “ dt dZ ” теплопро- дТ у — - конвективный Ш Ш : - теплопотери в окружающие породы; ~ изменение температуры пласта во времени. Удельная объемная теплоемкость пласта СИ ’ Ры = т 'Сж • Р* + (1 - т ) • Сск ' Рек • Теплоемкость — отношение количества тепла, сообщенного (отданного) горной породе к соответствующему изменению тем пературы с-* . дг где AQ - количество тепла в джоулях, необходимое для нагрева ния 1 кг горной породы при изменении ее температуры на 1 гра дус К; АТ - изменение температуры, градусы К, то есть Дж кг к ' Теплоемкость возрастает при увеличении температуры. Температуропроводность. Коэффициент температуропровод ности а определяет скорость перераспределения температуры, измеряется в м2/с. ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ 1. Влияние температуры на вязкость газов может быть описа но формулой ц = Л Т п. Для большинства газов значение п изменяется в интервале 0,7 < п < 1. Для метана в интервале температур от 0 до 500 °С зависи мость примет вид 54 ц = 1,36-10'4 •Г0,77, мПа-c. Изменение вязкости водяного пара при 0 < Г< 400 °С опреде ляется как H = 1,7 10'5 T U16, мПа-c. 2. Зависимость вязкости жидкости от температуры можно за писать в виде в »(Т) = А е т, где А и В - численные коэффициенты. На изменение вязкости жидких углеводородов влияет также количество растворенного в них газа, уменьшение вязкости про исходит и за счет «набухания» углеводородов. Чем больше абсо лютная вязкость жидкости, тем быстрее она снижается при уве личении температуры. Основное снижение вязкости нефти про исходит при температуре до 80 °С. 3. Смачиваемость. Межфазное натяжение на границе нефть вода и величина краевого угла смачивания уменьшаются при росте температуры, а, следовательно, увеличивается смачивае мость водой. 4. Соотношение подвижностей. При увеличении температуры вязкость нефти снижается и соответственно увеличивается ее подвижность. Уменьшение величины соотношения подвижностей приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности. 5. Термическое расширение. где а т~ коэффициент термического расширения, 1/Г; V - удель ный объем; Г - температура. Для идеального газа а г = —, для углеводородов (при 20 °С) а г = 10"3 1/Г, для воды а г = 2 10 1 1/Г, для твердых тел ат * 5 • 10 5 1/Г. 6. Фазовые состояния воды. Вода может использоваться как в жидком, так и в парообразном состоянии. Скрытая теплота па рообразования - это количество тепла, которое необходимо со общить единице массы воды, чтобы перевести ее в парообразное состояние. Теплосодержание пара по сравнению с теплосодержа нием воды выше на величину скрытой теплоты парообразования. Скрытая теплота парообразования равна 539 ккал/кг. 55 Мольная теплота испарения - это количество тепла, которое необходимо сообщить 1 молю жидкости, чтобы перевести его в пар. 7. Окисление углеводородов. Окислителями являются: ки слород воздуха, азот, перекиси и др. Реакции окисления с обра зованием продуктов реакции: СОг или СО, НгО. Все реакции окисления относятся к экзотермическим. Степень влияния различных факторов на эффективность теп ловых методов существенно зависит от плотности (вязкости) нефти (рис. 31). Для менее плотной нефти наиболее существенным фактором, определяющим эффективность тепловых методов, является теп ловое расширение нефти и горной породы. С увеличением плот ности нефти значимость этого фактора снижается при возраста нии роли такого фактора, как снижение вязкости нефти. Увели чение эффективности тепловых методов за счет изменения сма чиваемости также связано с увеличением плотности нефти. Из менение (снижение) величины поверхностного натяжения не за висит от плотности нефти. Классификация тепловых методов: - закачка горячей воды; - закачка пара; - внутрипластовое горение. Закачка горячей воды. К основным механизмам увеличения нефтеотдачи при закачке теплоносителя в пласт относятся: - изменение вязкости нефти и воды (рис. 32, 33); Э Рис. 31. Влияние различных факторов на эффективность тепловых методов в зависимости от плотности нефти: 1 - термическое расширение; 2 - снижение вязкости нефти; 3 - смачиваемость; 4 - величина поверхностного натяжения на границе нефть - вода 56 450 0 50 100 150 200 250 300 Температура, °С Рис. 32. Зависимость вязкости нефти от температуры - изменение фазовых проницаемостей; - тепловое расширение пластовой системы. Для более вязкой нефти характерны и более высокие темпы снижения вязкости при нагреве, вязкость воды снижается в зна чительно меньшей степени. Более резкое снижение вязкости нефти происходит при нагреве до 50-80 °С. Температура, °С Рис. 33. Зависимость вязкости воды от температуры 57 Снижение вязкости нефти, изменение относительных фазовых проницаемостей при нагреве приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности, к снижению скорости фронта вытеснения и к увеличению добычи нефти за безводный период. Закачка пара. Наиболее эффективным рабочим агентом явля ется насыщенный водяной пар высокого давления - 8-15 МПа. Свойства пара отличаются от свойств горячей воды. Тепло содержание (или энтальпия) - это количество тепловой энергии, содержащееся в веществе. Теплосодержание меняется в зависи мости от количества тепла отведенного или переданного системе при постоянном давлении. Теплосодержание воды определяется как где Еп - скрытая теплота парообразования - это количество теп ла, которое необходимо сообщить единице массы воды, чтобы перевести ее в 100 % пар при постоянной температуре, кДж/кг. Зависимость теплосодержания воды и пара от температуры при ведена на рис. 34. При закачке пара в пласт вносится больше тепла, чем при закачке горячей воды. При закачке пара в пласте может происходить процесс дис тилляции - испарение легких фракций углеводородов, перенос их по пласту и конденсация в менее прогретой части. Этот про цесс приводит к снижению вязкости вытесняемой нефти и улучшается (снижается) соотношение подвижностей нефти и воды. Важной характеристикой качества пара является его сухость. Под сухостью пара понимают отношение массовой доли насы щенного пара (Л/п) к массе пара и воды (Мп + Мв): Н Пар Рис. 34. Зависимость теплосодержаТ ния воды и пара от температуры 58 Таблица 7 Критерии применимости закачки пара и горячей воды N8 п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Параметр Глубина залегания пласта Тип коллектора Глинистость Толщина пласта Пористость Проницаемость Нефтенасыщенность Пластовая температура Вязкость пластовой нефти Соленость пластовой воды Единица измерения м % м % мкм2 % °С мПа-с г/л Критерий применимости 30-1500 Терригенный, карбонатный 5-10 >6 18-30 >0,1 >50 <50 50-1500 <20 Сухой пар переносит большее количество теплоты, чем влаж ный. При значении сухости пара 0,8 пар содержит 80 % паровой фазы и 20 % воды. Объем, занимаемый единицей массы пара в 25-40 раз больше, чем объем, занимаемый единицей массы воды. Для определения температуры насыщения в зависимости от пластового давления можно воспользоваться формулой i 0,257 7 ^ 0 0 = 100 " \Ро If где р ~ пластовое давление; ро - атмосферное давление. Влияние различных факторов на нефтеотдачу при вытеснении нефти паром: - снижение вязкости нефти - до 30 %; - эффект термического расширения - до 8 %; - эффект дистилляции - до 9 %; - эффект газонапорного режима - до 7 %; - эффект увеличения подвижности нефти - до 10 %. Для оценки перспективности применения закачки теплоноси теля в пласт в конкретных геолого-физических условиях опреде лены критерии применимости, представленные в табл. 7. ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ Разработка нефтяных месторождений с применением внутри* пластового горения (ВГ) была впервые предложена А.Б. Шейн* маном в 30-х годах XX века. Метод внутрипластового горения основан на инициировании экзотермических окислительных ре59 акции при закачке в пласт воздуха и характеризуется сложными физико-химическими процессами. Внутрипластовое горение при меняется для разработки месторождений с вязкой, высоковязкой нефти и битума. При реализации ВГ используется тепловая энергия, получаемая при окислении тяжелых фракций нефти, часто называемого «коксом». Вытеснение нефти происходит за счет комплексного воздействия паром, горячей водой, газами го рения, растворителями, ПАВами и др. ТЕХНОЛОГИИ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ 1. Закачка оторочки горячей воды или пара. Оторочка теплоносителя -* это объем специально подготов ленной и нагретой до определенной температуры воды. Объем оторочки рассчитывается в долях порового объема пласта. За оторочку теплоносителя принимается оторочка, не превышающая ЗУпор. Оторочка теплоносителя продвигается по пласту холодной водой. Вода, предназначенная для создания оторочки, требует специальной подготовки: - удаления взвешенных частиц, - смягчения воды, - удаления растворенных газов. Также для закачки в пласт возможно применение геотермаль ных вод. При закачке в пласт пара в поровой среде происходит течение трехфазной смеси: пара, воды и нефти. В зоне существования пара (при наличии газовой фазы) может происходить переход легких фракций нефти в газовую фазу. Пар при закачке конден сируется, и нефть может испаряться только в очень узкой зоне несконденсировавшегося пара. В менее прогретой части пласта (зона конденсации) легкие фракции нефти вновь возвращаются в жидкое состояние. Нефть обогащается этими легкими фракция ми по сравнению с начальным составом и становится менее вяз кой и более подвижной. Эти процессы называются процессом дистилляции. Дистилляция - процесс испарения легких фракций углеводорода, их конденсация в менее прогретой части пласта и растворение в нефти начального состава. Размеры этой зоны со временем увеличиваются. Остаточная нефть становится более тяжелой, более вязкой или твердой, практически нерастворимой. При закачке теплоносителя в пласте образуются два фронта: фронт вытеснения и тепловой фронт. За счет прогрева скелета породы тепловой фронт отстает от фронта вытеснения а следова тельно, большая часть тепла остается за фронтом вытеснения. Такое соотношение скоростей фронта вытеснения и теплового фронта определяет «запаздывание» эффекта при применении 60 тепловых методов, то есть время получения технологического эффекта связано со временем прогрева пласта. Такая зависимость определяет необходимость определения изменения температурного поля пласта при закачке теплоноси теля. Расчет температурного поля пласта при закачке в пласт на гретой воды. Для расчета технологических показателей разра ботки используются специальные программные продукты, учи тывающие процессы, происходящие в пласте при закачке тепло носителя. Расчет изменения температуры пласта при закачке го рячей воды можно проводить по аналитической модели, разрабо танной Ловерье для линейной модели пласта. Модель описывает процесс изменения температуры при закачке горячей воды. На рис. 35 показаны различные зоны пласта, образующиеся при за качке в пласт горячей воды. При расчете теплового поля пласта необходимо учитывать те пловые потери: - в подводящих трубопроводах, - в нагнетательных скважинах (теплопотери по стволу сква жины оцениваются в 3 % на каждые 100 м длины); - в окружающие пласт породы. Рис. 35. Зоны пласта, образующиеся при закачке горячей воды:^ 1 ~ прогретая часть пласта, зона вытеснения нефти горячей водой; 2 - зона вы теснения нефти холодной водой; 3 - зона первоначального состояния пласта; 7о начальная пластовая температура; Тмк - температура закачки теплоносителя 61 Модель Ловерье ы(с, x) = erfc •Ф -т пли м(4, т) = erfc(.v) • а(т - 4), где erf(.r) - интеграл вероятности, erfc(x) - 1 - erf(x), а ц _ Г(г,0 -Го т° -т0 ’ где Г(г, t) - температура в некоторой (г) точке пласта в момент времени £; Г0 - начальная пластовая температура, К; Г° - темпе ратура закачиваемого теплоносителя, К; Ь = ^ fin-; с к1Рк1 ст(т - £) - единичная функция: при т > £ а = 1 ; при т < £ ст = 0. Для радиального течения формула получена Г.Е. Малофеевым: ^ _ 4я^г2 ЯжРжсж^ где #ж - темп закачки горячей воды в пласт, м3/сут; kn, k\ - теп лопроводность пласта и окружающих пород, Вт/м-К; рж, рп, pKi плотность закачиваемой жидкости, пласта и окружающих пород, кг/м3; сж, с„, сК1 - удельная массовая теплоемкость закачиваемой жидкости, пласта и окружающих пород, кДж/кг-К; /г - толщина пласта, м; т_ с пР пЛ2 ‘ Равенство т = £ является условием нахождения теплового фронта (рис. 36). Скорость движения теплового фронта в шесть и более раз меньше скорости движения фронта вытеснения. Для определения теплового поля при закачке оторочки теп лоносителя можно воспользоваться методом суперпозиции: и(£, х) = jerfc erfc 2^ (т - т, - %) а(т-у . а(т - т, - у , где ii - время закачки холодной воды. 62 Рис. 36. Условие нахождения тем пературного поля пласта при закач ке теплоносителя: т = при т > 4 — прогретая часть пласта, при т < £ — непрогретая часть пласта Для оценки эффективности закачки теплоносителя принят коэффициент теплоиспользования п _Оакк Жак ’ который определяется как отношение количества тепла, аккуму лированного в пласте к количеству тепла введенного в пласт. В приведенной формуле Оакк “ накопленное тепло в пласте, Озак “ закачанное в пласт тепло. Изменение температурного поля пласта во времени, рассчи танное по модели Ловерье, показано на рис. 37. При закачке в пласт оторочки пара в пласте образуются че тыре характерные зоны (рис. 38): в зоне 1 температура практиче ски не меняется, только на границе с зоной 2 она несколько снижается. В зоне 1 сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Объем этой зоны постоянно увеличивается. 300-1 250 \ 200 £ 5 150 I §100 н 50 0 0 2 0 4 0 6 0 8 0 100 150200250300 Расстояние от нагнетательной скважины, м Рис. 37. Изменение положения температурного фронта через 1, 10 и 15 лет после начала закачки горячей воды 63 oZ Z Z Z Z Z ZZZZZZZZ X T 0 S2 1 x О x Рис. 38. Распределение водонасыщенности, температуры и паронасыщенности пласта: 1 - зона пара; 2 - зона конденсации пара; 3 - зона горячей воды; 4 - зона холод ной воды Зону 2 называют зоной конденсации, где при контакте с ненагре той частью пласта и нефтью пары воды и легкие углеводороды конденсируются. Это приводит к увеличению водонасыщенности пласта и изменению (уменьшению) вязкости нефти. В зоне 3 происходят те же процессы, что и при вытеснении горячей водой. Зона 4 соответствует первоначальной насыщенности пласта. Оценочный расчет расхода топлива на производство теплоно сителя можно провести по формуле д . D111 1 1 1 <2 л ’ где В - расход топлива на выработку теплоносителя, т/час; D расход пара (или горячей воды) на одну скважину, т/час; К коэффициент, учитывающий расход теплоносителя на собствен ные нужды парогенератора; i„ - энтальпия пара (или горячей воды), ккал/кг; i - энтальпия воды, ккал/кг; Q - теплотворная способность топлива, ккал/кг; т| - КПД парогенератора. Оценку эффективности паротеплового воздействия можно провести по отношению количества пара, закачанного в пласт для получения одной тонны нефти. Если это отношение не пре 64 вышает 4 т на 1 т нефти, то технология считается эффективной. Плотность сетки скважин при закачке в пласт пара обычно не превышает 4 га/скв. Аналитическая модель Маркса-Лангенхейма может быть использована для исследования процессов, происхо дящих при закачке в пласт как пара, так и горячей воды, и опре делить тепловые потери в окружающие слои с разными тенлофизическими свойствами. Модель не учитывает теплоиеренос за счет теплопроводности и конвекции, принято, что все тепло ак кумулируется в зоне с постоянной температурой. Площадь прогретой части пласта можно определить как 4 <«-тй?(лА/г+2 Д-1} где Яг = 4„ (с ,Д Г „ + ЕПХ П), где АГ = (Гп - Г 0), т - *VtPi f А2(с„Р„)2 ’ где 5„ - площадь прогретой части пласта при закачке пара; q7 темп закачки тепла. 2. Пароциклическая закачка. Эта технология предусматривает закачку теплоносителя (па ра) в добывающую скважину и состоит из нескольких циклов (рис. 39): закачки пара; выдержки скважины; отбора нефти. При пароциклическом воздействии, после периода выдержки, получают нефть, обогащенную легкими фракциями углеводоро дов. Остаточная нефть может снижать проницаемость среды. Продолжительность второго периода (период паропропитки) за висит от следующих факторов: режима разработки пласта, вели чины пластового давления, объема закачки и сухости пара, теп лоемкости пласта и пластовых флюидов. С увеличением темпе' ратуры интенсивность капиллярной пропитки возрастает. Количество циклов и их продолжительность зависят от свойств пласта, пластовой нефти и теплоносителя. Применение глубокопроникающих тепловых обработок на всей плошали ме сторождения может рассматриваться как метод увеличения неф теотдачи. 3. Импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ). Тех нология предусматривает закачку оторочки теплоносителя опре деленными порциями, каждая из которых иродвигаетгя по ила5. Зад. 19577 *5 Рис. 31). Циклы и зоны, образующиеся в niacie при циклической обработке призабойной ионы добывающей скважины: 1 фл 1.1 jifiwt'iKU ппра, 2 <)«а.i;i выдержки; 3 - фаза отбора; 4 - зона первоначап.иот состяипн niacift (зона высоковязкой нефти); 5 - зона закачиваемого нарл, б зоин юричсп волы или конденсации пара; 7 прогретая зона пласта (конвективный перенос м н ja/r 8 зона отмьпой чапи пласта; 9 - зона конден<tfpoB.iHiioio плра и остаточной нефти; 10 зона прогретой нефти cry холодной водой. При закачке оторочки пара и протал кивании гс длительное время холодной водой приводит к существенному охлаждению илапа. Охлаждение пласта влечет за собой локаль ное* падение плапового давления, а охлаждение призабойной :ioiiM Hameia Mvibiioii скважины может привести к снижению ее присмистсти. Ьолее эффективной технологией является попе ременная закачка пара и воды за счет более равномерного проipeiia пласта и снижения скорости фильтрации пара по наиболее проницаемым слоям (не происходит прорыва пара), более равно мерное дии/кение фронта вытеснения. Технология эффективно применяется н карбонатных коллекторах за счет более полного о х в а т пласга (матрицы) теплом. При выборе технологии закачки теплоносителя необходимо учии.тать природные особенности эксплуатационного объекта: строение плас га, условия залегания нефти, вязкостные характе ристики, л mo. Iого-физические свойства коллекторов, оказываюmm* доминирующее влияние на процесс и конечные результаты разработки. Модификацией этой технологии является технология ИДТВ с паулами - ПДТВ (П). Продолжительность паузы при цикличе№ ской закачке определяется фильтрационно-емкостными свойст вами пласта и связана со временем восстановленшя пластового давления при остановке скважин. По оценкам увеличение нефте отдачи за счет пауз увеличивается на 1 0 -1 1 %. Применение технологий ИДТВ и ИДТВ (П) не позволяет осуществить полномасштабное тепловое воздействие на всю за лежь с равномерным прогревом пласта. Эти технологии относят ся к категории ресурсосберегающих. На рис. 40 показано изменение температуры призабойной зо ны в период закачки пара и изменение нефтенасыщен пости в период отбора нефти. 4. Парогазовое воздействие. Нагнетание дымовых газов, воз духа, диоксида углерода или метана вместе с паром проводится с целью компенсации значительного снижения объема пара при его конденсации. Технология направлена на увеличение ко эффициента вытеснения нефти, понижение паронефтяного и во донефтяного факторов за счет снижения вязкости нефти, терми ческого расширения и химических реакций газа с фракциями нефти. 5. Закачка пара в водоносный пласт. Тепло подается в ниже лежащий водонасыщенный пласт (пропласток) небольшой тол щины для предварительного прогрева нефтенасыщенного пласта за счет проявления механизма теплопроводности. Приемистость нагнетательных скважин, вскрывших водонасыщенную часть пласта, выше, чем в нефтенасыщенной части. В прогретом неф тенасыщенном пласте происходит снижение фильтрационного а б Рис. 40. Изменение температурного поля пласта (в) и нефтенасышенности (б) при пароциклической обработке призабойной зоны добывающей скважины 67 сопротивления (в 10 раз) и в дальнейшем пар начинает посту пать в нефтенасыщенный пласт, что создает условия для гидро динамического вытеснения высоковязкой нефти. Паронефтяное отношение может составлять 5-6 т/т. 6 . Закачка пара с различными добавками (полимеры, щелочь, пена, растворитель). Закачка полимеров проводится для изоля ции высокопроницаемых пластов для предотвращения прорыва пара, улучшает соотношение подвижностей нефти за счет ее на грева и вытесняющего агента, увеличивающего свою вязкость при добавке полимера. Закачка растворителей (жидкие углеводо родные соединения) вместе с паром приводит к дополнительно му снижению вязкости нефти, при этом растворители не должны приводить к выпадению асфальтенов. 7. Внутрипластовое горение (внутрипластовое горение с пен ными системами). Метод характеризуется сложными физико-химическими про цессами, происходящими в пласте. Технологии внутрипластового горения: сухое горение, влаж ное горение, сверхвлажное горение. При влажном и сверхвлажном внутрипластовом горении вме сте с воздухом закачивается вода для снижения температуры на фронте горения. Увеличение нефтеотдачи при внутрипластовом горении про исходит в основном за счет снижения вязкости нефти, увеличе ния объема нефти за счет нагрева и растворения в ней диоксида углерода, дистилляции. Нефтеотдача может достигать 60 %. Инициирование горения: закачка воздуха с самовоспламене нием нефти, закачка воздуха и подача тепла с помощью забой ных электронагревателей. Скорость окислительных реакций (закон Аррениуса): Е wo = ао Ро е КТ, где во, п - коэффициенты, определяемые экспериментальным путем; р0 - парциальное давление кислорода в воздухе; Е - энер гия активации; R - газовая постоянная; Т - температура. Температура при сухом и влажном горении может достигать 500~350 °С, при сверхвлажном горении - 200-300 °С. Ширина фронта горения может составить от 2 до 110 см, ско рость фронта горения изменяется от 2,4 до 30 см/сут. Для реали зации технологий внутрипластового горения необходимо созда вать высокие давления закачки и низкие забойные давления в добывающих скважинах, что приводит к прорыву рабочих аген тов. Процесс окисления сопровождается выделением большого количества диоксида углерода, что способствует увеличению 68 объема нефти и снижению ее вязкости. Этот метод эффективен и в карбонатных коллекторах. На рис. 41 показаны зоны, которые формируются в п.таете при внутрипластовом горении. Непосредственно к нагнетатель ной скважине примыкает выжженная зона, через которую фильтруются рабочие агенты: вода и воздух. Следующая зона фронт горения, где происходят высокотемпературные окисли тельные реакции. Для поддержания процесса горения в пласте должно образовываться достаточное количество тяжелых фрак ций нефти, которое зависит от содержания в нефти асфальтенов, смол и тяжелых углеводородов. В паровой зоне фильтруется нефть, газы, легкие углеводороды и пар. Температура в паровой зоне в основном зависит от величины пластового давления. Пе ред зоной пара формируется зона конденсации. В этой зоне при снижении температуры происходит конденсация пара. Горячая вода, легкие углеводороды, газы горения вытесняют нефть. Вы тесненная нефть формирует вал нефти - зону с повышенной нефтенасыщенностью. Область перед нефтяным валом занимают газы горения, вытесненная нефть и связанная вода, эта зона гра ничит с зоной начальной пластовой температуры. При горении Рис. 41. Распределение зон в пласте при внутрипластовом горении: 1 - выжженная зона; 2 - зона воздуха и водяного пара; 3 - зона горения (фронг горения); 4 - зона пара; 5 - зона конденсации и зона горячей воды; 6 т л нефти (зона повышенной нефтенасыщенноети); 7 - зона газов горения; 8 - и.и мета тельная скважина; 9 - добывающая скважина. № образуются ПАВ, альдегиды, спирты, которые способствуют об разованию эмульсий. Влажное и сверхвлажное горение характеризуется водовоз* душным отношением, которое определяется для каждого кон кретного условия (обычно от 1 до 5 м3 воды на 1000 нм3 воз духа) X_ VВОДЫ Vвозд 8. Применение горизонтальных скважин. При закачке пара в горизонтальные нагнетательные скважины увеличивается зона дренирования и зона контакта пара с высоковязкой нефтью, что приводит к увеличению коэффициента охвата пласта тепловым воздействием. На рис. 42 приведено изменение температурного поля пласта при обработке паром ПЗ горизонтальных скважин. В последнее время создано много технологий, направленных на использование горизонтальных скважин при реализации в пласте внутрипластового горения и закачке пара на месторожде ниях сверхвязкой нефти и битума. Одной из таких технологий является технология гравитаци онного дренажа при закачке пара (SAGD). В соответствии с технологией SAGD бурятся две горизон тальные параллельные скважины, вышележащая горизонтальная скважина является нагнетательной, нижележащая - добывающей. Вследствие более низкой плотности по сравнению с другими фа зами происходит расширение паровой зоны вверх и в сторону. На границе паровой зоны (паровой камеры) пар конденсируется при передаче тепла нефти (битуму), которая движется под дей ствием собственного веса вместе с конденсировавшимся паром вниз к добывающей скважине (рис. 43). Нефть (природный би тум) и горячий конденсат отбираются нижней горизонтальной добывающей скважиной. Расположение нагнетательной скважи ны на максимально возможном расстоянии от добывающей уве личивает время разогрева участка пласта между горизонтальны ми стволами, необходимое для создания гидродинамической свя зи и снижает темп отбора нефти. Уменьшение расстояния между скважинами приводит к усложнению контроля и регулирования закачки пара по длине ствола. Эффективность метода зависит от вертикальной составляющей проницаемости и толщины коллек тора. По опыту применения этой технологии расстояние между двумя параллельными горизонтальными стволами должно со ставлять около 5 м. Нефтеотдача может достигать 50 %. Технология ES-SAGD предусматривает совместную закачку 70 Рис. 42. Распределение температуры в пласте при обработке паром призабой ной зоны горизонтальных скважин пара и углеводородного растворителя в верхнюю горизонтальную скважину. В качестве растворителя используется пропан или бу тан или комбинация легких углеводородов. Возможно достиже ние КИН до 60 °6, но при низких темпах извлечения нефти. Технология VAPEX основана на базе технологии SAGD, но вместо закачки пара проводится закачка газообразного раство рителя. Новая технология внутрииластового горения THAI преду сматривает закачку воздуха в вертикальную скважину и добычу нефти из горизонтальной скважины. Фронт горения создается в месте окисления «сжигания» части нефти, выделенное тепло прогревает пласт, снижает вязкость нефти и под силой тяжести она «стекает» в горизонтальную добывающую скважину. 9. Термогазовое воздействие - метод основан на нагнетании воздуха в пласт с температурой пласта свыше 60-G3 °С и содер71 Рис. 43. Схема технологии SAGD я $ 'Зона нагрева воздуха *. S’ Зона начальной температуры Кислород Рис. 44. Механизм вытеснения нефти при термогазовом воздействии (по мате риалам ОАО «РИТЭК»): а - распределение температуры в пласте; б - схема распределения фаз жащий легкую нефть. В пласте происходят низкотемпературные окислительные процессы с выделением большого количества га зообразных продуктов. Газ, как правило, полностью смешивается с вытесняемой нефтью, увеличивая коэффициент вытеснения. Этот метод также может применяться в низкопроницаемом кол лекторе. Механизм вытеснения нефти при термогазовом воздей ствии показан на рис. 44. 10. Термошахтный способ. Уникальная технология впервые применена на Ярегском месторождении, позволившая увеличить КИН до 60 %. Основным условием применения этой технологии является неглубокое залегания пласта. В качестве паронагнета тельных скважин используются крутонаклонные и горизонталь ные скважины, расположенные на расстоянии 20-25 м и вскры вающие большую часть тектонических нарушений. Контрольные вопросы 1. За счет каких процессов происходит передача тепла в пла сте? 2. Механизмы увеличения нефтеотдачи при закачке в пласт теплоносителя. 3. Классификация тепловых методов. 4. Какие параметры характеризуют оторочку теплоносителя? 5. Основные технологии тепловых методов. 6. Где происходят теплопотери? 7. Какой процесс называется «дистилляцией»? 8. Когда применяется формула Ловерье? 9. Размеры какой зоны можно определить по формуле Маркса-Лангенхейма. 10. Что характеризует технологическую эффективность закач ки пара? 11. Сколько и какие циклы можно выделить при пароцикли ческой закачке? 12. Какие существуют ограничения по геолого-физическим параметрам для применения тепловых методов? 13. Какими свойствами должен обладать теплоноситель? 14. В каких температурных интервалах происходит значи тельное снижение вязкости? 15. Какие существуют технологии внутрипластового горения? 5 ГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Для поддержания пластового давления на нефтяных залежах, еще до применения заводнения, с 1917 г. применяли закачку га за. Закачка газа в пласт позволяла поддерживать дебиты скважин и повышать нефтеотдачу пологозалегающих пластов на 5-10 %, а крутозалегающих пластов - на 15-25 % по сравнению с режимом растворенного газа. После широкого применения заводнения в нефтяных пологозалегающих пластах было установлено, что газ является менее эффективным рабочим агентом, чем вода. Основ ными причинами низкой эффективности закачиваемого газа яв ляется его малая вязкость, которая в 10-15 раз ниже вязкости воды а, следовательно, его высокая подвижность, которая приво дит к быстрому прорыву в добывающие скважины по высоко проницаемым слоям, резкому снижению дебитов скважин по нефти и низкому охвату пласта процессом вытеснения. В заводненных пластах для довытеснения остаточной нефти могут применяться методы, использующие рабочие агенты, кото рые способны растворяться в нефти, не образуя границу раздела между рабочим агентом и нефтью и сводящие до нуля поверхно стные силы. К таким методам относятся газовые методы увели чения нефтеотдачи. Область применения газовых методов: - низкопроницаемый коллектор; - высокообводненные пласты; - глубокозалегающие пласты; - вязкие нефти; - подгазовые зоны. Классификация газовых методов: - закачка углеводородных газов (сухой и обогащенный газ); - закачка неуглеводородных газов (диоксид углерода, азот, продукты сгорания); - водогазовое воздействие (последовательная, попеременная, совместная закачка). Газовые методы могут применяться на любой стадии разра ботки. Выбор технологии во многом определяется источником 74 газа и термобарическими пластовыми условиями. Источниками газа могут быть природные залежи, отходы химического произ водства, переработка дымовых газов. При получении диоксида углерода из дымовых газов удаляют метан, углеводороды Сз+ и сероводород. 5.1. ЗАКАЧКА ДИОКСИДА УГЛЕРОДА В 1932 г. было впервые сообщено о применении диоксида уг лерода СОг для увеличения нефтеотдачи пластов на месторож дении США. Диоксид углерода может находиться как в жидком, так и в газообразном состоянии. Критические значения давления и температуры СОг равны 7,28 МПа и 31 °С соответственно. При закачке диоксида углерода пластовое давление должно быть более 6 МПа. Диоксид углерода характеризуется следующими свойствами: 1. Диоксид углерода растворяется в воде, что приводит к уве личению ее вязкости примерно на 30 %. С увеличением минера лизации воды растворимость в ней диоксида углерода снижается. 2. При взаимодействии СОг с водой образуется угольная ки слота Н2СО3, которая может растворять некоторые виды цемента и карбонатные породы, что приводит к увеличению проницаемо сти. 3. Диоксид углерода растворяется в нефти, что приводит к уменьшению ее вязкости, причем тем значительнее, чем больше начальная вязкость. 4. Растворимость диоксида углерода в нефти приводит к уве личению объемного коэффициента нефти до 1,5-1,7. 5. Небольшое увеличение плотности нефти на 2-3 %. Одно временно с увеличением объема нефти суммарный объем нефти и газа уменьшается. При дальнейшем увеличении концентрации газа плотность нефти снижается. При увеличении давления и при уменьшении температуры растворимость СОг в нефти и воде увеличивается. На раство римость диоксида углерода в нефти влияет ее масса - с умень шением массы нефти растворимость СОг увеличивается. Раст воримость диоксида углерода в воде зависит от содержания со лей, с увеличением солености воды растворимость газа снижа ется. При закачке в пласт диоксида углерода применяются сле дующие технологии: непрерывная закачка газа; оторочка газооб разного СОг; оторочка жидкого СОг (до пластовой температуры 31 °С); циклическая закачка газа и воды (ВГВ). Все технологии могут быть реализованы в виде смешивающе75 гося или несмешивающегося вытеснения. Наиболее эффективной технологией закачки газа является смешивающееся вытеснение. Под смешивающемся вытеснением понимают полную взаимную растворимость нефти и газа, при этом отсутствуют силы поверх ностного натяжения на границе фаз. Этот процесс происходит в пласте при последовательном многоконтактном обмене компо нентами между нефтью и газом. При этом нефть отдает часть компонентов газу, который становится обогащенным. Составы фаз становятся одинаковыми, и поверхность раздела между ними исчезает. При этом коэффициенты вытеснения могут достигать значения 0,95-0,98. При постоянной температуре существует та кое минимальное давление, при котором газ может неограничен но растворяться в нефти, это давление называется давлением смешивания. Давление смешивания зависит от термобарических условий пласта и от состава нефти. Чем легче нефть и чем больше в ней ароматических углеводородов, тем меньше значе ние давления смешивания. Для определения, какой процесс вы теснения нефти газом может быть реализован в данных геолого физических условиях, необходимо оценить степень взаиморастворимости пластовой нефти и вытесняющего газа. Минимальное давление смешивания увеличивается с ростом температуры, плотности и вязкости нефти, молекулярной массы Сб~Сзо. Ми нимальное давление смешивания уменьшается со снижением ко личества фракций Сб-Сзо, с увеличением содержания SO* уменьшением содержания метана и азота. Коэффициент вытес нения нефти при закачке газа зависит от давления (рис. 45). При минимальном давлении смешиваемости (ММР - minimum miscibility pressure) наблюдается излом кривой Кът = f(p). Если из лома не видно, то за ММР принимают давление, при котором коэффициент вытеснения составляет Квт = 95 %. Таким образом, чем выше отношение ММР к среднепластовому давлению, тем выше значение коэффициента вытеснения и, соответственно, больший эффект будет достигаться от применения газовых мето дов. Оптимальными являются объекты, у которых отношение ММР/р„л>1. Технология, как правило, применяется в глубокозалегающих 76 пластах, в низкопроницаемом и насыщенном маловязкой нефтью коллекторе. Полное взаимное смешивание может быть обеспече но при давлении более 10 МПа. В СОг могут растворяться углеводородные компоненты от Се до С30, что определяет возможность вытеснения высоковязкой нефти. При несмешивающемся вытеснении в пласте происходит трехфазная фильтрация: нефть - вода - газ, характеризующаяся повышенным фильтрационным сопротивлением, а коэффициент вытеснения значительно ниже. При смешивающемся вытеснении нефтеотдача в среднем увеличивается на 9,7 %, а в случае несмешивающегося вытеснения - на 6,4 %. В определенных термобарических условиях могут существо вать различные системы: 1. Двухфазная: с < с(р, 7), Ф < <р*(р, 7), где с у ф* - предельные концентрации газа в водной и нефтяной фазах. 2. Трехфазная: с > с'(р, 7), Ф> Ф*(р, 7). Механизм увеличения нефтеотдачи: • изменение вязкости нефти и воды (улучшение соотношения подвижностей); • увеличение объемного коэффициента нефти (объемное вы теснение); • снижение межфазного натяжения на границе нефть - вода (улучшение нефтеотмывающих свойств). Закачка диоксида углерода может применяться в обводненных пластах, увеличивая смачиваемость поровой среды водой и улучшая условия доотмыва пленок нефти. К недостаткам метода можно отнести: - снижение коэффициента охвата; - при неполной смешиваемости с нефтью переход в газовую фазу легких фракций углеводородов; - коррозия скважин; - проблемы утилизации газа. Важным недостатком метода закачки в пласт диоксида угле рода является осаждение асфальтенов в пористой среде, что при водит к снижению подвижности нефти и приемистости нагнета77 Таблица 8 Критерии применимости закачки диоксида углерода № п/п Параметр 1 Глубина залегания пласта 2 Тип коллектора Глинистость Толщина пласта Пористость 6 Проницаемость 7 Нефтенасыщенностъ 8 Пластовая температура 9 Вязкость пластовой нефти 10 Соленость пластовой воды 3 4 5 Единица измерения м % м % мкм2 % °С мПа-с г/л Критерии применимости >1500 Терригенный, карбонатный (поровый) <10 2,5-20 10-35 0,002-0,2 >40 10-120 1-1000 <350 тельных скважин. Чем больше в нефти содержится асфальтенов и чем ниже проницаемость, тем быстрее снижается подвижность нефти. На эффективность закачки в пласт диоксида углерода влияет минералогический состав горной породы. При взаимодей ствии диоксида углерода с отдельными составляющими горной породы могут образовываться водонерастворимые соли, что при водит к значительному снижению проницаемости пласта. В табл. 8 приведены критерии применимости закачки в пласт диоксида углерода. На рис. 46 приведена схема вытеснения неф ти при закачке в пласт диоксида углерода. Так как смачивающая фаза движется по наиболее - мелким порам или находится в ви де пленки в более крупных, то несмачивающая фаза движется, в основном, по центру более крупных пор. Это приводит к тому, что для одного и того же значения насыщенности относительная фазовая проницаемость будет выше для несмачивающей фазы и ниже - для смачивающей. Кривые относительных фазовых про ницаемостей для нефти и воды в гидрофобной и гидрофильной средах могут иметь различную форму: - для нефти: вогнутую - для гидрофобной среды, выпук лую - для гидрофильной среды; - для воды: выпуклую - для гидрофобной среды, вогнутую для гидрофильной среды. Если поверхность пор смачивается менее вязкой жидкостью, которая может образовать тонкую пленку, то сосуществующая с ней фаза будет двигаться быстрее, чем без существования такой пленки. Этот эффект называется «эффектом смазки». Для гид рофобных пород значение водонасыщенности на фронте вытес нения меньше, чем для гидрофильных пород, скорость движения скачка насыщенности выше а следовательно, безводный период 78 Рис. 46. Схема вытеснения нефти диоксидом углерода: 1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - проталкивающая жидкость (вода): 4 - газ (ССЬ); 5 - вода; б - газ; 7 - зона смешения; 8 - вал нефти; 9 - зона начального состояния пласта эксплуатации будет меньше. При вытеснении нефти газом мик ропузырьки газа могут адсорбироваться на поверхности и зани мать существенный объем порового пространства, снижая радиус пор, а мелкие поры могут быть полностью закупорены. Эффективность вытеснения нефти газом будет зависеть от наличия достаточного количества ПАВ в нефти: - если содержание ПАВ мало - то микропузырьки газа объе диняются в самостоятельную подвижную фазу, которая опережа ет нефть и в добывающих скважинах происходит прорыв газа: - достаточное содержание в нефти ПАВ препятствует объеди нению газовых пузырьков в самостоятельную фазу и приводит к образованию пены. 5.2. ЗА К А Ч К А А ЗО ТА Закачка азота применяется с начала 70-х годов XX века. Ме ханизм вытеснения нефти азотом во многом совпадает с меха низмом закачки диоксида углерода, но обладает некоторыми осо бенностями. Полная смешиваемость азота с нефтью достигается при больших давлениях - более 35 МПа. Давление при разра ботке должно быть выше 20 МПа. Азот является более доступ ным и дешевым газом, чем диоксид углерода, некоррозионно 79 Таб ли ца 9 Критерии применимости закачки азота № п/п Параметр 1 Глубина залегания пласта 2 Тип коллектора Пластовое давление Толщина пласта Пористость 6 Проницаемость 7 Нефтенасыщенность 8 Пластовая температура 9 Вязкость пластовой нефти 10 Соленость пластовой воды 3 4 5 Единица измерения м МПа м % мкм2 % °С мПа-с г/л Критерии применимости 2000-5200 Терригенный, карбонатный (поровый) 30-56 4,8-240 4-33 0,01-2 68-125 1-10 <350 активен, но азот недостаточно хорошо смешивается с нефтью. В легкой нефти растворимость азота равна 35-45 м3/м 3, в тяжелой нефти - растворимость составляет 15-25 м3/м 3. Закачка азота может применяться при вертикальном вытеснении нефти газом, в глубокозалегающих пластах и при содержании в нефти больтого количества легких углеводородных компонентов, а также на залежах с аномально высоким пластовым давлением. При закач ке азота происходит испарение легких компонентов нефти и вы теснение нефти сформированным «валом» легких углеводородов. Азот может использоваться в качестве заменителя углеводород ного газа, при создании газовой репрессии на пласт. Условия применения метода определены при недостаточном объеме ин формации по действующим проектам (табл. 9). К основным недостаткам метода можно отнести вязкостную и гравитационную неустойчивость. При совместном применении с ПАВ в пласте образуются двухфазные пены, снижающие фазо вую подвижность газа. Вместо азота можно применять дымовые газы, которые на 80 % состоят из азота. 5.3. ЗАКАЧКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ Закачка газа высокого давления применяется с 1949 г. при вытеснении остаточной нефти в обводненных пластах. Наиболее дешевым из углеводородных газов является растворенный газ, содержащий не менее 15 % промежуточных углеводородов (С2-С 4). Эффективность вытеснения во многом определяет ся составом газа: чем больше этан-пропан-бутановых компонен тов, тем выше эффективность. При закачке газа высокого давле ния часть газа растворяется в нефти, а часть нефтяных компо- нентов испаряется в газовую фазу. Составы и свойства фаз ме няются, в пласте образуется смесь углеводородов переменного состава. Закачка сухого газа - метана применяется на месторождениях с маловязкой нефтью. Давление нагнетания изменяется в пре делах 2 5 -4 5 МПа. При закачке жирного газа (С 4 - С 5 ) - газ со держит более 2 0 % пропана, давление закачки должно превышать 15 МПа. Добавка в сухой газ промежуточных углеводородов позволяет получить обогащенный газ и достичь полного смеши вания с нефтью при давлении от 10 до 20 МПа. Чем выше пла стовое давление, тем более дешевый газ рекомендуется приме нять. Отрицательными факторами, влияющ ими на эффективность газовых методов, являю тся низкая плотность и вязкость газа, приводящие к вязкостной и гравитационной неустойчивости. При применении газовых методов достигаются высокие значения коэффициента вытеснения при низких значениях коэффициента охвата. 5.4. ПРИМЕНЕНИЕ РАСТВОРИТЕЛЕЙ Растворители - это сложные углеводородные жидкости, со стоящие из углеводородных газов, бензина, конденсата и т.д. В качестве растворителей могут применяться широкие фракции легких углеводородов (Ш Ф Л У ). Начало применения углеводородных растворителей в качестве буфера между нефтью и закачиваемым газом относится к 50-м годам XX века. Применение растворителей направлено на изменение ф и зи ческих свойств взаиморастворимых жидкостей. На границах раз дела неф ть-растворитель и сухой газ-растворитель должно про исходить неограниченное смешивание. Процесс вытеснения про исходит без образования двухфазной области. Д ля выполнения этого условия углеводородные газы должны находиться в пла стовых условиях в жидкой фазе. Значение пластовой температу ры должно быть ниже значения критической температуры, а пла стовое давление должно быть выше давления упругости пара закачиваемого углеводорода. В качестве растворителя обычно используются пропан-бутановые смеси, доля которых в Ш Ф Л У составляет не менее 60 %. Первоначальная граница раздела раз мывается и превращается в зону перемешивания за счет дейст вия молекулярной диффузии и механического перемешивания в порах. При этом коэффициент вытеснения может стремиться к единице. 6. З ак. 10577 81 У р ав н е н и е д и ф ф у з и и и м еет ви д с{ дл ел сх где г - удельная концентрация растворителя в смеси н еф ть-рас творитель; D - коэф ф ициент диф ф узии, которы й включает в себя: - молекулярную диф ф узию — определяется хаотическим дви жением молекул смеш ивающ ихся газов; - конвективную диф ф узию - определяется различием истин ных скоростей движ ения частиц газа в порах пласта и зависит: - от средней скорости движ ения контакта смеш иваю щ ихся га зов (гг), определяемой как отнош ение скорости ф ильтрации (и) к пористости ( т ) v. »• = —; т - от различия вязкостей смеш иваю щ ихся вы тесняю щ ей и вы тесняемой жидкостей. Применение IIЮ Л У возможно на риф овы х месторождениях для увеличения коэфф ициента вытеснения. О торочка раствори теля в основном состоит из пропана и бутана. Технология преду сматривает закачку оторочки с последую щим проталкиванием углеводородным газом. Объем оторочки составляет не менее 0,05 V„op, расчетное увеличение нефтеотдачи может составить 0,232-0,327 (месторож дения Б аш кирии). Ж идки е углеводород ные растворители также могут применяться при разработке неф тяных оторочек газоконденсатных месторож дений и для извлече ния выпавшего конденсата. В области контакта с газом вязкая нефть, содерж ащ ая значи тельное количество природных ПАВ, «вспенивается», то есть про исходит процесс насыщ ения газом, который находится в виде микропузырьков, покрытых сольватной оболочкой. В пласте формируется мелкодисперсная смесь. Благодаря вспениванию нефти значительно снижаю тся силы поверхностного натяжения на границе газ-неф ть и, следовательно, увеличивается коэф ф и циент вытеснения. Если концентрация м икропузы рьков газа в нефти превышает некоторую критическую величину, то все мик ропузырьки объединяю тся, ф орм ируя сплош ную ф азу свободного газа, обладающую высокой подвижностью . П роисходит прорыв газа к забою добывающей скваж ины. Д опроры вны й объем газа определяется максимально возмож ной («критической») концен трацией микропузырьков газа в нефти. В состав сольватной обо лочки входят ПАВ, содерж ащ иеся в нефти: асф альтены , смолы и парафины. Если в нефти содерж ится значительное количество 82 ПАВ, то сольватная оболочка микропузырьков упрочняется, что значительно увеличивает их критическую концентрацию. Допрорывный объем газа возрастает на объем микропузырьков, окклю дированных в нефти. Чем выше концентрация ПАВ, тем больше допрорывный объем газа, а прорыв газа наступает при большем объеме закачки. Средние и тяж елы е нефти, в которых содержится значитель ное количество природных ПАВ, вспениваются в присутствии газа. Наибольш ая кратность пены (отношение объема вспененной нефти к ее исходному объему) достигается при температурах около 5 0 -6 0 °С. Повышение температуры позволяет также избе жать проблемы образования кристаллогидратов в нагнетательных линиях. 5.5. ВОДОГАЗОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ (ВГВ) Водогазовое воздействие (ВГВ) применяется как третичный метод разработки нефтяных месторождений с 1957 г. (месторож дение N orth Pembina, Канада). В России история реализации водогазовых методов превышает 40 лет. Метод водогазового воз действия предусматривает закачку в пласт в различных сочета ниях воды и газа. Газ может применяться как углеводородный, так и неуглевородный. К первым технологиям водогазового воз действия относится карбонизированное заводнение - поперемен ная закачка диоксида углерода и воды. Технологии водогазового воздействия: - смешивающееся вытеснение; - несмешивающееся вытеснение; - попеременная закачка оторочек воды и газа; - сочетание ВГВ с пенообразующими полимерами. Технологии по месту образования водогазовой смеси можно разбить на три группы: ■ совместная закачка воды и газа с образованием водогазовой смеси на устье скважины; ■ совместная закачка воды и газа с образованием водогазовой смеси в стволе скважины; ■ совместная закачка воды и газа с образованием водогазовой смеси в пласте. При реализации метода водогазового воздействия можно применять сухой (метановый) и обогащенный промежуточными компонентами (С г-С б) углеводородный газ, а также диоксид уг лерода (СО г), азот (N 2 )» дымовые и другие газы или их смеси. При совместной закачке газ и вода нагнетаются в пласт, образуя водогазовую смесь. 83 Эффект от применения ВГВ: - выравнивание профиля вытеснения; - увеличение коэффициента охвата. ВГВ обеспечивает увеличение коэффициента охвата по тол щине при вытеснении нефти водой и уменьшение остаточной нефтенасыщенности при вытеснении газом. Изменение коэффи циента вытеснения зависит от различных факторов, определяе мых как фильтрационными свойствами пористой среды для во ды, нефти и газа при их совместном и раздельном течении, так и физико-химическим взаимодействием между водой, нефтью, га зом и коллектором. Продолжительность эффекта от применения ВГВ связано с размерами и длительностью сохранения двухфазной области: во да и газ, которая обеспечивает проявление комбинированного эффекта. В гидрофильной среде газ движется по наиболее круп ным порам, в то время как вода будет стремиться занять более мелкие поры и вытеснять из них нефть. При ВГВ должно быть обеспечено равномерное распределение газа по пласту, с тем, чтобы движение газа и воды шло с одинаковой скоростью. При реализации ВГВ необходимо контролировать подвижность газа, препятствуя формированию сплошной газовой фазы. Газ должен находиться в виде микропузырьков, которые частично могут ад сорбироваться на стенках поровых каналов и увеличивать под вижность нефти (эффект газовой смазки). Наличие микропу зырьков газа в воде приводит к увеличению ее вязкости, что также увеличивает коэффициент охвата. Вытеснение нефти водогазовой смесью происходит более эф фективно за счет изменения формы относительных фазовых проницаемостей воды, газа и нефти. На продолжительность эф фекта существенное значение оказывает процесс сегрегации: раз деление двухфазной области на воду и газ, стремящиеся занять различные зоны пласта (рис. 47). Размер двухфазной области можно оценить используя гравитационное число Стоуна (VGR) Cuh ApÎ где - радиус зоны водогазовой смеси, м; и - скорость фильтрации; h - толщина пласта, м; Ар - разность плотностей воды и газа; kvy km, k4 - проницаемость пласта по вертикали, от носительные фазовые проницаемости для воды и газа; L - рас стояние между скважинами, м; ц*», \х,g - динамическая вязкость воды и газа, сПз; С - коэффициент для перевода в систему СИ, ( 0 , 1 0 2 с-с/м). 84 ~ У ~ Ц ~ _________ Время Рис . 47. Принципиальная схема водогазового воздействия Силы вязкостного трения долж ны быть больше, чем гравита ционные силы V G R, в этом случае сегрегация ф аз не будет происходить пока двухф азная, дисперсная зона не достигнет добывающей скваж ины . С оотнош ение объема закачанного С О 2 и воды изменяется от 1:3 до 1:1. Зоны , образую щ иеся в пласте при ВГВ, показаны на рис. 48. М еханизм увеличения нефтеотдачи: уменьш ение неоднород ности ф ильтрационного потока, увеличение коэфф ициента охва та (по сравнению с газовыми методами) и коэфф ициента вытес нения (по сравнению с заводнением). К оэф ф ициенты вы теснения, определенные по керну, при сравнении сущ ественно отличаю тся: коэф ф ициент вытеснения водой равен - 0,624; коэф ф иц иен т вытеснения газом - 0,778, ко эф ф ициент вы теснения водогазовой смесью - 0,95. К основным недостаткам метода можно отнести: - сущ ественное уменьш ение приемистости нагнетательных скважин как по воде, так и по газу за счет сниж ения фазовой проницаемости в призабойной зоне. Д ля газа приемистость скважины сокращ ается в 8 - 1 0 раз, но воде - в 4 - 5 раз; - гравитационная сегрегация. Гравитационное разделение газа и воды в пласте может сниж ать эф ф ективность вытеснения неф ти и охвата пласта процессом на 1 0 - 2 0 % в зависимости от неод нородности пласта и соотнош ения вязкостей нефти и воды; 85 Рис. 48. Схема вытеснения нефти водогазовым воздействием: 1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - водогазовая зона; 4 - газ (ССЬ): 5 - водогазовая зона; 6 - газ; 7 - зона смешения; 8 - вал нефти; 9 - зона начального состояния пласта - трудности в регулировании и контроле скорости ф ильтра ции газовой фазы; - гидратообразование в призабойной зоне нагнетательных скважин; - высокая стоимость компрессорного оборудования. Интенсивность гравитационной сегрегации зависит от скоро сти фильтрации; от вертикальной составляю щ ей проницаемости. При реализации метода ВГВ на месторож дениях с вы соковяз кой нефтью, содержащей природные ПАВ, возмож но образование пен, снижающее приемистость скважин. Закачиваем ая вода мо жет иметь температуру 5 0 -6 0 °С. О бразование пены такж е приТ а б л и на 10 Критерии применимости водогазового воздействия п/п Параметр Единица измерения Критерии применимости 1 2 3 4 Глубина залегания пласта Тип коллектора Пластовое давление Толщина пласта Пористость Проницаемость \ 1ефтенасыщенность Пластовая температура Вязкость пластовой нефти Содержание асфальто-смол ис тых веществ м >1800 Терригенный, карбонатный 15-18 2-19 10-35 0,02- 0,8 >40 >50 1- 10 <10 м> 5 6 7 8 9 10 86 МИа м °/ /О мкм2 % °С мПа-с % Т а б л и ц а 11 Критерии применимости водогазового воздействия с ценообразованием № п/п Параметр Единица измерения 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Глубина залегания пласта Тип коллектора Пластовое давление Толщина пласта Пористость Проницаемость Нефтенасыщенность Пластовая температура Вязкость пластовой нефти м МПа м % мкм2 % °С мПа-с Критерии применимости Нет ограничений Терригенный, карбонатный Нет ограничений 2-20 10-35 0,004-0,8 >40 <100 5-100 водит к улучшению условий вытеснения нефти водогазовой сме сью за счет снижения фазовой проницаемости для газа и сохра нения фазовой проницаемости для нефти, что приводит к улуч шению соотнош ения подвижностей газа и воды. В табл. 10 и 11 приведены критерии применимости водогазово го воздействия и водогазового воздействия с пенообразованием. Технические требования, предъявляемые к оборудованию при реализации водогазового воздействия: герметичность оборудова ния (давление на устье может достигать 14 МПа), высокий газо вый фактор - до 2 0 0 0 м3/ м 3, наличие источника газа. Контрольны е вопросы 1. Назовите области применения газовых методов. 2. Основные механизмы увеличения нефтеотдачи при закачке диоксида углерода. 3. Чем отличаются технологии смешивающегося и несмешивающегося вытеснения? 4. О бъясните механизм «газового подшипника» 5. Как влияет наличие ПАВ на процесс вытеснения нефти га зом. 6 . От каких параметров зависит реализация в пласте смеши вающегося вытеснения? 7. Какое давление называется давлением смешивания? 8 . От каких параметров зависит эффективность водогазового воздействия? 9. На что влияет процесс сегрегации при водогазовом воздей ствии? 10. Объясните влияние вертикальной проницаемости на эф фективность водогазового воздействия. 11. Можно ли рассчитать показатели разработки нефтяного месторождения с применением газовых методов, используя мо дель непоршневого вытеснения? 87 6 ПРИМЕНЕНИЕ ПЕН Использование пены в качестве вытесняющего агента было предложено Фридом в 1961 г. (С Ш А ) и Л.В. Лютиным в 1964 г. (С С С Р). Пены в пористой среде образуются при прокачке газа через пористую среду, насыщенную пенообразующей жидкостью, обычно это растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ). Пены используются для изоляции порового пространства. Эф фективность их применения увеличивается с ростом неоднород ности пласта и вязкости нефти. Пены - это газожидкостное образование, которое относится к дисперсным системам (одна фаза жидкая, другая фаза - внут ренняя - газообразная) и представляет собой множество газовых пузырьков, распределенных в жидкой среде. Размеры капелек и пузырьков газа не превышают нескольких десятых микрона. Чистые жидкости не вспениваются, так как их пленки мгновен но разрушаются. Добавки поверхностно-активных веществ в вод ную фазу уменьшают величину поверхностного натяжения рас твора. Обе системы не стабильны и могут расслаиваться (если это эмульсия) или разрушаться (если пена). Выделяют два вида пен: 1. Эмульсия газа в жидкости, которая представляет собой сферические пузыри, рассеянные в объеме жидкой фазы. 2. Системы пузырей, разделенные тонкими пленками, обра зующие достаточно правильные решетки. Пленка - это слой вещества, растекающегося по поверхности, толщина этого слоя достаточно мала, следовательно, гравитаци онными эффектами можно пренебречь. Монослой - это пленка, толщина которой соответствует раз меру всего одной молекулы. Бислойная пленка - пленка, толщи на которой достаточна для образования двух независимых по верхностей раздела (ж идкость-пленка, пленка-воздух), характе ризуемых собственным поверхностным натяжением. Свойства воды в тонких слоях и узких порах существенно отличаются от свойств воды в объеме. Тонкие слои воды обладают повышенной вязкостью, примерно на 50 %, но ее движение, в основном, под чиняется закону Дарси. 88 Т онкие пленки, разделяю щ ие пузы ри, назы ваю тся лам еллам и. Обычно пузы ри имею т ф орм у м ногогранников (п оли эдры ) и бывают различны м и по размерам. П ри неравенстве давлений в пузырях лам еллы могут искривляться. Д аж е в упорядоченны х пенах, которы е образованы однородны м и пузы рям и, и которые характеризую тся одинаковы м газовым давлением , лю бы е изм е нения ф ормы пузы ря приводят к росту количества больш их пу зырей за счет меньш их пузырей. Этот процесс назы вается оствальдовским огрублением пены. Пена является неравновесной терм одинам ической системой, но м гновенная конф игураци я системы считается равновесной в текущ ем поле давления. П ри нято считать, что текущ ее поле давления в пузы рях определяет геометрию пены. Л ам еллы (тонкие пленки) цепляю тся за ж идкость на поверхности зерен горной породы и блокирую т поровые каналы. Заперты м и являю тся лиш ь пути для газа, а смачиваю щ ая ж идкость дви ж ет ся по поровым каналам так, как будто пены вообще не сущ ест вует. С труктура пены характеризуется микрогеометрией. Д ля раз личных пен справедлив закон П лато (1 8 4 3 -1 8 6 9 гг.): 1. Сухие пены с м алым содерж анием жидкости. Л ам еллы ор ганизуют многогранную ячеистую структуру. В одном ребре од новременно всегда сходятся три и только три грани (лам еллы ), каждая пара образует двугранны й угол в 120°. М есто сты ка ламелл (образованное трем я разделяю щ им и перегородкам и) назы вается границей П лато. Ребра (границы П лато) соединяю тся в узлах реш етки и образую т группу по четыре ребра в каждой вершине многогранника. Ребра в узлах располагаю тся под рав ными углами М аралди - 109°28'16". Границы Плато образую т сеть каналов для транспортировки ж идкости через пену. Три пу зырька образую т механически устойчивую систему. 2. В лаж ны е пены с толсты ми ламеллами. Толсты е пленки между пузы рям и имею т тенденцию вы ж имать из себя ж и д кость, такая пена яв л яется неустойчивой. Н аиболее устойчи вой является пена, образованная нью тоновскими черными плен ками. Если при добавлении какого-либо растворимого вещ ества по верхностное натяж ение ж идкости сниж ается, то это вещ ество должно адсорбироваться на поверхности (по уравнению Гиббса). При достаточной адсорбции на поверхности образуется мономолекулярны й слой растворенного вещ ества (которы й можно рас сматривать как пленку). СТРУКТУРА ПЕН О днородная нена с плоскими лам еллам и (рис. 49) Vri Г2 ) где р л - давление в ламелле; р г - давление газа в пузырях; ст поверхностное натяжение; г, - радиус кривизны мениска; р ж гидростатическое давление в ж идкости. Между границей Плато и лам еллам и сущ ествует разность давлений, то есть ж идкость долж на вы ж иматься из лам елл к гра ницам Плато. Ж идкость будет вы текать до тех пор, пока проти воположные поверхности каждой лам еллы не «почувствуют» друг друга. При создании пен использую тся ПАВ с концентрациям и, не обходимыми для создания мицелл (К К М - критическая концен трация мицелообразования). Н аиболее значительны е изменения ф изических свойств соответствую т области ККМ . Происходит образование больш их заряж енны х частиц - мицелл. При концен трациях выше ККМ в растворы переносятся нерастворимые в обычных условиях органические молекулы. Рис. 49. Однородная пена: - радиус кривизны мениска; р л — давление в ламелле; р , —давление в газовом пузыре; р„ - давление в канале Плато г, 90 При использовании ионно-активных ПАВ отталкивание поверхностеи ламелл предотвращает разрыв пленок. Расклиниваю щее давление (в устойчивых пенах) действует в ламеллах и уравновешивает давление в газовой и жидкой фазах. Расклинивающ ее давление (Б.В. Дерягин, 1939) - это избы точное давление по поверхности пленки (перекрытие областей действия молекулярных сил со стороны пленок) р ж= р кП. К апиллярное давление оказывается сбалансированным рас клинивающим давлением П(/г). Рс = П(й), где h - толщ ина пленки. Избыточное давление, которое необходимо приложить для обеспечения равновесной толщины тонкого слоя жидкости (пленки), отличное от давления в объемной жидкой фазе, из ко торой образована эта пленка, называется расклинивающим дав лением. При небольшом уменьшении внешнего давления происходит утолщение жидкой прослойки и установление нового равновес ного состояния при большей толщине пленки. В пенах, когда тонкая ж идкая пленка находится между твердой поверхностью и газообразной фазой, расклинивающее давление П(А) равняется разности между давлением на поверхность прослойки р\ и дав лением в объемной фазе ро, служащей продолжением прослойки П(А) = р , - Р о - Расклинивающее или дополнительное давление может быть как положительным (отталкивание поверхностей пленок), так и отрицательным (притягивание поверхностей). Величина допол нительного давления зависит от: - физико-химических свойств пленки (жидкости); - физико-химических свойств окружающей среды (твердое тело). Вблизи гидрофобных поверхностей плотность воды понижена и давление на стенки меньше давления ро в объемной жидкой фазе и гидрофобные поверхности в воде будут притягиваться. При этом вода самопроизвольно будет выдавливаться из такой прослойки. Вблизи гидрофильных поверхностей плотность воды будет повышена и давление на стенки будет выше ро> при этом будет происходить увеличение сил отталкивания при утоньшении пленки воды, что способствует устойчивости тонких пленок воды на гидрофильных поверхностях. При образовании ньютоновских 91 черных пленок пены наиболее устойчивые. Устойчивость пен зависит от термодинамического состояния индивидуальны х ламе. 1. 1. 6.1. СВОЙСТВА ПЕН В ПОРИСТЫХ СРЕДАХ Пена в пористых средах обладает уникальной структурой и реологическими свойствами. Способы образования пен в порис той среде: 1. Закачка объемной пены. 2. Закачка газа через пористую среду, насыщ енную раствором ПАВ. С труктура иены зависит от размера пор: - если размер пузыря много меньше, чем размер отдельной поры, то пена не отличается от объемной пены; - если размер пузыря больш ой, то пена в пористой среде представляет собой систему тонких ж идких пленок - ламелл, перегораживающих газовые каналы. Мри отсутствии внеш них ограничений поверхность раздела газовой и жидкой фаз стремится принять форму, обладающую минимальной свободной поверхностной энергией. В присутствии твердой фазы меж ф азная граница между двумя жидкостями принимает форму, равновесие и устойчивость которой зависит от геометрии подложки и меж фазных свободных энергий поверхно стей, разделяю щ их различные фазы. П ленка Г1АВ, добавляемого для стабилизации эмульсии, является дуплексной, что приводит к различным значениям величины поверхностного натяж ения внутренней и внешней поверхностей пленки. С труктурированны е пены - это пены, в которых все пу зыри ограничены дискретными ламеллам и и стенками пор (рис. 50). Такие пены обладают сильны ми блокирую щ им и свой ствами. Виды пен: 1. Ш аровая - пена состоит из почти сф ерических пузырьков, разделенных толстыми пленками жидкости. 2. П олиэдрические - пена состоит из газовой ф азы разделен ной на ячейки тонкими пленками или перегородками. Ячейки имеют форму многогранника. Предельное капиллярное давление - давление, возникаю щ ее с увеличением доли газа в потоке при постоянном расходе газа, при котором происходит процесс огрубления пены. В «погиб шей» ламелле вся жидкость из границ П лато переходит в пленочное состояние. Критическое значение капиллярного дав ления - это давление, при котором лам еллы пены мгновенно 92 Рис. 50. Структурированная пена лопаются. З а счет гидродинамической неустойчивости смачи вающие пленки вновь ф ормирую т ламеллы. Происходит процесс «рождения и гибели» лам елл в зависимости от изменения ка пиллярного давления. Д ом инирую щ им механизмом генерации пены (при внутрииоровом образовании пены ) является механизм капиллярно гидродинамической неустойчивости, который ответствен за бло кирующ ий эф ф ект. В больш ей степени капиллярно-гидроди намическая неустойчивость проявляется в горловине поры - в наиболее узкой ее части. Н еустойчивость пены связана с образо ванием линзы в горловине поры при прорыве газа в пору, насы щенную смачиваю щ ей жидкостью. Вещество, помещ енное на поверхность раздела может образо вать линзу. Л и н за - это толсты й слой пленки определенных размеров, ф орм а которой обусловлена силами притяж ения. Газо вый пузы рь внедряется в пору, оставляя на стенках горловины поры пленку смачиваю щ ей жидкости. Пузырь имеет сф ериче скую ф орму, характеризую щ ую ся минимальной площадью по верхности для данного объема. Чем меньше пузырь, тем больше разность меж ду давлением воздуха внутри пузыря и снаружи. При прохож дении через узкую часть поры радиус кривизны пу зыря будет все время м еняться. В переходной зоне между двумя 93 фазами имеется поле электрических и молекулярных сил, зату хающее при углублении в каждую из смежных фаз. Эти силы называются поверхностными. При существовании равновесия тонких прослоек между фазами отсутствует перекрытие зон дей ствия поверхностных сил. Давление в пленке равно давлению в объемной фазе, частью которой и является пленка за счет дейст вия законов гидростатики. При утоныиении прослойки одной фазы между двумя смежными фазами наступает перекрытие пе реходных зон. Гидростатическое давление в тонкой пленке отли чается от давления в смежной объемной фазе, из которой она образовалась. В тонкой прослойке при термодинамическом рав новесии с объемной фазой действует добавочное давление (рас клинивающее). В сужениях поровых каналов существует опас ность разрыва пленок. Структура жидкостей вблизи твердых поверхностей отличает ся от свойств объемной фазы: до нескольких молекулярных сло ев для простых жидкостей, для анизотропных жидких кристал лов - до нескольких микрометров, вода занимает промежуточное положение. Под действием потока жидкости крупные капли диспергируе мой фазы вытягиваются. Цилиндрический столбик жидкости, длина которого превышает длину окружности, неустойчив и раз рушается на неравные части. Длинные столбики или струйки жидкости распадаются на ряд мелких капель. В качестве стабилизации эмульсии добавляют твердые части цы (порошки, глину). При конечном краевом угле между твердой частицей и двумя жидкими фазами на поверхности раздела жид кость - жидкость частица занимает устойчивое положение, что бы удалить ее требуется затратить работу. Д ля устойчивости пе ны также вводят ПАВ. Пены более устойчивы при применении природного газа. Выделяются два фактора, влияющих на структурирование, ус тойчивость и разрушение пены: 1 ) обезвоживание пены приводит к утоныиению и разрыву пленок; 2 ) диффузия газа между соседними пузырями. Разрушение пены - это процесс понижения поверхностной свободной энергии системы. 6.2. МЕХАНИЗМЫ РАЗРУШЕНИЯ ПЕНЫ 1. Старение (разрушение) эмульсий: — расслоение эмульсии с дальнейшим образованием двух сло ев жидкостей; 94 - деэмульгирование. 2. Обращение эмульсий. Утоньшение пен. Толщ ина пленок настолько мала, что на всех длинах волн видимой области в результате интерференции света, отраженного от задней и передней поверхностей пленки, свет гасится. Толщ ина наиболее тонкой черной пленки «45 А°. Осушение пен. В результате выдавливания жидкости из пленки на границу Плато пленочные перегородки становятся все тоньше и разрываются. Если разрушаются самые верхние ячейки, то объем пены непрерывно уменьшается. Если разрушаются внутренние перегородки, то газовые ячейки становятся все больше, а плотность пены уменьшается. Устойчивость пены. Характеристики устойчивости пены сопротивление механическому воздействию, определяющее упру гость пленки. Упругость пленки - способность пленки менять свое поверхностное натяжение в момент наложения растягиваю щего или сжимающего усилия. При растяжении поверхности концентрация ПАВ в пленке падает и, следовательно, возрастает величина поверхностного натяжения, что препятствует разрыву пленки. Качественно время жизни пены зависит от скорости утоныления, устойчивости тонких пленок по отношению к испа рению и механическому воздействию. Устойчивость пены зави сит от плотности пузырьков, упругости пленки и поверхностного натяжения. Твердые частицы (глины) служат стабилизатором пены. ПОВЕРХНОСТЬ РАЗДЕЛА ТВЕРДОЕ ТЕЛО - ГАЗ Все газы при температуре ниже критической адсорбируются на твердой поверхности - процесс физической адсорбции, кото рый приводит к изменению структуры поверхности адсорбента » = / 0 ь Т), где v — количество адсорбированного вещества в см / г (приве денное к нормальным условиям). Изотерму адсорбции опреде ляют экспериментально *> = / г 0 0 - Динамику процесса определяет время адсорбции. При действии сил притяж ения между молекулой и твердой поверхностью, среднее время жизни молекулы на поверхности равно т = т0 е х р л г , где х0 - время молекулярного колебания, от 1 0 " 13 до 1 0 * 12 с; Q энергия взаимодействия молекулы с поверхностью. Концентрация молекул на поверхности определяется как Г = Zx, где Г - концентрация молекул на поверхности, м оль/см 2; Z число молей газа, сталкивающихся с одним квадратным санти метром поверхности за одну секунду. Число молекул, упавших на поверхность и прилипших к ней, равно частоте столкновений молекул с поверхностью. По мере заполнения монослоя все больше молекул попадает на занятые участки и отскакивает от поверхности. Изотерма Лэнгмюра не описывает образование полимолекулярных слоев. Кратность пены. Кратность пены можно определить как от ношение объема образовавшейся пены к первоначальному объе му жидкости где Wn - объем пены; W* - объем жидкости. Для Северо-Комсомольского месторождения К п = 1,14 (при Т = 60 °С), для Харьягинского месторождения К п = 1,37 (при Г = 36 °С), для Западного месторождения К п = 1,3 (при Т = = 60 °С). Плотность пены. Плотность пены зависит от плотности газа, плотности жидкости и кратности пены. Плотность пены опреде ляется как Рп = Р г + ^ . Кп где рп, рг, рж ~ плотности пены, газа и жидкости соответственно. Дисперсность пены. Дисперсность сферической пены харак теризуется средним размером пузырька где 5 средняя толщина жидкостных пленок в пене; dn - диа метр газового пузыря. 96 Технологии закачки пены. Пены могут быть образованы как в пласте, так и на поверх ности. Стандартный состав пены включает в себя: щелочь, полимер, ПАВ и природный газ, образованная пена характеризуется сверх низким поверхностным натяжением. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет увеличения объ емного коэффициента охвата. При составе пены, включающей щелочь и неиогенные ПАВ при концентрации более 0,3 % (весовых) резко увеличивается способность к пенообразованию. Поверхностное натяжение меж ду нефтью и водой ниже, чем между газом и водой. Эффективность применения пены характеризуется фактором сопротивления и определяется как отношение давлений при за качке пены и при закачке воды. При закачке пен нефтеотдача может увеличиться до 30 % по сравнению с заводнением. Эффективность возрастает при увели чении начальной нефтенасыщенности и при увеличении концен трации полимера, который увеличивает стабильность пены. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи, основанных на закачке газа (закачка воздуха, диоксида углерода и др.) во многом зависит от применения пен. Пены применяются для снижения подвижности газа, снижая газопроницаемость среды на два-три порядка. При отсутствии пены неблагоприятное соотно шение подвижности и плотности закачиваемого газа и нефти приводит к низким коэффициентам нефтеотдачи. Контрольны е вопросы 1. Что называется пеной? 2. Виды пены. 3. Могут ли вспениваться чистые жидкости? 4. Что называется ламелами? 5. Какой процесс называется Оствальдовским огрублением пены? 6 . С какими процессами связано разрушение пены? 7. Что служит стабилизатором пены? 8 . За счет каких факторов увеличивается коэффициент неф теотдачи при применении пен? 9. Что такое кратность пены и какие значения она может принимать? 10. От чего зависит структура пены? 7. З ак. 10577 7 МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ Применение микроорганизмов для закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи был предложен в 1926 г. Бекманом. В России первые работы по применению м икробиологических ме тодов проводились в 50-х годах XX века. Разрабаты вается два направления микробиологических методов, различаю щ ихся ме стом образования микроорганизмов: - использование микроорганизмов в пласте, полученных на поверхности; - развитие микроорганизмов в пластовы х условиях. Технологии различаю тся по способу введения питательного вещества - мелассы и микроорганизмов: - циклическая закачка микроорганизмов и питательного ве щества с последующей закачкой воды; - однократное введение больш ого объема питательного рас твора и микроорганизмов. К лассификация микроорганизмов: У В О Б - угдеводородокисляю щ ие бактерии (аэробы ) Б Б - бродильные бактерии (аэробы и анаэробы ) М О Б - метанобразующ ие бактерии (анаэробы ) С В Б - сульфатвосстанавливаю щ ие бактерии (аэробы ). Особенностью метода является возмож ность его применения в пластах с высокой степенью выработки запасов при заводне нии. Э ф ф ективность микробиологических методов основана на комплексном воздействии продуктов метаболизма: биоПАВ, ор ганические растворители (спирты ), газы ( С 0 2, N 2, С Н 4), кисло ты. Эти продукты изменяю т ф изико-хим ические свойства нефти. В пласте происходит сниж ение меж ф азного натяж ения на грани це неф ть-вода, происходит эм ульгирование нефти, снижается вязкость остаточной нефти. М етод характеризуется быстрым получением результата при незначительных затратах. Основным недостатком метода являет ся использование анаэробных микроорганизмов, что приводит к их неконтролируемому развитию в системе сбора и хранения 98 Рис. 51. Схема вытеснения нефти при активации микрофлоры пласта: 1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - закачиваемая вода; 4 - зона образования УВОБ (углеводородокисляющих бактерий) - аэробы; 5 зона ББ (бродильных бактерий) - аэробы и анаэробы; 6 - зона МОБ (метанобразующие бактерии) - анаэробы; 7 - зона СВБ (сульфатвосстанавливающие бактерии) - аэробы; 8 - вал нефти. Зоны 1 -7 - область биореактора нефти. Схема вы теснения нефти при применении технологии активации естественной м икроф лоры пласта приведена на рис. 51. В табл. 12 приведены критерии применимости микро биологических методов. Т а б л и ц а 12 Критерии применимости микробиологических методов № п/п Параметр Единица измерения Критерии применимости 100-4000^ Терригенный, карбона гный (поровый) >1 18-30 >0,05 >25 <80 1-100 <300 1 2 Глубина залегания пласта Тип коллектора м 4 5 6 7 8 9 10 Толщина пласта Пористость Проницаемость Нефтенасыщенность Пластовая температура Вязкость пластовой нефти Соленость пластовой воды м % М КМ -’ ОО °С мПас г/л 8 РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Газонефтяное месторождение (Г Н М ) - это неф тяное место рождение с газовой шапкой. В нефтегазоконденсатны х месторо ж дениях (Н Г К М ) содержание углеводородов в газовой фазе превышает их содержание в ж идкой фазе. Газовая ш апка может содержать различное количество конденсата и переходить в категорию газоконденсатонефтяны х месторож дений (Г К Н М ). В табл. 13 приведен примерный состав газа газоконденсатного ме сторождения. Конденсат - это природная смесь углеводородных соедине ний, растворенных в газе при определенных термобарических условиях и переходящ их в ж идкую ф азу при сниж ении давления ниже давления конденсации. Конденсат характеризуется содер жанием фракций УВ С 5 +. При подсчете запасов конденсата вы деляют месторождения с содержанием конденсата: менее 25 г/м 3 (низкоконденсатны е), от 25 до 100 г /м 3 (среднеконденсатны е), от 100 до 500 г /м 3 (вы сококонденсатны е) и более 500 г /м 3 (уни кальные). Д ля нефтегазоконденсатного месторож дения важной характе ристикой является конденсатогазовый ф актор, определяю щ ий отношение количества конденсата в граммах или см 3 в одном кубическом метре газа где М к ~ содержание конденсата; М г - 1 м 3 газа. Содержание конденсата изменяется в ш ироких пределах - от 2 до 1400 см Ум3. В залеж ах с неф тяны м и оторочками содержа ние С5+ составляет не менее 80 см 'ум 3. К газонефтяным месторож дениям относятся такие крупные месторождения как Самотлор, Ф едоровское, Л янторское, к неф тегазоконденсатным - Среднеботуобинское, Я рактинское и др. В нефтяной части I Н М находится нефть с растворенным в ней газом и связанная вода, а в газонасы щ енной части - газ с растворенным в нем конденсатом и связанная вода. 100 Т а б л и ц а 13 Примерный состав газа газоконденсатного месторождения N° п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Компонентный состав Компонент Доля, % моль Азот + гелий + др. Диоксид углерода Сероводород Метан Этан Пропан Изобутан Нормальный бутан Остаток, Cs+ Всего 3,798 0,809 0,399 86,260 1,576 0,634 0,152 0,350 6,022 100,00 Запасы углеводородов, находящиеся в нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных месторождений, относятся к трудноизвлекаемым запасам. Основные типы нефтяных оторочек приве дены на рис. 52. И звлекаемые запасы нефти в таких месторожде ниях оцениваются в 20 % от всех извлекаемых запасов России, КИН нефтегазовых месторождений в среднем составляет 1015 % (нефтяны е оторочки могут не разрабатываться). Система разработки ГНМ во многом зависит от размеров нефтяной оторочки. Эксплуатация вертикальных скважин приво дит к формированию конусов газа и воды при эксплуатации скважин при значительных депрессиях, а следовательно, и при значительных газовых факторах и неэффективном использова нии пластовой энергии газовой шапки. При отборе нефти из нефтенасыщенной части пласта происходит прорыв газа из газо вой шапки, что приводит к увеличению газонасыщенности в нефтяной оторочке. Отбор нефти и газа из газовой шапки при водит к снижению в ней пластового давления и к смещению нефтяной оторочки в газоконденсатную часть пласта. Происхо дит смещение (поднятие) газонефтяного контакта (ГНК). По ме ре снижения пластового давления газоконденсатная и нефтена сыщенная части пласта претерпевают существенные изменения. «газ Рис. 52. Основные типы нефтяных оторочек: й а - краевая; б - краевая с чисто нефтяной зоной; в - с подошвенной водой 101 В газоконденсатной части пласта происходит увеличение насы щенности жидкой фазой за счет выпадения конденсата, которая остается неподвижной за счет низкой фазовой насыщенности, занимая не более 12-15 % порового объема. В нефтенасыщенной части происходит дегазация нефти и увеличение насыщенности газовой фазой за счет выделения растворенного в нефти газа, свободная газовая фаза может оставаться неподвижной, занимая до 10 % порового объема. Эти изменения приводят к снижению плотности и вязкости газовой фазы и к увеличению этих харак теристик для нефтяной фазы. Изменение насыщенности порово го пространства той или иной фазой приводит к изменению ус ловий фильтрации и к постоянному изменению состава пласто вого флюида. Относительные фазовые проницаемости для газа будут увеличиваться, а для нефти уменьшаться, может наблю даться и эффект «проскальзывания» газа относительно нефти. Эти изменения происходят более быстрыми темпами, чем при разработке нефтяного месторождения на режиме растворенного газа. При достижении величины газонасыщенности до 60-70 % фильтрация нефти практически прекращается. Остаточная нефть переходит в категорию трудноизвлекаемых запасов. Внедрение воды из законтурной области приводит к образованию за фрон том вытеснения «пузырей» газа и «целиков» нефти. Одним из условий разработки ГНКМ принято считать постоянство поло жения ГНК, что может быть достигнуто поддержанием нулевого перепада давлений между нефте- и газонасыщенными частями месторождения. Разработка ГНКМ на естественном режиме приводит к суще ственному ограничению дебитов скважин, пробуренных в нефте насыщенной части пласта, что, в свою очередь, влияет на темпы разработки и ухудшает экономические показатели. Теоретические расчеты и фактические данные показывают, что критические безгазовые дебиты вертикальных скважин оказываются нерента бельными. Маскетом и Виковым были определены условия неподвижно сти конуса подошвенной воды w=- dp k = 0, \d z где k - проницаемость пласта вдоль оси z\ ц, р — динамическая вязкость и плотность воды. Скорость движения (w ) вершины конуса вдоль вертикальной оси (z ) равняется нулю, то есть должно выполняться условие dp ~ ^ pg. . dz 102 Условия неподвижности нефтяного и газового конусов опре деляются как где р - давление в нефтяной и газовой фазах - имеет одно и то же значение. Наибольшую сложность представляют узкие нефтяные ото рочки, ш ирина которых не превышает 500-700 м, на которых невозможно разместить регулярную сетку скважин. Как правило, такие оторочки разрабатываются на режиме истощения. В зависимости от типа месторождения работа добывающих скважин может быть осложнена образованием газового (газовая шапка), водяного конуса (подошвенная вода) или и того и друго го конуса (подгазовая зона с подошвенной водой). Для газонеф тяного месторождения равновесное состояние нефте- и газона сыщенной частей пласта определяется условием дината, отсчитываемая от подошвы пласта. Снижение забойного давления приводит к движению ГНК к добывающей скважине и происходит быстрый прорыв газа. Та кой дебит скважины назван «критическим», который определяет ся как где q - критический дебит; у - безразмерный коэффициент, оп ределяемый: - для установившегося режима - на режиме истощения где kr — горизонтальная проницаемость; Ар разность плотно стей; g — ускорение свободного падения; h - мощность пласта, fi - вязкость нефти. юз 77777777777777777777777^777777777777777777777777?. О Рис. 53. Схема образования газового конуса в пласте При наличии газовой шапки предельный безгазовы й дебит в недеформируемом пласте (рис. 53) может быть определен как q _ гс*(у„ ~ /2) ; И„ In — гс где /?„ - толщ ина нефтенасы щ енной части пласта, м; / - глубина вскрытия нефтенасыщ енной части пласта, м. О пределение безводного дебита при наличии подошвенной воды (рис. 54) может быть определен как У///////////////////////Л I V/////////////////////, Вода V///7/////77777/77/77//777, 77777/777/7/77У/77У////7. Рис. 54. Схема образования водяного конуса в пласте 104 Вода 77777777777777777777777777777777777777777777777777? Рис. 55. Схема образования водяного и газового конусов в пласте q . *К ув - Y„)(^ - I2) где ув, ун - разность удельных весов нефти и газа, 11 м3. Для газонефтяного месторождения с подошвенной (рис. 55) q_ водой ^ ( y h - Y r )(Ув ~ y h Xf r S ~ /2) ^ M Y b - YH) ln — rc где hH- нефтенасыщенная толщина пласта, м; / - общая вскры тая толщина пласта, м. Для оценки эффективности разработки III КМ используют параметр компонентоотдачи, включающий в себя нефте-, газо- и конденсатоотдачу. Снижение давления в газонасыщенной части пласта приводит к выпадению конденсата и снижению коэффи циента его извлечения (К И К ). Пластовые потери конденсата за висят от начальных пластовых термобарических условий (р„л, Тпл) и состава газоконденсатной системы. При снижении давле ния в газонасыщенной части пласта происходит значительное расширение газа и снижение температуры. Изотерма конденса ции определяет отношение массы конденсировавшихся углеводо родов (У В ) к массе углеводородного газа, их содержавшего (при постоянной температуре). Пластовая изотерма конденсации (Н'к) 105 60,00 6*3 Л я Cl С ^ 2 s ® 40.00 30.00 i « 20,00 a 5 <w c ft Ш 3 10,00 0,00 0,00 2^0 5,00 7,50 10,00 12^0 15,00 17,50 20,00 Текущ ее пластовое давление, М П а Рис. 56. Зависимость содержания конденсата в пластовом газе от давления определяет количество выпавшего в пласте конденсата, выражен ного в кубических сантиметрах из одного кубического метра газа (см 3 / м 3) и характеризует потери конденсата в пласте. Зави си мость содерж ания конденсата в пластовом газе и величины Ч'к от давления приведена на рис. 56, 57. При низких значениях давле ния часть выпавшего конденсата может вновь перейти в газовую фазу. И зм еняется К И К от 30 до 60 %. Газоотдача мож ет достигать 0,96 при газонапорном режиме и 0 ,7 -0 ,9 при водонапорном ре жиме. При преобладании газовой ф азы величина нефтеотдачи не превышает 2 0 %, при объеме газовой ф азы не более 25 % от все го объема пласта нефтеотдача может достигать 40 %. Ф актиче ские значения КИ Г составляю т от 0,5 до 0,95, а значения К И К в 1,5-1,8 раз меньше, чем получаю т при расчетах технологических показателей разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Д ля более точного прогноза технологических показателей разработки нефтегазоконденсатных месторож дений следует ис пользовать композиционны е модели, учиты ваю щ ие состав газа и конденсата и зависимость ф изико-хим ических свойств углеводо родной смеси от термобарических условий. При условии, что пластовое давление выше давления начала конденсации (р нк) в газонасыщ енной части пласта содержится одна газовая ф аза с растворенным в ней конденсатом. При сни ж ении давления ниже значения р нк ф ракци я С 5 + переходит в <м> 0,0 1,0 2,0 3,0 4fi 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11Д) 12,0 Давление, МПа Рис. 57. Зависимость величины выпавшего конденсата от давления жидкую фазу. Процесс конденсации происходит до тех пор, пока не будет преодолено давление максимальной конденсации и массообмен перейдет в стадию нормального испарения. На рис. 58 приведена фазовая диаграмма газоконденсатной смеси. Точка А соответствует начальным пластовым условиям в газонасыщенной части пласта. При снижении давления происхо- Рис. 58. Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей 107 дит образование двухфазной области. При начальных условиях, характерных для точки X, двухфазная область не образуется. Линии КДМ и М ВК - область ретроградной конденсации, линии К О Н и Н И К - область ретроградного испарения. Линия О И и ДВ - процесс образования пара (ретроградное испарение), линии ВД и И О - процесс образования жидкости (ретроградная конденсация). Д ля газоконденсатных смесей при снижении пла стового давления по линии ВД происходит ретроградная конден сация углеводородов и объем выделившейся жидкости увеличи вается до давления в точке Д. При снижении давления по ли нии ДЕ объем жидкой фазы уменьшается, начинается область прямого испарения. Точка В характеризует начало конденсации, а точка Д - максимальное значение конденсации. Размеры рет роградных зон зависят от состава смеси. В чистых веществах ретроградные процессы не происходят. Чем тяжелее фракция группы С 5+, тем интенсивнее она кон денсируется и тем меньше степень ее извлечения. Процесс ретро градной конденсации влияет на состав добываемой смеси. Нормальное испарение ретроградного конденсата проявляется при температурах более 60 °С и не в низкопроницаемых коллек торах. В составе большинства пластовых газов преобладает ме тан - от 60 до 97 %. Конденсаты являю тся составной частью пластовых газов, плотность которых при нормальных условиях изменяется от 0,66 до 0,84 г/см 3, вязкость - от 0,6 до 0,9 мПа-с, молярная масса стабилизированного конденсата - от 90 до 150 г/моль. В условиях низкопроницаемого коллектора и при выпадении конденсата может происходить резкое снижение фазовой прони цаемости для газа, что существенно снижает величину газоотдачи (до 13 %). Снижение продуктивности скважин связано с выпаде нием в призабойной зоне скважин жидкой углеводородной фазы, со временем радиус этой зоны может увеличиваться до сотен метров. При содержании в газе фракции пентана и высших угле водородов 250-300 г/см 3 снижения продуктивности скважин может не происходить. При большем содержании этой фракции и в низкопроницаемом коллекторе продуктивность скважины может снизиться до нуля. Одним из способов обработки ПЗС нефтегазоконденсатного месторождения является продавливание углеводородной жидкой фазы вглубь пласта за пределы приза бойной зоны. Отрицательное влияние выпадения конденсата и снижение продуктивности скважин может быть снижено при разработке месторождения с поддержанием пластового давления. На завершающей стадии разработки нефтегазоконденсатного ме сторождения может происходить увеличение водонасыщенности продуктивной части пласта за счет внедрения пластовых вод. 108 Этот процесс приводит к образованию зон с защемленной газо конденсатной смесью, а следовательно, к снижению газо- и конденсатоотдачи, к обводнению скважинной продукции и к сниже нию продуктивности скважин. 8.1. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Для увеличения компонентоотдачи на ГНМ применяют раз личные методы воздействия: 1. Методы поддержания пластового давления (П П Д ) как в нефте-, так и в газонасыщенных частях пласта. Нагнетаемым ра бочим агентом может служить вода, газ, водогазовые смеси. За качка воды может использоваться как барьерное одностороннее и двустороннее заводнение (рис. 59) для выделения газо- и неф тенасыщенных зон в самостоятельные объекты разработки. В нефтенасыщенных частях может применяться внутриконтурное и законтурное заводнение. Двустороннее заводнение целесообразно применять в толстых нефтяных оторочках, что способствует бо- Рис. 59. Схема двустороннего барьерного заводнения: 1 - газонасыщенная часть месторождения; 2 - нефтяная оторочка, J - законтур ные нагнетательные скважины; 4 - нефтедобывающие скважины, j - нагнета^ тельные скважины барьерного заводнения; 6 - газодобывающие скважины, внутренний контур газоносности; 8 - внешний контур газоносности, у внеш контур нефтеносности 109 лее равномерному поддержанию давления по площади. Барьерное заводнение позволяет снизить добычу свободного газа, уве личить темпы отбора от извлекаемых запасов, повысить нефтеот дачу. При барьерном заводнении вода закачивается над газонеф тяным контактом. Выбор вида заводнения определяется геолого-физическими характеристиками залежи, в основном, проницаемостью, вязко стью нефти, мощностью нефтенасыщенной зоны, соотношением размеров нефтенасыщенной и газонасыщенной зон пласта. Увеличение давления в газовой шапке способствует переходу жидких углеводородов в газовую фазу. Д ля поддержания пласто вого давления в газонасыщенной части пласта применяется сайклинг-процесс - процесс закачки сухого газа, который вытес няет более жирный газ к забою добывающих скважин. Разработка подгазовых зон или тонких нефтяных оторочек возможна при закачке газа за счет полной или частичной взаиморастворимости (смешивающееся или несмешивающееся вытес нение). Такой метод может быть использован в залежах легкой нефти (до 30 мПа-с) и при высоком пластовом давлении. 2. Закачка неуглеводородных газов - диоксид углерода, азот. Если количество свободного газа не превышает равновесный допрорывный объем, то газ будет двигаться вместе с нефтью, уве личивая ее дебит. Забойное давление, при котором дебит сква жины становится максимальным, называется критическим р зкр. Когда объем выделившегося газа становится больше допрорывного объема, газ начинает прорываться через нефть и дебит сква жины по нефти снижается. Критическое забойное давление зависит от объема газа, кото рый может удерживаться в нефти до его прорыва и от свойств нефти. Чем более тяжелая нефть, тем больше допрорывный объ ем газа и выше способность к образованию микропузырьков или мелкодисперсной пены. При наличии у нефтяного месторожде ния газовой шапки и при значительном содержании в нефти смол и асфальтенов (15-20 %) коэффициенты нефтеотдачи были примерно в два раза выше при разработке на режиме истощения, чем на месторождениях без газовой шапки. При расширении га зовой шапки формируется переходная микропузырьковая зона, уменьшающая гидравлическое сопротивление за счет эффекта «газового подшипника», что позволит разрабатывать нефтяную оторочку с меньшей депрессией. 3. Создание экранов вблизи ГНК и В НК: закачка пен и гелей. Закачка в нагнетательные скважины под ГНК оторочки воды с пенообразующим реагентом для создания пенного барьера. 4. Гидрофобизация породы: закачка нефти в зону выше пер форационных отверстий. 110 При наличии в газоконденсатной шапке больших объемов (более 25 % порового объема) погребенной нефти, вести разра ботку нефтегазоконденсатных месторождений возможно при принудительном смещении ГНК в сторону газоконденсатной шапки. При этом нефтенасыщенность газоконденсатной шапки будет увеличиваться, что приведет к возможности добычи этой нефти и к общему увеличению нефтеотдачи. В каждом случае необходимо определять оптимальный масштаб смещения отороч ки и устанавливать темпы закачки воды и отборов нефти. При выборе закачиваемого агента должны быть определены: - фазовое поведение пластовой углеводородной системы; - условия неограниченного смешения вытесняющей и вытес няемой фаз; - оценка длины зоны смеси. При определении зоны смеси предполагают, что коэффициент извилистости порового пространства £ связывает коэффициенты диффузии в объеме D Mи в пористой среде п - m D * А ф — ■f-' где т - пористость. Величину £ принимают равной *1,7 (величина определена по результатам исследования на гидродинамической модели). Массоперенос вещества в пористых средах связан с четырьмя процессами: - фильтрация, характеризующаяся скоростью и определяе мая перепадом давления; - молекулярная диф ф узия компонентов, которая характери зуется коэффициентом диффузии D M и зависит от разности кон центраций; - дисперсия, связанная с перемешиванием вещества в дви жущемся потоке и зависящ ая от скорости фильтрации; - сорбция компонентов смеси, которая характеризуется изо термой сорбции и скоростью фазового перехода. 5. Бурение горизонтальных скважин в нефтенасыщенную часть пласта или под В НК. Область применения горизонтальных скважин: 1. Н изкопроницаемый коллектор (<0,05 мкм ). 2. Тонкие пласты (5 -1 0 м). 3. Н ефтяные оторочки. Применение горизонтальных скважин позволяет разрабаты вать тонкие нефтяные оторочки более быстрыми темпами, чем вертикальными скважинами. Пример расположения горизонталь ных скважин на нефтегазоконденсатном месторождении показан на рис. 60. ill Рис. 60. Расположение горизонтальных скважин на нефтегазоконденсатном месторождении Дебит горизонтальной и вертикальной скваж ин определяется по ф ормуле Дюпюи: q T = К г Ар , q B - /Св Ар. Область дренирования пласта горизонтальной скваж иной ча ще представляю т в виде эллипса, тогда как за область дрениро вания вертикальной скваж ины принята окружность. При одном и том же значении депрессии на пласт дебит горизонтальной скваж ины будет выше, чем дебит вертикальной скваж ины . К оэф ф ициент продуктивности вертикальной скваж ины опре деляется как rs 2nklth Z _ Л прод. в • цВн In— ^ гсг К оэф ф ициент продуктивности горизонтальной скваж ины мо жет быть вы числен по формуле V — ПрОД. Г — 2 nkTh * п » цЯн 1 п ^ гсг где kr - горизонтальная составляю щ ая проницаемости; h - тол щина пласта; ц - вязкость нефти; Вн - объемны й коэф ф ициент нефти; RKr - радиус контура питания горизонтальной скваж ины; 112 Й) г = 'cr а ЭЛ + Ja - f - '2 <2 I (1 + P)'c где I - дли н а горизонтального участка скважины; гс скважины; радиус 1 0,5' 0,5 •-(!> 0,5 + 0,25 + L < 2 > . где kr, kB - гори зонтальная и вертикальная составляющ ие прони цаемости. В настоящ ее врем я используется больш ое количество моде лей, позволяю щ их рассчиты вать производительность горизонталь ных скваж ин. Это м одели таких исследователей, как Л.С. Лейбензон, И.А. Ч арны й, А.М. П ирвердян, Ю.П. Борисов, З.С. Али ев, В.В. Ш еремет, В.П. П илатовский, В.П. Табаков, В.П. М ерку лов, а такж е ряда зарубеж ны х исследователей G.I. Renard и J.M . D upuy, F.M . G iger, L.H. Reiss и А.Р. Jourdan, S.D. Joshi. В основном модели отличаю тся принятой формой области дрени рования пласта горизонтальны м участком скважины. К наиболее часто используем ы м м оделям относятся следующие. 1. М одель Борисова: 2nKhAp 0г = /(ц 0Д0) \ n [ ( i R Q / L ) ) + ( h / L ) \ n [ h / ( 2 n r c )) 2. М одель А лиева и Ш еремета (зона, дренируемая горизон тальной скваж иной, имеет ф орм у полосообразного пласта): 2/С£Ар/(цоА)) й = 1+ h - 2 ft. In 2Rc Rq - ( h - 2 R c ) 2h 3. М одель Giger: 2 k K L A p / ( \ i q Bq ) a = f ( L/h)In 8. 3 ak. 10577 2 AS'' и(1-1У (2^)ГГ + 1п[Л/(2тггс)] L/(2Rq) 113 4. Модель Renard и Dupuy: i cosh-1 (X) + (Л / L ) ln[A / (2тггс)] где X - 2 a /I - для эллипсоидной области дренирования; а - по ловина главной оси эллипса дренирования, а = (1 /2 ) [0,5 + + (0,25 + (2 /^ /L )4)0,5]0'5. 5. Модель Joshi (середина горизонтальной скважины распо ложена в центре кругового пласта): 2nKhAp 0г = In a + yja2 (L/2)2' 1/2 /(Цо^о) + ( h / L) ln[A / (2тггс)] В приведенных формулах: К - проницаемость пласта, мкм2; h - мощность пласта, м; Ар = (рк ~ Рс) ~ снижение давления от границы контура питания до ствола скважины, кгс/см 2; joq - вяз кость нефти, мПа-с; В0 - нефтяной объемный коэффициент; Rq радиус дренирования горизонтальной скважины, м; L - длина горизонтального ствола, м; гс - радиус ствола скважины, м. Для оценки длины горизонтального участка скважины можно воспользоваться оценочной формулой, в предположении, что дренируемые объемы горизонтальной и вертикальной скважин равны где h - толщина пласта, м; kV} kh - горизонтальная и вертикаль ная составляющие проницаемости. При отсутствии лабораторных исследований соотношение этих величин может быть определено как К _ 2 U 2 n h 3m A S 0 З Г з & ’ где т - пористость; h - расстояние от ВН К до кровли пласта; А5о - разница между начальной и остаточной нефтенасыщенностью. Для терригенного коллектора при отсутствии вертикальной 114 трещ иноватости значение вертикальной проницаемости принима ется в 1 0 раз меньш е, чем горизонтальная проницаемость. Д ля оценки величины накопленной добычи нефти, получен ной при разработке м есторож дения горизонтальными скваж ина ми мож но воспользоваться ф ормулой Qr = 0,49 LyJmKsJiQ^, где Q ” накопленная добыча горизонтальной скважины с длиной L\ Qb ~ накопленная добы ча неф ти вертикальной скважиной; L длина горизонтального участка. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА В процессе разработки неф тяны х месторож дений добываются большие объемы попутного неф тяного газа (П Н Г ), который я в ляется вы сокоэфф ективны м органическим топливом и ценным сырьем для химической промы ш ленности. Д ля нефтяников транспортировка и переработка П Н Г для дальнейш его примене ния является нерентабельной за счет низких дебитов нефтяных скважин по газу, низкого давления на устье по сравнению со скважинами природного газа, высокого содерж ания ж идких угле водородов, воды и сернистых соединений. При этом существует практика платежей за нерациональное использование П Н Г в том числе сжигание в ф акелах, что приво дит к тепловому загрязнению окружаю щ ей среды. Воздействие на окружающ ую среду от сж игания И Н Г оценивается по радиусу термического разруш ения почв и растительности, которы й изме няется в пределах 10-25 м и 5 0-150 м соответственно. При этом в атмосферу поступают продукты сгорания попутного газа, со держащ ие окись азота, сернистый ангидрит, окись углерода, раз личны е несгоревшие углеводороды. Но существующ ему законодательству компании обязаны пе рерабатывать (использовать) 95 % П Н Г спустя четыре года после ввода месторождения в эксплуатацию . 9.1. ПУТИ И С П О Л Ь ЗО В А Н И Я РА С ТВ О РЕН Н О ГО ГАЗА 1. Закачка в нефтенасы щ енные пласты: для поддерж ания пластового давления (закачка газа в газовую шапку); для повыш ения коэф ф ициента вы теснения (газовы е М У Н ): • закачка углеводородных газов; • водогазовое воздействие. 2. Переработка. И спользование ПН Г для вы работки электро энергии для собственных нужд с помощью газотурбинны х уста новок. Если неф тяной газ содерж ит значительное количество компонентов Cs^, то П Н Г может быть использован для произ116 водства синтетических ж идких углеводородов (С Ж У В ) на про мыш ленных газохим ических установках малой мощности. 3. П одземное хранилищ е газа (П Х Г). В качестве ПХГ могут быть использованы истощ енны е газовые, нефтяные, газоконден сатные м есторож дения или водонасыщ енны е пласты, отложения каменной соли. 4. С айклинг-процесс. 9.2. С А Й К Л И Н Г -П Р О Ц Е С С С айклинг-процесс - это процесс нагнетания сухого (отбензиненного) газа для поддерж ания давления в залежи выше давле ния начала конденсации для предотвращ ения ретроградной кон денсации (рис. 62). М етод начали применять в конце 30-х годов прошлого века. В ы деляю т два типа сайклинг-процесса: полный и частичный. ПОЛНЫЙ САЙКЛИНГ-ПРОЦЕСС При реализации полного сайклинг-процесса весь отсепарированный (сухой ) газ повторно нагнетается в пласт для поддержа ния пластового давлен ия выше давления начала конденсации. При этом ж ирны й газ будет содерж ать максимальное количество конденсата - м аксим альное значение конденсатогазового фактора (К ГФ ). Д ля получения достаточного объема сухого газа для за качки в пласт мож ет быть использован нефтяной газ как один из способов его утилизации (рис. 61). Важным параметром с а й к линг-процесса является содерж ание конденсата, находящегося Отсепариро ванный сухой газ Рис. 61. Схема проведения сайклингпроцесса 117 выше точки росы в 1 м 3 газа. Р еци ркуляци я газа прекращ ается в том момент, когда сухой газ начинает проры ваться к добываю щим скважинам, а темпы добычи конденсата при этом уже не достаточны для рентабельного проведения процесса. ЧАСТИЧНЫЙ САЙКЛИНГ-ПРОЦЕСС С езонное увеличение добычи газа (в летние м есяцы ) и не хватка пропускных мощ ностей газопроводов мож ет привести к необходимости обратной закачки газа в пласт. При частичном сайклинг-процессе давление в пласте сниж ается, но медленнее, чем на режиме истощ ения, что приводит к увеличению кондесатоотдачи. Э ф ф ективность сайклинг-процесса зависит от нескольких факторов: - соотнош ения подвиж ностей газов; - неоднородности пласта; - соотнош ения плотностей ж ирного и сухого газа. При вытеснении жирного газа сухим происходит смеш иваю щееся вытеснение. При смеш иваю щ емся вы теснении исчезает граница раздела между двумя фазами. При этом относительные ф азовые проницаемости представляю т собой линейны е функции, что характерно для полного перемеш ивания. В язкость более су хого газа меньше, чем жирного и коэф ф иц иен т соотнош ения подвижностей будет равен * rgd м =^ , к' U' и К rew k gd = ------ - подвижность сухого газа;= —— - подвижность ч ^ gd И gw жирного газа. Разность относительны х плотностей ж ирного и сухого газов. Расчет плотности газа в пласте р = , 1 2 2 yg £, где yg - относительная плотность газа; Е - коэф ф иц иен т расш и рения газа. О бъемный коэф ф ициент сухого газа выше, чем ж ирного. Р аз ность плотностей сухого и ж ирного газов по абсолю тному значе нию не сущ ественна и, как правило, не превы ш ает 96 к г /м 3, но 118 относительная плотность жирного газа может быть значительно плотнее сухого (до 50 %). Такое различие плотностей газов мож но сравнить с разностью плотностей нефти и воды. Неблагопри ятное значение соотнош ения подвижностей и значительная раз ница плотностей газов приводит к зависимости стабильности процесса сайклинг-процесса (по толщине пласта) от неоднород ности пласта по проницаемости. Нестабильность процесса по вертикали приводит к снижению коэффициента охвата пласта по толщине воздействием. Вертикальное равновесие. Препятствий к вертикальному про движению газа в пласте не существует. Сухой газ более легкий и поднимается в верхнюю часть пласта, а тяжелый опускается вниз. В пласте будет происходить разделение газов по весам, но в макроскопическом масштабе между ними будет существовать небольшая зона смешения. При увеличении проницаемости сни зу вверх сухой газ будет преждевременно прорываться к добы вающей скважине и для добычи всего подвижного жирного газа потребуется закачка очень больших объемов сухого газа. При увеличении проницаемости сверху вниз сухой газ как поршень будет вытеснять жирный газ по всей мощности пласта. Определение параметров сайклинг-процесса. При условии вертикального равновесия, выбранные слои (N) будут заполнять ся газом от верхних слоев к нижним. Средневзвешенная по тол щине газонасыщенность пласта определяется как с °g d 1 jpc) - h i_________ N I hitrii i=l Псевдоотносительные проницаемости учитывают слоистую неоднородность пласта по относительным фазовым проницаемо стям и для сухого и жирного газов могут быть определены сле дующим образом ь rgd £ htkKgd - i l l ______ n » I AA 1=1 N 2 hjî^rgw h rgw = h l ______ N I 4A i=l 119 Каждый слой может быть либо полностью заполнен сухим га зом, либо абсолютно не заполнен (без промежуточных состоя ний). Приведение к одномерной постановке задачи дает возмож ность использовать функцию Бакли-Л еверетта 1-2,743 • 10_3 ^35. Др sin 0 7 ________________ ___________ 1+ где Др = pga, - рgd - разность плотностей жирного и сухого газов в пластовых условиях. Ф ункция Бакли-Л еверетта определяет долю сухого газа в двухфазном потоке. Суммарная добыча жирного газа Gpd (HCPV) может быть оп ределена как п Sgd р° “ fg4 )Gid + С1 “ « с где Gм = — — - суммарный объем закачанного газа; Sed 1 - 5^ средневзвешенная по толщине насыщенность сухим газом на ко нец разработки; f gd - доля сухого газа в двухфазном потоке на конец разработки; накопленный объем закачанного газа, м3; Sjpc- начальная водонасыщенность. В функции Бакли-Л еверетта для пластов с небольшим углом наклона, частью, определяющей гравитационную силу „ ьь__ 2,743 • 10 — ^ Ар sin 0 можно пренебречь, тогда формула примет вид f = ** 1 _ 1+ PgB^rgd * где k - псевдоотносительная проницаемость жирного газа; вязкость жирного газа; - вязкость сухого газа; v - скорость, м/сут. Расчет объема добытого жирного газа на момент прорыва. Исходные данные для расчета: кф, * 0,166 - относительная фазовая проницаемость жирного газа; krgd = 0,836 - относительная фазовая проницаемость сухого газа; о Лр = 92 к г/м разность плотностей жирного и сухого газа в пластовых условиях; Swc= 0,14 - начальная водонасыщенность; Hgd = 0,02 сП з вязкость сухого газа; = 0,03 сП з - вязкость жирного газа. Определить: 1. Долю сухого газа в многофазном потоке на момент оконча ния сайклинг-процесса: 7 ** = 1 , 0,02 0,166 + 0,03 0,836 = 1 = 1 = 0 98 t 0,00332 1 + 0,01324 + 0,02508 ASgde = 0 , 8 6 - насыщенность сухим газом на конец разработки; AS'gde =0,193 - насыщенность сухим газом на начало разработки; AS' = 0 ,8 6 -0 ,1 9 3 = 0,667; 4fgde =0,9869 ( на конец разработки); 4fgde = 0,245 (на начало разработки). 2. Суммарный объем закачанного газа: q _ 0,86 —0,193 _ 0,667 _ Q ggg ~ 0,9869-0,245 ~ 0,7419 _ ’ в % от порового объема Q, (t - конец разработки) = ° ’6 6 7 — = ° ’7 8 9 % от запасов газа в пласте (на конец разработки). 3. Поровый объем пласта: С= 160 0 0 0 м 2 h = 31,2 м т = 0,16 5 У»,» 798720 м 3 121 4. Объем ж ирного газа в пласте на начало сайклинг-процесса V = 798720 0 , 8 6 = 6 8 6 899,2 м3. 5. Объем ж ирного газа на конец сайклинг-процесса V = = 541 964 м;* 6 . Д оля сухого газа в многофазном потоке на момент прорыва: krgd 0,э52, krgv = 0,348. 7 , = --------- !--------- = 0,704; м J & 1 + 0,667 0,630 = 0,667. AS'Rde = 0,423 насыщение сухим газом на момент прорыва; AS'gde =0,193 насыщ ение сухим газом на начало разработки; AS' = 0 ,4 2 3 -0 ,1 9 3 = 0,23 = 0,423; Afgde =0,704 (на момент прорыва); Afgde = 0,245 (на начало разработки); c irf= . 2 1(1 ^ 1 0,459 = 0,501 в % от порового объема л /. Os ( t ^ v ч - момент проры ва) 0,23+ (1-0,459)-0,501 0,501л соо о/ = —----------------------------— -—-— = 1-0,14 0,86 от запасов газа в пласте (на момент прорыва). 7.Объем добытого = 400462 м3. жирного газа на момент прорыва = Конт рольны е вопросы 1. Что называется конденсатом? 2. Единица измерения конденсатогазового фактора. 3. Как меняется насыщ енность газовой и нефтяной частей пласта при снижении пластового давления? 4. Н азовите одно из основных условий разработки ГНКМ . 5. Какие части компонентоотдачи определяю тся для нефтега зоконденсатного месторождения, их значения? 122 . Дайте определение процессу ретроградной конденсации. 7. Что определяют по пластовой изотерме конденсации? 8 . Какие данные необходимо учитывать при расчете техноло гических показателей разработки нефтегазоконденсатного место рождения с использованием программных продуктов? 9. Когда применяется сайклинг-процесс. 10. Основные системы разработки нефтегазоконденсатного месторождения. И . Какие параметры влияют на величины предельных безгазового и безводного дебитов? 12. Область применения горизонтальных скважин. 13. Какая составляющая проницаемости преобладает при экс плуатации горизонтальной скважины и при эксплуатации верти кальной скважины? 6 10 ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН П рактически каждое нефтяное месторож дение имеет водонефтя н ую зону (В Н З ), которая является переходной зоной от неф тенасыщ енной к водонасыщ енной части пласта и располагается между внутренним и внешним контуром нефтеносности. Эта пе реходная зона формируется под действием капиллярны х и гра витационных сил. В зависимости от строения, значений геолого ф изических параметров пласта и пластовых ж идкостей, переход ные зоны могут иметь больш ие площ ади и мощ ности. Ш ирина В Н З может изменяться от 1,5 до 5 -6 км, а мощ ность зоны может достигать нескольких десятков метров. В одонеф тяны е зоны мо гут содержать зн ач ите л ьную долю геологических запасов, но их плотность в 2 -7 раз меньше, чем в чисто неф тяной зоне, извле каемые запасы нефти в В Н З ниже, чем в чисто нефтяной зоне. Н апример, на таких месторождениях как Т уйм азинское, Шкаповское, Мегионское, С еверо-П окачевское водонеф тяны е зоны занимаю т от 31 до 90 % общей площ ади нефтеносности, а запасы могут составлять 50 % и выше. В процессе разработки поверх ность ВН К может деформироваться. Переходные зоны от нефти к газу за счет более значительных гравитационных сил обычно имеют небольш ую толщ ину. Н а гра нице воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров под нимается выше уровня, соответствующ его уровню гравитацион ного распределения. Высота капиллярного подъема h может бы ть определена как fa — 2ствц ôs 9ВН r,g(pв - Р н ) ’ где о вн - поверхностное натяж ение на границе раздела нефти и воды; 0 ВН - краевой угол смачивания на той же границе; г, - ра диус капиллярной трубки; g - ускорение свободного падения; рп и р н - плотность соответственно воды и нефти. Высота капиллярного подъема увеличивается: • при уменьш ении радиуса капилляров; 124 • при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз; • при уменьшении краевого угла смачивания; • при увеличении поверхностного натяжения на границе раз дела двух фаз. В результате между газо-, нефте- и водонасыщенными частя ми пласта образуются нечеткие границы, так называемые пере ходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от нуля до предельного насыщения. При обосновании системы разработки В Н З следует учитывать близкое расположение подошвенной воды к забоям добывающих скважин, извлечение больших объемов подошвенной и закачи ваемой воды. Разработка водонефтяных зон характеризуется высоким зна чением обводненности продукции и низкой величиной нефте отдачи, но в некоторых случаях скважины могут работать с длительным безводным периодом. Динамика обводненности в значительной степени зависит от особенностей геологического строения. Разработка В Н З на большинстве месторождений про водится вертикальными скважинами, расположение которых во многом зависит от свойств ВН З. Системы разработки ВНЗ: 1. При размерах В Н З < 18 % от всей площади нефтеносности зона разрабатывается скважинами, пробуренными в чисто неф тяной зоне; 2. При размерах В Н З больше 18 % и менее 35 % от всей пло щади нефтеносности В Н З разрабатывается самостоятельными добывающими скважинами; 3. При размерах В Н З > 35 % от всей площади нефтеносности разработка ведется самостоятельной сеткой скважин, включая нагнетательные. В зависимости от динамики обводненности скважин добы вающие скважины можно разделить на несколько групп: 1 группа - непродолжительный безводный период с быстрым ростом обводненностью и с высокой, но медленно растущей об водненностью в дальнейшем; 2 группа — достаточно продолжительный безводный период с ростом обводнености при вводе нагнетательных скважин; 3 группа - постепенный рост обводненности в течение всего периода разработки. Как правило, интервалы перфораций размещают в 20-30 /о зоне от прикровельной части продуктивного пласта. Осложняю щим фактором при разработке В Н З является конусообразование. Широкое применение горизонтальных скважин может привести к изменению плотности сетки скважин на ВНЗ, времени их вво125 Нефтенасыщенность 0,00 0,10 0.20 0.30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 I ДМ) Рис. 62. Изменение площади В Н З в процессе разработки месторождения: а - начало разработки (24 % от общей нефтенасыщенной площади); б - 30-й год; в - 67-й год разработки да в разработку и к более полному извлечению нефти за счет вовлечения в разработку тонких, менее двух метров, нефтяных пластов. Для разработки ВН З может применяться избирательное заводнение. Для его реализации необходимо определить положе ние нагнетательных скважин с учетом геологического строения и определения водонасыщенных зон. На рис. 62 показано изменение площади В Н З и перераспре деление нефтенасыщенности при разработке В Н З малых разме ров основным фондом скважин. В процессе разработки происхо дит расширение В Н З за счет перетока нефти из нефтенасыщен ной части пласта в В Н З за счет работы нагнетательных скважин, расположенных в основной части пласта. Наличие подошвенной воды в нефтяных пластах снижает эффективность заводнения за счет быстрого формирования конуса воды. Нефтеотдача за без 126 водный период оценивается как 0,04-0,05. Значительные объемы воды в начальный момент времени поступают в подошвенную часть пласта, а также могут происходить перетоки нефти в по дошвенную часть. Степень вскрытия пласта не оказывает влия ние на величину нефтеотдачи. Плотность сетки скважин в ВН З не должна отличаться от плотности сетки в чисто нефтяной зоне. При разработке В Н З или пластов с подошвенной водой можно применять метод закачки в пласт газа высокого давления, фор сированный отбор жидкости из высокообводненных, высокопро дуктивных скважин, циклическую закачку воды. il РАЗРАБОТКА СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, СЛОЖЕННЫХ КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ О сновная доля мировых запасов сосредоточена в песчаниках, карбонатных породах и глинистых сланцах. Больш ая часть из влекаемых запасов относится к карбонатным коллекторам. Рас пределение геологических и извлекаемы х запасов приведено на рис. 63. В России запасы нефти, сосредоточенные в карбонатных коллекторах, превышают 70 %. Карбонатный коллектор характе ризуется более сложным характером строения ф ильтрационно емкостной системы (Ф Е С ), высокой изменчивостью литологиче ского состава и петрофизических свойств горных пород, чем терригенный коллектор. Карбонатный коллектор часто характеризу ется тектоническими наруш ениями, образованием на контакте неф ть-вода высоковязкой нефти или битума, отсутствием или нарушением сообщаемости между нефтенасы щ енной и водона сыщенной частями пласта. Карбонатный коллектор, как правило, преимущественно гидрофобный. Д ля карбонатных пород нижняя граница коллектор-неколлектор имеет значительно меньшее зна чение, чем для терригенных коллекторов. Эти особенности опре деляют менее надежное определение геолого-ф изических пара метров коллектора, меньшую точность подсчета запасов и расче та технологических показателей разработки. О тсутствие необхо димой исходной информации для характеристики вертикальной и зональной неоднородности карбонатного коллектора часто приводит к ошибкам при подсчете запасов и при выборе метода извлечения нефти. К особенностям разработки карбонатных коллекторов можно отнести: - трудность определения Ф ЕС ; - трудность определения полож ения ВНК; - трудность определения степени вы работанности пласта; - проблемы вы деления эксплуатационны х объектов (Э О ); - геологическое строение оказы вается гораздо более сложное, чем предполагается на начальной стадии изучения. Одной из проблем, связанны х с разработкой карбонатных коллекторов является определение структуры запасов и несоот а б 35% песчаники 60% карбонаты Рис. 63. Распределение мировых геологических и извлекаемых запасов нефти ветствие применяемых систем разработки горно-геологическим условиям, связанных с неучетом наличия трещин, каверн и по вышенной геологической неоднородности, при этом часто отка зываются от применения равномерных систем размещения сква жин. В карбонатных коллекторах возможно получение притоков нефти из пород с пористостью 3 -6 %. КЛАССИФИКАЦИЯ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ 1. Поровый. Абсолютная проницаемость коллектора изменяет ся в интервале значений ka = ( 1 - 1 0 0 0 ) 1 0 3 мкм2: связанная водонасыщенность может принимать значения от 5 до 70 %. Между пористостью, проницаемостью и водонасы[ценностью существует корреляционная зависимость. К норовому типу относится 79 % всех запасов, приуроченных к карбонатным коллекторам, добыча нефти по этому типу коллектора составляет 85 % при проектном коэффициенте нефтеотдачи 0,274. 2. Трещинный коллектор. Абсолютная проницаемость изменя ется в пределах kA = ( 1 - 1 0 ) 1 0 " 3 мкм2; вода в трещинах подвиж на 5СВ= 0 %. Доля запасов в таких коллекторах составляет 2,3 % при проектном значении К И Н - 0,59. В соответствии со структурой пустотного пространства раскрытость трещин изменяется в интервале от 5 до 100-150 мкм, в основном она принимает значения от 10 до 40 мкм. Трещинная проницаемость коллектора в 1 0 0 и более раз превышает норовую проницаемость. Трещ инная пустотность карбонатных коллекто ров не превышает 0,5~0,7 % (по месторождениям Ирана) и 0,180,45 % (по грозненским месторождениям). В карбонатных кол 9 З а к . 10577 129 лекторах трещинная пустотность редко превышает 0 , 1 %, при этом извлекаемые запасы трещин могут составлять до 10-35 % от общего количества запасов в коллекторах смешанного типа. Размеры трещин, их пространственная ориентация изменяются в широких пределах, определяя фильтрационно-емкостные свойст ва коллекторов. 3. Смешанного типа. Порово-кавернозный, размер каверн из меняется от 2 до 2,5 мм. Соотношение пор и каверн примерно одинаковое. В каверно-поровом коллекторе размер каверн дости гает 4 -5 мм. Порово-трещинный. Преобладающее значение имеют поровые каналы, трещинная система имеет подчиненное значение. Основ ные запасы нефти относятся к матрице. Пористость меняется в диапазоне 15-20 % и соизмерима с пористостью терригенного коллектора. Трещинно-поровый коллектор - преобладающее значение име ет трещинная система, поровые каналы имеют подчиненное зна чение. Трещинно-кавернозно-поровый. Относительная емкость трещин и каверн составляет от 47 до 75 %. Трещинно-кавернозный коллектор. Проницаемость матрицы составляет менее 10~3 мкм2, пористость - менее 1 -2 %. Прони цаемость пластов по результатам ГДИ определяется от 10-10-3 до 1 мкм2. Трещины делятся на микро- и макротрещины в зависи мости от фильтрационных свойств. М акротрещины определяют проницаемость пласта между скважинами и определяются по результатам ГДИ скважин. Проницаемость микротрещин занима ет промежуточное положение между проницаемостью макротре щин и проницаемостью блоков. М икротрещины более распро странены. Каверны могут сообщаться трещинами или поровыми каналами. Для трещинно-порово-кавернозных пород общая сжимаемость определяется как сумма коэффициентов сжимаемости пор, ка верн и трещин. Коэффициент сжимаемости коллектора с поровой емкостью изменяется от 1,2*10-4 до 4,0Ю “4 1/М П а, с мелкокаверновой емкостью изменяется от 0,6-10 -4 до М 0 ~4 1/МПа, для трещинно-порово-кавернозной емкости - от 8 ,4 -1 0 -4 до 40 10"4 1/М Па. Коэффициент вытеснения для карбонатных коллекторов во многом определяется интенсивностью поверхностных явлений и зависит от удельной поверхности породы. Коэффициент вытес нения в коллекторах порового типа зависит от абсолютной про ницаемости коллектора, которая связана с неоднородностью структуры порового пространства. Более высокая неоднородность карбонатных коллекторов порового типа по сравнению с терри130 Т а б л и ц а 14 Значения коэффициента вытеснения для крупнокаверновых пустот (более 2,5 мм) Проницаемость, 1(Г3 мкм2 Связанная водонасы* щенность, доли ед. Коэффициент вытес нения, доли ед. 5,0 3,6 12,7 2,1 9.4 8,0 0,2 0,5 0,5 0,9 2,3 0,5 0,7 10,4 0,390 0,395 0,445 0,445 0,410 0,405 0,410 0,390 0,430 0,365 0,420 0,390 0,325 0,321 0,680 0.660 0.655 0,650 0.700 0,690 0.690 0.660 0,650 0,695 0,640 0,660 0,670 0,615 генным коллектором определяет более низкое значение коэффи циента вытеснения на 3~6 % при сопоставимом значении сред ней проницаемости. На полноту вытеснения нефти из каверн существенное влияние оказывают гравитационные силы. Значе ния коэффициента вытеснения из трещинно-кавернозных пород в зависимости от проницаемости и связанной водонасыщен пости приведены в табл. 14, 15. Коэффициент вытеснения из мелкокаверновой трещинной породы выше, чем из крупнокаверновой, среднее значение кото рого соответственно составляет 0,740 и 0,666. Т а б л и ц а 15 Значения коэффициента вытеснения для мелкокаверновых пустот (менее 2,5 мм) Проницаемость, 10~3 мкм2 Связанная водонасыщенность, доли ед. Коэффициент вытес нения, доли ед. 2,0 1,2 0,7 1,4 4,6 4,2 0,3 0,1 9,1 0,400 0,420 0,405 0.355 0,385 0,364 0,450 0,430 0,410 0,710 0,71 Г) 0,700 0,70Г) 0,715 0,72.1 0.76.") 0.810 0,800 11.1. РАЗРАБОТКА КАРБОНАТНЫ Х КОЛЛЕКТОРОВ 1. Месторождения массивного типа с подошвенной водой. Такие месторождения, как правило, характеризуются больши ми толщинами - 290-450 м; низкой плотностью и вязкостью нефти - 0,47-0,67 г/см 3, 0,2-0,5 мПа-с. Начальное пластовое давление может быть аномально высоким и значительно превы шать давление насыщения. Максимальные темпы отбора по ме сторождениям составляют 10-14 % от Н И З, при этом в течение 15-20 лет отбирается 95-97 %. Нефтеотдача составляет 0,6-0,7, что выше, чем для порового терригенного коллектора. Коэффи циент охвата к концу разработки может достигать 0,9-0,95. Раз работка ведется на упруговодонапорном режиме. Для определе ния режима работы залежи используют динамику изменения удельного отбора жидкости, отнесенного на 1 МПа падения пла стового давления (рис. 64). Динамика удельного накопленного отбора жидкости, приходящегося на 1 МПа снижения пластового давления d o * . » Л/Ар,1л), выражена логарифмическим законом с постепенным увеличением эффективности использования упру гого запаса пластовой системы. Постепенное асимптотическое приближение к прямолинейной зависимости позволяет оценить режим дренирования запасов нефти - как упругий с переходом s I i я i c ll £•i ©Z* ^ o r и £5^ Iо ! * ,* * а « а » 2 а н £t £Н *2 Т У » S Г^ 9. AJ О *3 1с “Е с§ §О 1Й -* О а ^ со ^ а ® * п Годы разработки SQM, тыс. м3 SQm/ dPM Рис. 64. Динамика изменения удельного отбора жидкости 132 на естественный упруговодонапорный режим (влияние собствен ного водоносного бассейна). При истощении собственной энергии пластовой системы воз можно применение заводнения. Свойства коллектора способст вуют быстрому перераспределению давления по площади залежи, что позволяет закачивать воду для ППД в уже заводненные уча стки пласта. Обводнение скважин связано в основном с переме щением ВНК. 2. М есторождения с трещинным коллектором. При анализе показателей разработки месторождений, сложенных трещинным коллектором, используются следующие параметры: - темп отбора нефти от Н И З; - текущая обводненность; - накопленный водонефтяной фактор (В Н Ф ); - степень промытости пластов; - нефтеотдача. Ф акторы, влияющ ие на темп разработки месторождения: - гидропроводность; - подвижность нефти; - удельные извлекаемые запасы; - расчлененность пласта. Степень промытости пластов т - отношение добытой жидко сти к начальным балансовым запасам нефти (в м3) в пластовых условиях. Параметр характеризует добычу попутной воды по пе риодам разработки (удельная добыча попутной воды при одной и той же промытости пласта). Накопленный В Н Ф на конец разра ботки имеет значение в интервале от единицы до двух. Значение промытости пласта на конец разработки принимает значения ме нее 1, увеличиваясь до 3 -4 , чаще равное 2-3. в н ф (о = СнИЗРндег где Qb ~ накопленная добыча воды, м3; Они^ “ начальные из влекаемые запасы в пластовых условиях, м ; Ьн - объемный коэффициент нефти; р НДег. - плотность дегазированной нефти, т /м . 3. Опыт разработки карбонатных коллекторов. Эффектив ность разработки нефтяного месторождения, сложенным карбо натным коллектором, во многом определяется динамикой пла стового давления и его влиянием на пористость и проницаемость коллектора трещинно-порового типа. Изменение напряженного состояния нефтяного пласта приводит к изменению свойств коллектора в зависимости от: 133 - начального значения проницаемости, распределения и коли чества глинистого материала; - типа коллектора; - величины пластового давления; - неоднородности коллектора. Снижение пластового давления приводит к существенному снижению проницаемости и связано со структурными особенно стями скелета породы. Из-за значительной проницаемости тре щин по сравнению с проницаемостью блоков любые изменения давления распространяются по трещинам быстрее, чем по бло кам, в результате возникают перетоки жидкости между трещина ми и блоками, возможно резкое изменение объема трещин. Для карбонатного коллектора характерно несоответствие фактической проницаемости пласта значениям, определенным по индикатор ным кривым или по керну. Ф актическая проницаемость пласта выше за счет наличия трещин. Д ля определения густоты трещин используют данные промыслово-геофизических исследований разрезов скважин и глубинное дебитометрирование, при этом густота трещин определяется как отношение количества случаев резкого нарастания дебита к суммарной изученной мощности разреза продуктивного пласта. Д ля определения трещиноватости пласта и гидродинамических связей в нагнетательные скважины закачивают трассирующий индикатор. Основное влияние на нефтеотдачу оказывают геолого-физические параметры, в том числе подвижность нефти. Результаты анализа опыта разработки: 1 . Основные технологические показатели разработки карбо натного коллектора зависят в основном от проницаемости пласта и вязкости нефти; 2. Плотность сетки скважин по выделенным группам должна соответствовать гидропроводности пластов; 3. Первые 2 -3 года разработка может вестись на естественном режиме. Резкая неоднородность фильтрационно-емкостных свойств коллектора определяет значительную дифференциацию скважин по продуктивности, а снижение пластового давления приводит к быстрому падению продуктивности скважин. В трещинных коллекторах связь снижения пластового давления и темпов до бычи нефти при естественном упруговодонапорном режиме в первые 3 -5 лет определяется гидропроводностью пласта в закон турной области или степенью ее изолированности. При изолиро ванной водоносной области применяется блоковое внутриконтурное заводнение с последующей реализацией очагового завод нения. 11.2. ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ЗАВОДНЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ Выбор системы заводнения: 1. Законтурное и приконтурное заводнение - низкая надеж ность и невысокая эффективность за счет ухудшения гидродина мической связи залежи и законтурной области. 2. Внутриконтурное заводнение — применение блоковых сис тем. Применяю тся как рядные, так и площадные системы расста новки скважин. В водный период разработки месторождения с трещинным карбонатным коллектором (после прорыва воды к забою добы вающей скваж ины) прирост коэффициента вытеснения нефти значительно меньше, чем в терригенном коллекторе и при мень шем объеме закачанной воды - 0 ,5 -0 ,8 объема пустот. Резкое снижение относительной фазовой проницаемости для нефти происходит в диапазоне значения водонасыщенности от 0 , 1 до 0,4. Скорость фильтрации закачиваемой воды по трещинам зави сит от насыщающей их фазы. В начальный период, когда трещи ны заполнены нефтью, скорость фильтрации закачиваемой воды снижается за счет активного капиллярного впитывания воды в блоки. После вытеснения нефти из трещин скорость фильтрации возрастает в десятки и сотни раз. На третьей и четвертой стади ях разработки эффективность процесса заводнения карбонатного коллектора значительно ухудшается. В трещинном коллекторе скорость подъема В Н К на начальной стадии разработки может достигать 10 м /год (Осташковичское месторождение). При оча говом заводнении скорость вытеснения составляет от 200 до 500 м/год. В трещ инно-кавернозных коллекторах после прорыва во ды прирост коэффициента вытеснения нефти значительно ниже, чем в поровых коллекторах. Зависимость обводненности продукции от темпа отбора нефти от Н И З по месторождениям с карбонатными коллекторами при ведена на рис. 65. Увеличение темпов отбора в 2 -3 раза (до 5-12 % от Н И З) приводит к быстрому прорыву воды, увеличению обводненности в 3 - 4 раза, при последующем снижении темпов отбора снижение обводненности не происходит. По системе трещин коэффициент вытеснения нефти водой достигает 0,8-0,85, а из матриц трещинно-порового коллектора коэффициент вытеснения составляет 0,2-0,3. Процесс заводнения трещинно-порового коллектора характе ризуется обменом водой и нефтью между трещинами и блоками, а эффективность заводнения будет зависеть от соотношения ка пиллярных и гидродинамических сил. Интенсивность извлечения 135 Годы с начала — •— Мал оду шинское Золотухянское ----- Темп Речицкое разработки —•— Речицкое ---Темп Малодушняское -- Темп Золотухинское Рис. 65. Зависимость обводненности от темпа отбора нефти от Н И З нефти из блоков определяется процессом капиллярной пропитки. За счет опережающего внедрения воды по трещ инам и при усло вии, что цн > цв давление в заводненной трещ ине будет выше, чем в норовом блоке. Влияние сил на вытеснение нефти из блоков: - градиент давления в системе трещин; - разность капиллярного давления в воде и нефти - процесс капиллярной пропитки. При радиусе пор 10- 5 м капиллярны е силы составляю т порядка 0,3 МПа. К апиллярное давление 2о cos 0 f / с \ А (5) = — т - Д -S), или Pc(S) = где а - величина поверхностного натяж ения на границе фаз; 0 краевой угол смачивания; k - проницаемость; m - пористость; J ( S ) - безразмерная ф ункция (ф ун кц ия Л еверетта); а - коэф ф и циент, который зависит как от свойств сосущ ествую щ их фаз, так и от свойств твердой среды. 136 На жидкость с искривленной поверхностью действует допол нительное капиллярное давление. Учитывая влияние кривизны поверхности раздела, капиллярное давление может быть опреде лено как _ ctcosG Pc(S) ----- д— > где R - кривизна поверхности раздела. При пропитывании гидрофильной породы при высоком зна чении начальной водонасыщенности (равной 0 ,3 5 ) нефть остает ся только на отдельных участках поверхности породы. При вы соком значении водонасыщенности (около 78 %) капиллярное давление становится равным нулю. В породе несмачивающая фаза при малой насыщенности разбивается на отдельные ганг лии. При защ емлении нефти происходит формирование отдель ных ганглий нефти, гидродинамическая связь которых с движу щейся фазой прерывается. В гидрофильных породах при опере жающем движении воды по высокопроницаемой трещине проис ходит пропитка малопроницаемых блоков (противоточная про питка). Скорость капиллярного впитывания воды в блок зависит от времени Порядок скорости капиллярного вытеснения оценивается как 0,09 см /сут. Скорость пропитки определяется молекулярно поверхностными свойствами системы порода-нефть-вода и кол лекторскими свойствами пласта. Скорость капиллярного впиты вания пропорциональна скорости сокращения поверхности раз дела между нефтью и водой, которая пропорциональна площади поверхности раздела: сКО ~ где р - коэффициент, зависящ ий от размера блока, абсолютной проницаемости, относительных фазовых проницаемостей по неф ти и воде, поверхностного натяжения, угла смачивания, вязкости нефти. Первые блоки, находящиеся у нагнетательной скважины, бу дут пропитаны водой больше, чем более удаленные. Весь расход воды (прямолинейны й пласт) уходит в определенное число бло ков породы. Процесс капиллярной пропитки происходит в облас137 ти от стенки нагнетательной скважины до фронта капиллярной пропитки (от 0 до дГф). Ф ронт будет перемещаться в пласте со скоростью Позади фронта капиллярная пропитка практически закан чивается. Вода поступает в блоки, а нефть вытесняется из них под действием градиента давления. Коэффициент капилляр ного вытеснения имеет порядок 0,017. Время разработки место рождения с трещинно-поровым типом коллектора определяется временем безводного периода и временем капиллярной пропитки. Одной из основных задач при разработке карбонатных коллекторов является выбор системы заводнения и плотности сетки скважин. Степень влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу во многом зависит от типа карбонатного коллекто ра. В высокопродуктивных залежах карбонатного коллектора нефтеотдача от плотности сетки скважин не имеет такой же яв ной зависимости как в терригенных коллекторах. В низкопрони цаемых блоках влияние плотности сетки соизмеримо с суммар ным воздействием на нее всех остальных факторов. Наиболее существенное изменение К И Н от плотности сетки скважин по лучено при разрежении сетки с 4 до 16 га/скв при этом коэф фициент нефтеотдачи слабопроницаемых коллекторов снижается с 0,56 до 0,24; для коллекторов со средней проницаемостью при изменении сетки с 9 до 36 га/скв К И Н снижается с 0,64 до 0,3; для высокопроницаемых коллекторов при снижении сетки с 21,8 до 36,8 га/скв КИ Н снижается с 0,7 до 0,48. Плотности сет ки скважин, применяемые при разработке карбонатных коллек торов: - от 15 до 60 га/скв, при этом удельные извлекаемые запасы составляют от 100 до 400 тыс. т; - от 25 до 80 га/скв, удельные извлекаемые запасы - от 200 до 500 тыс. т; - от 100 до 300 га/скв, удельные извлекаемые запасы - до 1 млн т. 11.3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов, раз рабатываемых с применением заводнения стали применять раз личные технологии, включая: — нестационарного (циклического) воздействия. При цикличе 138 ском воздействии происходит изменение процесса капиллярной пропитки при совместном проявлении упругих и капиллярных сил; изменение направления фильтрационных потоков, приво дящее к повышению коэффициента охвата процессом вытесне ния из трещин, каверн и пропитки пористых блоков. Основной прирост нефтеотдачи и снижение темпа роста обводненности происходит после первого изменения направления фильтрацион ных потоков на 90°. Д ля увеличения эффективности технологии изменения на правления фильтрационных потоков используют закачку об ратной эмульсии для создания в пласте высоковязких изоли рующих экранов. Свойством обратной эмульсии является спо собность повышать вязкость при увеличении водной фазы (при внедрении в водонасыщенные участки пласта) и снижать вяз кость при увеличении нефтяной фазы (в нефтенасыщенных уча стках). В карбонатных коллекторах возможно применение газовых методов, включая водогазовое воздействие. Коэффициент вытес нения оценивается равным 0,87. На эффективность процесса в трещинно-кавернозных коллекторах значительное влияиние ока зывают гравитационные силы. В залежах с высоким этажом нефтеносности применяется за качка углеводородного газа при высоком давлении в повышен ную часть залежи, с предварительным созданием оторочки из конденсата или Ш Ф Л У или закачка СОг. Из физико-химических методов в условиях карбонатного коллектора может быть эффективно использовано полимерное заводнение за счет большей неоднородности структуры порового пространства и гидрофобности коллектора. Эффективность этого метода, заключающегося в увеличении нефтеотдачи и снижении обводненности продукции, может быть выше, чем в терригенном коллекторе. П рименение щелочного заводнения в карбонатных коллекторах не дало однозначных результатов. Тепловые методы. При повышении температуры до 60-100 °С из карбонатных пород начинает выделяться значительное коли чество диоксида углерода. Механизмы, протекающие в пласте при тепловых методах, дополняются механизмом процесса вы теснения нефти диоксидом углерода. Термополимерное воздействие - закачка в пласт нагретого до 8 0 -9 0 °С полимерного раствора может привести к повышению нефтеотдачи в 2 раза. Закачиваемый горячий полимерный рас твор, двигаясь по пласту, охлаждается до пластовой температуры на фронте вытеснения, что приводит к увеличению вязкости по лимерного раствора, выравниванию фронта вытеснения и увели139 чению коэффициента охвата. Процесс саморегулируемый. Часть тепла, отдаваемая полимерным раствором, передается нефти, а следовательно, снижается ее вязкость, увеличивается подвиж ность нефти, активизируется капиллярная пропитка блоков в трещинном коллекторе. Снижаются гидродинамические потери в ирискважинной области нагнетательной скважины. На 1 т сухо го полимера было получено 263 т нефти на опытном участке Мишкинского месторождения. При термополимерном заводне нии с добавками полиэлектролита, который замедляет деструк цию полимеру, увеличивается длительность воздействия на пласт и снижается расход полимера до 2 0 %. Технология циклического внутрипластового полимерно-тер мического воздействия заключается в чередовании закачки тер мополимерного раствора и воды, что приводит к увеличению ко эффициента охвата пласта, интенсификации капиллярных и тер моупругих эффектов и сокращению расхода полимера (Ижевское месторождение - увеличение нефтеотдачи на 8 % по сравнению с холодным полимерным заводнением). Пути интенсификации добычи: 1 . Кислотные обработки. Кислотные обработки (С К О ) приме няются для восстановления проницаемости и для повышения продуктивности низкопроницаемого коллектора (блоков). Техно логии СКО: кислотные ванны, термохимические, термокислот ные, пенокислотные, загущенная кислота. Площадь кислотного воздействия тем меньше, чем ниже норовая и трещинная прони цаемость. В низкопроницаемом коллекторе удельная поверхность пор и трещин и площадь взаимодействия с кислотой больше, чем у высокопроницаемого коллектора. В карбонатном коллекторе с подошвенной водой и с высокой вертикальной трещиноватостью при обработке П З СКО может быть получен отрицательный эффект, связанный с быстрым об воднением скважин. Применение специальных кислотных композиций для карбо натных коллекторов, замедляющих скорость реакции и позво ляющих дальше проникать по пласту. 2. Бурение горизонтальных скважин. Эффективность бурения горизонтальных скважин в трещинно-норовом коллекторе связа на с определением направленности трещин. При преимуществен но вертикальной ориентации трещин эффективность горизон тальных скважин будет высокой. К онт рольны е вопросы 1. От чего зависят размеры водо- и газонефтяных зон? 2. Какая переходная зона больше и почему: В Н З или ГНЗ? 140 3. Какая систем а разработки прим еняется на В Н З с разм ера ми более 35 %? 4. Какая систем а разработки прим еняется на В Н З с размера ми менее 18 %? 5. Чем определяется слож ность разработки карбонатных кол лекторов? 6 . Классификация карбонатных коллекторов. 7. О т чего завис ит величина капиллярного давления 9 8 . Какой процесс назы вается дренаж ны м? 9. Какой процесс назы вается капиллярной пропиткой? 10. К акие М У Н прим еняю тся в карбонатных коллекторах? 12 РА ЗРА Б О Т К А ГЛ У БО К О ЗА Л ЕГА Ю Щ И Х ПЛАСТОВ С А Н О М А Л ЬН О В Ы С О К И М ПЛАСТОВЫ М Д А ВЛЕН И ЕМ Как правило, начальное пластовое давление равно гидроста тическому Рил = РЯЯ, где р - плотность воды, к г /м ’*; g - коэф ф ициент силы тяжести, Н /кг; Н - глубина залегания пласта, м. Аномально высокое пластовое давление равно горному или геостатическому. Пластовое давление может превы ш ать гидроди намическое давление на десятки мегапаскалей. Такое давление создается в замкнутых глубокозалегаю щ их пластах, глубина ко торых выше 3 ,5 -4 км. Горное давление связано с внутрииоровым давлением как о г = а + р, где о, - вертикальное горное давление; а - среднее нормальное напряжение; р - внутрипоровое давление. При высоком средневзвеш енном пластовом давлении р* зна чение среднего нормального напряж ения а сравнительно низкое и равно где а - среднее нормальное напряжение, характеризую щ ее на пряженное состояние Iпаста. Д ля упругих (обратимы х) деформаций, находящ ихся в рамках закона Гука, справедливо уравнение £ е , = a r - v ( a y -с т 2), где Е - модуль Ю нга (м одуль продольной упругости), для горных пород этот модуль может м еняться в пределах от нескольких сот до единиц 1(Г4 МПа; ех - деф орм ация (сжатие или растяж ение) породы; а х, о у , a z - нормальны е составляю142 щие напряжений; v - коэффициент Пуассона (коэффициент поперечного сж атия) для горных пород принимает значения от О до 0,5. Относительное изменение объема образца породы можно оп ределить как ДV _ За(1 - 2v) V Е Упругие характеристики горных пород зависят от состава, структуры пустотного пространства, насыщенности, температуры, давления. При работе добывающей скважины пластовое давление сни жается, образуя вокруг скважины область пониженного давления. При этом в скелете пласта увеличивается напряжение, что при водит к деформации пласта. Деформации могут быть: упругими; неидеально упругими; неупругими (пластическими). Упругие свойства характеризуют свойства тел восстанавливать свою фор му. При упругих деформациях порода возвращается в исходное состояние после прекращ ения воздействия внешних сил. При разработке нефтяного месторождения с аномально высо ким пластовым давлением без воздействия на пласт пластовое давление быстро снижается. Среднее нормальное напряжение, пористость, проницаемость пород пласта изменяются нелинейно. Для неидеально упругой и пластической деформаций в терригенных коллекторах пористость зависит от среднего нормально го напряжения как т = m0 e ^ c<o~o° \ где то - начальное значение пористости при а = ао; ао - началь ное среднее нормальное напряжение; (Зс - сжимаемость пород пласта. Зависимость проницаемости терригенного коллектора от сред него нормального напряжения имеет вид k = ^ е - р*(а-°о), где ко - начальное значение проницаемости при а = а; (3* - ко эффициент изменения проницаемости горных пород за счет сжимаемости, при этом соблюдается соотношение Р* > Ре- При разработке замкнутых пластов с трещинной пористостью при значительном снижении пластового давления и сильной де143 формации пород происходит Ьолее резкое изменение продуктив ности скважин вследствие смыкания трещин, чем при разработке сильнодеформируемых пластов, сложенных терригенными поро дами. Трещинная пористость пород при изменении средневзве шенного пластового давления р составит Щ = 'ИоД 1 - Р т ( Р о Проницаемость пород с трещинной пористостью при измене нии пластового давления можно определить как ^ U i -M pJ - p '» . где рт - коэффициент изменения трещинного пространства пород с изменением внутрипорового давления р\ т(ь &<* - начальные значения трещинной пористости и проницаемости. При пластических деформациях изменение формы тела явля ется необратимым. При увеличении нагрузки выше некоторого значения может начаться разрушение породы. Критическое на пряжение, при котором происходит его разрушение, называется пределом прочности. Пластичность характеризует свойства поро ды необратимо деформироваться без нарушений сплошности под действием механических нагрузок. В горных породах пластиче ская деформация может возникнуть в результате сдвига зерен в определенном направлении под действием напряжения. Дефор мация хорошо проницаемых коллекторов прекращается через 10-40 минут после изменения пластового давления, в малопро ницаемых породах это время может возрасти до 40 часов. Клас сическая теория упругого режима фильтрации разработана для пород, обладающих только упругими (обратимыми) деформа циями. К таким породам относятся песчаники с кальцитовым цементом (без примеси глин). Деформация способна влиять на фильтрационные характеристики пласта: пористость и проницае мость. При снижении пластового давления объем порового про странства пласта уменьшается за счет упругого расширения зерен породы (деформация твердой фазы). Необратимая деформация (нелинейная упругая и пластиче ская) замедляет темпы отбора нефти и снижает нефтеотдачу. Особенно быстро реагируют на нагрузки коллекторы трещинного и трещинно-порового типа. Д ля коллекторов такого типа харак терно быстрое снижение пластового давления при эксплуатации залежей по редкой сетке, резкое снижение продуктивности сква жин в начальный период эксплуатации при значении забойного давления выше давления насыщения, неравномерность измене ния продуктивности скважин, при этом 2 0 -3 0 % скважин обес печивают 80 % добычи нефти. Основной признак открытой вер144 тикальной трещ иноватости разных слоев продуктивных пластов заключается в превышении пластового давления над боковым горным давлением, сжимающим стенки трещин. Пока пластовое давление выше бокового горного давления, принято считать тре щину раскрытой. И зменение степени раскрытости трещины оп ределяется по формуле Котяхова Рт =Ро ехР[Рт(Рш1 -< т 6)]> где ро - раскрытость трещин при р пл = сто (реальные значения Ро = 4 -6 0 мкм); рт - коэффициент сжимаемости трещин, рх = = 2,2-5,1* 10” 1/М П а; ag - боковое горное давление. При р пл < а 6 стенки трещин начинают смыкаться, при этом обеспечивается дополнительная (затухающая) фильтрация жид кости. Закон сжимаемости трещин А У = <*Л ш х /К К п а х + ^ п ), где AV - сжимаемость трещины под действием нормальных на пряжений; Vmax - максимально возможное сжатие трещины под действием нормальных напряжений; Кп - начальная жесткость трещин, (5 —100)* 103 М П а/м . При ^ < стб сжимаемость трещин после смыкания стенок оп ределяется исходной жесткостью. После того как пластовое давление достигло значения боково го горного, проницаемость трещин уменьшается по мере даль нейшего роста депрессии с интенсивностью, зависящей от на чальной жесткости трещин. Дебит скважины снижается с интен сивностью, зависящ ей от начальной жесткости. После снижения пластового давления ниже бокового горного, трещины сжимают ся. В процессе нагнетания воды в пласт или после прекращения добычи, сжатые трещины начинают раскрываться. Основные закономерности деформированного состояния тре щин состоят в следующем. При разгрузке возникают упругий и остаточный компоненты смещений. Остаточный компонент смещений в первом цикле нагрузка разгрузка составляет 4 0 -8 0 % от максимального сжатия Ктах. Ве личина остаточного компонента уменьшается, если разгрузку на чинать с меньшего значения. Ограничения по степени снижения пластового давления должны учитывать изменения упругих свойств породы. Режим разработки месторождения, когда основной энергией являю тся неупругие свойства горных пород, называется реологи ческим режимом или режимом уплотнения. 10. З ак. 10577 145 Для радиального притока нефти деОит скважины в сильнодеформируемом пласте равен а . = ------------- ---------------------------- • Для радиального притока нефти дебит скважины в сильнодеформируемом пласте с трещинной пористостью равен <7нс = I — 2 . [ l + p T( p - p 5 ) 3 ] r ^ . и„ dr За счет закачки в пласт воды можно поддерживать среднее пластовое давление выше гидростатического, продлевая период естественного фонтанирования скважин при высокой обводнен ности. В таких месторождениях снижать пластовое давление ни же гидростатического не эффективно. Контрольны е вопросы 1. Какое давление называется аномально высоким? 2. Какие виды деформации вы знаете? 3. Что такое пластичность? 4. Какая деформация является необратимой? 5. Какой режим разработки называется реологическим или режимом уплотнения? 6 . При каком давлении начинают смыкаться стенки трещи ны? 7. Какой вид зависимости проницаемости от глубины зале гания (напряженного состояния пласта) характерен для коллек тора с нормальным пластовым давлением? 8 . Какой вид зависимости проницаемости от глубины зале гания (напряженного состояния пласта) характерен для коллек тора с аномально высоким пластовым давлением? 9. Как меняются среднее нормальное напряжение, порис тость, проницаемость пород в пластах с аномально высоким пла стовым давлением? 10. Что необходимо учитывать при расчете дебита скважины в сильнодеформируемом пласте? ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Аномально вы сокое пластовое давление - давление, равное горному или геостатическому. Бислойная пленка - пленка, толщ ина которой достаточна для образования двух независим ы х поверхностен раздела (ж и д кость - пленка, пленка - воздух), характеризуемы х собственным поверхностным натяж ением . В есовой коэф ф и ци ен т соответствует значимости данного па раметра дл я вы бранного метода воздействия и может принимать значения от 0 до 1 . Г азонеф тяное месторож дение (Г Н М ) - это нефтяное место рождение с газовой ш апкой. Гравитационное число Стоуна - параметр, определяющ ий со отнош ение сил вязкостного трения и гравитационных. Д ренаж ный процесс - вы теснение более смачивающей фазы менее смачиваю щ ей. И зотерм а конденсации определяет отнош ение массы конден сировавш ихся углеводородов (V B ) к массе углеводородного газа, их содерж авш его (при постоянной температуре). К апиллярное число - число, определяю щ ее соотношение вяз костных и поверхностны х сил. К онденсат - это природная смесь углеводородных соедине ний, растворенны х в газе при определенных термобарических условиях и переходящ их в ж идкую ф азу при снижении давления ниже давления конденсации. Конденсат характеризуется содер жанием ф ракц и й Сз+. К оэф ф ициент температуропроводности определяет скорость перераспределения температуры и измеряется в м 2 /с . К оэф ф ициент теплоиспользования - отнош ение количества тепла аккум улированного в пласте, к количеству тепла, введен ного в пласт. К оэф ф ициент теплопроводности определяет количество теп ла в дж оулях, проходящ его за 1 секунду через 1 м в направле нии, перпендикулярном сечению, при градиенте температуры в 1 К /м . К ратность пены — отнош ение объема образовавшейся пены к первоначальном у объему жидкости. Критерии применимости - интервалы значений ге о л о т 147 физических параметров пласта и ф изико-хим ических свойств пластовых ж идкостей и газов, при которых был получен полож и тельный технологически!! эф фект. Ламеллы - тонкие пленки, разделяю щ ие пузыри. Л инза - это толстый слой пленки определенных размеров, ф орма которой обусловлена силами притяж ения. Методы увеличения нефтеотдачи (М У Н ) - это такие методы воздействия (M B ) на пласт, которые обеспечиваю т прирост ко нечного коэф ф ициента извлечения нефти (К И Н ) по сравнению с базовым методом. М онослой - это пленка, толщ ина которой соответствует раз меру всего одной молекулы. О торочка теплоносителя - это объем специально подготов ленной и нагретой до определенной тем пературы воды. Пены - это газож идкостное образование, относящ ееся к дис персным системам (одна ф аза ж идкая, другая ф аза - внутрен няя - газообразная) и представляет собой множество газовых пузырьков, распределенных в ж идкой среде. Подвижность ф азы - отнош ение относительной фазовой проницаемости к вязкости этой фазы. Пропитка - вытеснение менее смачиваю щ ей ф азы более сма чивающей. П роцесс дистилляции - испарение легких ф ракций углеводо родов, перенос их по пласту и конденсация в менее прогретой части. Расклиниваю щ ее давление - это избыточное давление по по верхности пленки (перекры тие областей действия молекулярны х сил со стороны пленок). Сайклинг-процесс - это процесс нагнетания сухого (отбензиненного) газа для поддерж ания давления в залеж и выше давле ния начала конденсации для предотвращ ения ретроградной кон денсации. С крытая теплота парообразования - это количество тепла, необходимое для передачи единице массы воды, чтобы перевести ее в 100%-й пар при постоянной температуре, к Д ж /кг. Смешивающееся вытеснение - полная взаим ная раствори мость нефти и газа при отсутствии сил поверхностного натяж е ния на границе фаз. Соотношение подвижностей - отнош ение вы тесняемой и вы тесняющ ей фаз. Степень промытости пластов - отнош ение добытой жидкости к начальным балансовым запасам нефти (в м3) в пластовых ус ловиях. Сухость пара - отнош ение массовой доли насыщ енного пара (М п) к массе пара и воды. 148 Теплоемкость - отнош ение количества тепла, сообщенного (отданного) горной породе, к соответствую щ ему изменению тем пературы. Т еплосодерж ание (или энтальпия) - это количество тепло вой энергии, содерж ащ ееся в веществе. Трудноизвлекаем ы е запасы - запасы, находящ иеся в слож ных геолого-ф изических условиях, обладающ ие «ухудшенными» ф изическим и свойствами, извлечение которых связано с повы шенными технологическим и трудностям и и финансовыми затра тами. Ф а к т о р соп роти влен и я - отнош ение подвижности воды к подвижности водного раствора полимера. Ф актор остаточного сопротивления - отнош ение соотнош е ния подвиж ности воды до и после закачки полимера. Ф изико-хим ические методы увеличения нефтеотдачи (Ф Х М УН ) - это методы воздействия на пласт, основанные на закач ке химических веществ. Ф ункция принадлеж ности - определяет степень соответствия данных геолого-ф изических параметров пласта критериям при менимости. Щ елочное заводнение - это закачка в пласт рабочего агента, растворы которого имею т щ елочную реакцию. ПРИЛОЖЕНИЕ № п/п Наимено вание система СИ Промышленные единицы Преобразова тельный коэффициент Метри ческие единицы 1 Площадь, м2 (ш2) mile2 acre ft2 inch2 2,589988 4046,856 0,09290304 6,4516 км2 м2 м2 см2 2 Сжимае мость, П а'1 ( Р а 1) P a '1 0,1450377 кПа-1 3 Плотность, кг /м 3 (kg/m3) g/sm3 lbm/ft3 °API 1000,0 16,01846 141,5/(131,5+°API) кг/ м3 кг/м3 г/м3 4 Дебит, м3/с (m3/s) bbl/d ft3/d 0,1589873 0,02831685 м3/сут м3/сут 5 Сила, Н (N) lbf pdl dyne 4,448222 138,2550 0,01 мН мН н 6 Длина, м (т ) mile ft inch 1,609344 30,48 2,54 км см см 7 Давление, Па (Ра) atm bar lbf/in2 (psi) dyne/sm2 101,325 100,0 6,894757 0,1 кПа кПа кПа Па 8 Масса, кг (kg) ton lbm 1000 0,4535924 кг кг 9 Температура, К (К) °C °F +273,15 (°F-32)/l,8 К °С iso П р о д о л ж е н и е прил. № п/п Наимено вание система СИ Промышленные единицы Преобразова тельный коэффициент Метри ческие единицы dyne/sm 1,0 Mi l м 10 Поверхност ное натяже ние, Н /м (N /m ) 11 Вязкость, П ас (P a s) сР 0,001 Пас 12 Объем, м3 (ш3) acre-ft cu.ft bbl U. S.gal liter 1233,489 0,02831685 0,1589873 3,785412 1,0 м3 м3 м3 дм3 дм3 13 Проницае мость, м2 ( т 2) Д Ю"12 м2 ОБ АВТОРЕ Н азарова Л ариса Н иколаевна, кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторож дений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Специалист в области проектирования и разработки нефтяных месторождений. Эксперт России но недропользованию. РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА 1. Антониади Д.Г. Теория и практика разработки месторождений с высоко вязкими нефтями. - Краснодар: Советская Кубань, 2004. - 336 с. 2. Базив В.Ф. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разра ботки нефтяных месторождений с заводнением. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» 2007. - 369 с. 3. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и биту мов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2010. - 536 с. 4. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефте отдачи пластов. - М.: Недра, 1988. - 422 с. 5. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь/Н.А. Еремин, А.Б. Золоту хин, Л.Н. Назарова и др.: Учебное пособие. - М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1995. 6. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазо вых месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ*, 1996. 7. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. - Москва-Ижевск: Ин ститут компьютерных исследований, 2008. - 668 с. 8. Еремин НА., Ибатуллин Р.Р., Назина Т.Н., Ситников АА. Биометоды увели чения нефтеотдачи. - М.: РГУ нефти и газа, 2003. - 125 с. 9. Желтое Ю.П. Разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО Издательство «Недра», 1998. - 365 с. 10. Золотухин А.Б. Моделирование процессов извлечения нефти из пластов с использованием методов увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие. - М.: МИНГ, 1990. - 267 с. 11. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов/М.Л. Сургучев, В.И. Кол ганов, А.В. Гавура и др. - М.: Недра, 1987. - 230 с. 12. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. - 668 с. 13. Корнев КГ. Пены в пористых средах. - М.: Физматлит, 2001. - 192 с. 14. Малофеев Г.Е., Мирсаетов О.М., Чоловская ИД. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеот дачи: Учебное пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. 15. Манырин В.Н., Швецов ИА. Физико-химические методы увеличения неф теотдачи при заводнении. - Самара, 2002. - 224 с. 16. Методы извлечения остаточной нефти/М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин и др. - М.: Недра, 1991. - 347 с. 17. Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии. - М.: НП НАЭН, 2008. - 354. 18. Моделирование разработки месторождений природных газов с воздействи ем на пласт/Р.М. Тер-Саркисов, Н.А. Гужов, А.А. Захаров и др. - М.: Недра, 2004. - 590 с. 19. М у с л и м о в PJC. Современные методы повышения нефтеизвлечения, проек тирование, оптимизация и оценка эффективности: учебное пособие. - Казань, 2005. - 688 с. 20. Назарова Л.Н. Теоретические основы разработки нефтяных и нефтегазо 153 вых месторождений: Учебное пособие. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - 77 с. 21. Роберт Эрлагер мл. Гидродинамические методы исследования скважин. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 512 с. 22. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. - М.: Газоилпресс, 2006. - 200 с. 23. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с. 24. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. - М, 2005. 688 с. 25. Тронов ВЛ., Тронов AJB. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. - Казань: ФЭН, 2001. - 476 с. 26. Уиллхайт Пол. Заводнение пластов. - Москва-Ижевск: Институт компью терных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. - 787 с. 27. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводо родов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований НИЦ «Регуляр ная и хаотическая динамика», 2008. - 672 с.

nazarova1

Related documents

Products

Support

nazarova1

Related documents

Add this document to collection(s)

Add this document to saved

Suggest us how to improve StudyLib