Реферат: Методы заводнения пластов –

Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вяз­кость нефти — один из основных факторов, определяющих ее ма­лую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эф­фективность извлечения. Вязкость нефти сильно зависит от температуры, которая в естественных условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более 25— 50 мПа-с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения ее вязко­сти. При нагревании нефти от 20—25 до 100—120°С вязкость ее может снижатьсяРис. 82. Зависимость вязкости нефти |хн от темпе­ратуры для Кенкиякского месторождения с 500—1000 до 5—20 мПа-с (рис. 82). На практике применяются различные методы искусственного теплового воздействия на пла­сты, содержащие высоковязкие нефти, — внутрипластовое горение t (сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и па-роциклические обработки скважин [4, 6, II, 18, 46].

Внутрипластовое горение

Механизм процесса. Метод извлечения нефти с помо­щью внутрипластового горения был предложен в начале 30-х. годов советскими учеными А. Б. Шейнманом и К- К. Дубровай. Процесс основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопро­вождающуюся выделением больших количеств теплоты. Он от­личается от горения на поверхности. Генерирование теплоты не­посредственно в пласте — основное преимущество данного метода

[2,4,6,11].

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины обычно нагревом и нагнетанием

~ >здуха.

Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала фения, получают при помощи забойного электронагревателя, зовой горелки или различных реакций.

f После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2 и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вы­теснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти,, кутающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водя-[Ым паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фонта горения и претерпевающая изменения вследствие дистил-;яции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. i результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зави­симости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего’ [топлива может составлять 10—40 кг на 1 м3 пласта, или 6—25 % [‘первоначального содержания нефти в пласте. Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением .плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличи­вается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осу­ществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происхо­дит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80 % и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рас­сеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некото

рое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, т. е. приближение генериро­ванной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из задней области в переднюю относи­тельно фронта горения возможно за счет улучшения теплопере-иоса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью, например воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влаж­ного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определен­ных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движу­щимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый пото­ком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горе­ния, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденси­рованной горячей воды.

Внутрипластовое парогенерирование — одна из важнейших •особенностей влажного горения, в значительной мере определяю­щая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха ле­жит примерно в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т. е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1— 5) -103 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса.

Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пла­сте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топ­лива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отно­шения приводит к сужению фронта, повышению температуры горе­ния и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Процесс влажного горения целесообразно про­водить с максимально возможными значениями водовоздушного отношения.

По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон (рис. 83). Наиболее высокой температурой характеризуется ■фронт горения (зона III). В лабораторных условиях диапазон из­менения температуры фронта горения составлял 350—1000°С. Ее величина зависит от свойств нефтей, тепловых характеристик пласта и окружающих пород. Кроме того, применительно к су­хому горению она возрастает с увеличением плотности потока воздуха, доли кислорода в воздухе и давления в модели пласта. Для влажного горения установлено, что увеличение водовоздуш­ного отношения приводит к снижению температуры фронта горе

Рис. 83. Температурный профиль процесса влажного горения Т по длине пласта L и распределение насыщенности пласта нефтью, водой и воздухом S по длине

пласта (пласт однородный)

.ния. На температуру фронта горения влияет также тип коллек-

|тора. Температура фронта горения в карбонатных пластах выше,

{■чем в песчаных.

, В зоне горения все жидкости испаряются, за исключением

‘тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен породы в виде коксовидного остатка, служащего топливом для

, внутрипластового горения. Позади фронта горения остается выж­женный пласт. Однако при высоких значениях водовоздушного отношения может находиться остаток несгоревшего топлива.

| В зоне // (рис. 83), непосредственно примыкающей к фронту горения, имеется фильтрация воздуха и испарившейся воды. В зоне / температура уменьшается до температуры нагнетае­мых рабочих агентов. В этой зоне происходит фильтрация воздуха и воды.

К зоне горения /// примыкает зона перегретого пара IV 1 (рис. 83), характеризуется резким падением температуры и ис-

f парением воды, содержащейся в пласте.

Перед зоной перегретого пара образуется зона насыщенного

[пара V, называемая стабилизированной зоной или паровым плато,.

: с температурой, претерпевающей незначительные изменения. В этой зоне происходят трехфазная фильтрация и дистилляция нефти. Размер зоны увеличивается по мере продвижения фронта горения.

Зона VI является переходной зоной с трехфазной фильтрацией нефти, воды и газа, конденсацией пара в воду и образованием оторочки горячей воды. Впереди зоны горячей воды и легких углеводородов температура в пласте равна начальной, но еще вы­деляются три зоны, отличающиеся друг от друга насыщенностью пористой среды жидкостями и газом.

Зона VII — так называемый водяной вал.

Зона VIII характеризуется повышенной нефтенасыщенностыо (нефтяной вал).

В зоне IX фильтрация нефти, воды и газа определяется началь­ным распределением их насыщенностей.

Во всех зонах наличие газа (продуктов горения) оказывает влияние на механизм вытеснения нефти. Газы могут содержать большое количество СО2.

Системы и технология разработки. При осуще­ствлении влажного горения впереди фронта горения образуется обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Размер ее имеет тот же порядок, что и размер выжженной зоны, и достигает 100— 150 м и более. Это указывает на возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (до 16—20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается суммарный расход воздуха на добычу нефт/и. Регулированием развития зоны прогрева пласта впереди фронта горения можно сэкономить рас­ход воздуха в 1,5—2 раза. Дополнительную экономию расхода воздуха на добычу нефти можно получить за счет перемещения по пласту созданной тепловой оторочки нагнетанием в пласт обыч­ной воды. В целом же можно считать, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти в 2—3 раза меньше, чем при сухом горении. Но для нагнетания воды могут понадобиться до­полнительные скважины. Удельный расход воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, согласно различным промысловым испытаниям, может изменяться от 2000 до 3500 м3/м3, а при влажном горении — от 1000 до 2000 м3/м3.

Технология внутрипластового горения должна предусматри­вать постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соот­ветствии с расширением фронта горения по мере его удаления от нагнетательных скважин. Давление нагнетания воздуха на устье нагнетательной скважины обычно в 1,5—2 раза выше пластового давления.

Максимально возможное сокращение расхода воздуха на до­бычу нефти при влажном горении является основной целью и условием расширения применения этого метода на практике, что возможно только при осуществлении оптимальной техноло­гии процесса.

Реализуемые проекты. Эффективность метода. В настоящее время в различных странах осуществляется более 50 проектов внутрипластового горения. В большинстве из них при­меняется только та или иная комбинация внутрипластового го

рения с заводнением. Наиболее ранние проекты реализуются в США и Румынии. Добыча нефти за счет применения внутри­пластового горения в США превышает 600 тыс. т/год, а в Румы­нии — 430 тыс. т/год [47].

В табл. 42 приведены геолого-физические параметры промыс­ловых объектов, на которых осуществлялись испытания влажного

горения. В табл. 43 приведены основные технологические резуль­таты этих испытаний. Наибольший интерес из них представляют опыты, проведенные на месторождениях со значительной глуби­ной залегания продуктивных пластов и малой вязкостью нефти. Месторождение легкой нефти Слосс было открыто в 1954 г. Его начальные геологические запасы нефти составляли 6 млн. м3. Оно было разбурено к 1958 г. с плотностью 16 га/скв. Через 2,5 года после начала разработки была достигнута максимальная добыча нефти—1530 м3/сут. Месторождение разрабатывалось вначале на упругом режиме, а затем на режиме растворенного газа, и к середине 1958 г. текущая нефтеотдача достигла 11 % от начальных запасов нефти. В это время было начато заводнение-месторождения, в результате которого среднесуточная добыча нефти увеличилась на 400 м3/сут. К середине 1963 г. вся залежь была обводнена. В это время и начались испытания влажного горения на одном из участков месторождения [46].

Общие результаты заводнения и достигнутая при этом нефте- ‘ отдача не приводятся, однако указывается, что к началу приме­нения влажного горения остаточная нефтенасыщенность пласта оценивалась величиной порядка 30 % (± 10 %).

Четыре добывающие скважины располагались примерно в 320 м от нагнетательной. Скважины эксплуатировались до чи­стой воды и перед началом опытных работ простаивали уже в те­чение 2—3 лет.

Горение было начато в мае 1963 г., после чего в течение 34 сут в пласт закачивался один воздух с расходом 28 тыс. м3/сут. Б июне 1963 г. процесс был переведен на режим влажного горе­ния. Закачка водовоздушной смеси в нагнетательную скважину продолжалась до октября 1965 г., затем из-за резкого снижения приемистости нагнетание рабочих агентов разделили: воздух закачивали в оценочную скважину, расположенную в 45 м от нагнетательной, а воду — в нагнетательную. Средний водо­воздушный фактор составлял 7,5 ■ 10~3 м3/м3. Темп нагнетания воздуха также был высоким — более 40 тыс. м3/сут. Давление нагнетания составляло 23 МПа.

Добыча нефти за счет влажного горения составила 13,4 тыс.м3, а средний дебит нефти реагирующих скважин—13,5 м3/сут. Сум­марная закачка воздуха равна 40,7 млн. м3.

Согласно анализу кернов из скважин, расположенных на рас­стоянии 45 и 90 м от нагнетательной, был сделан вывод, что фронт горения продвинулся на расстояние порядка 90 м, а сред­ний охват пласта горением по толщине составляет 80%- Удель­ное количество сгорающей нефти равно примерно 15 кг/м3 пласта (L3—15 % от начальной насыщенности).

К концу 1965 г. коэффициент извлечения нефти на опытном участке достиг 43 % от запасов нефти к началу осуществления процесса. Было принято решение о расширении программы примене­ния влажного горения на месторождении Слосс. Эта программа реализована на площади 388,5 га и была самой крупной из извест­ных программ третичных методов добычи нефти. Как и на опыт­ном участке, система размещения скважин была площадной пятиточечной. Всего было десять элементов, плотность размеще­ния скважин на большинстве из них составляла 32 га/скв. Два элемента из упомянутых были объединены. Программа испытаний включала 9 нагнетательных и 27 добывающих скважин.

Средний темп нагнетания воздуха составлял 250 тыс. м3/сут, или 28 тыс. м3/сут в расчете на одну нагнетательную скважину. После создания фронта горения его постепенно увеличивали в течение месяца. В дальнейшем в призабойной зоне сильно по­вышалось сопротивление и скважины практически не принимали воду. Поэтому сравнительно длительный период (примерно 8 мес.) в пласт закачивали только воздух.

Нагнетание воды было начато в ноябре 1967 г. Накопленный водовоздушный фактор за 4,5 года составил 4,4 • 10~3 м3/м3. Всего в пласт в период осуществления влажного горения было закачано 1,72 млн. м3 воды. Затем 2,5 года осуществлялось обыч­ное заводнение.

Перед началом опытных работ нефть давали только шесть скважин с суммарным дебитом 51, 7 м3/сут. Все остальные сква­жины были обводнены и закрыты. По оценкам, за счет продолже­ния заводнения можно было бы получить максимум 19,1 тыс. м3 нефти.

Максимальный отбор нефти был достигнут на стадии осуще­ствления влажного горения в 1968 г. и составил 87,5 м3/сут.

За период осуществления процесса горения (4,5 года) из за­лежи было добыто 102,8 тыс. м3 нефти. С учетом добычи нефти из опытного участка к началу реализации расширенной про­граммы общий отбор нефти составил 116,2 тыс. м3 нефти. В ра­счете на эту добычу воздухонефтяной фактор составил 3700 м3/м3.

В результате применения влажного горения с учетом добычи при заводнении из залежи было извлечено 179,7 тыс. м3 нефти, т. е. 19,1 % от остаточных после заводнения запасов нефти. На­копленный воздухонефтяной фактор составил 2390 м3/м3.

Объемный коэффициент охвата пласта горением был значи­тельно ниже 50 % из-за трудностей регулирования процесса при площадной системе размещения скважин. В то же время наблю­далось перемещение высокотемпературных зон на значительные расстояния (до 360 м).

В целом результаты работ на месторождении Слосс дают весьма важный обнадеживающий материал о возможности эф­фективного применения влажного горения для доразработки месторождения маловязких нефтей после их частичного заводне­ния.

Интересные результаты былк получены и на месторождении Суплаку де-Барку (Румыния). Здесь на пятиточечном элементе

с плотностью размещения скважин 0,5 га/скв в 1966 г. был на­чат процесс сухого внутрипластового горения. При этом дебиты отдельных скважин увеличивались от 2—5 до 90—100 м3/сут. В 1967—1971 гг. горение осуществлялось на восьми новых участ­ках площадью около 4 га каждый.

Средний удельный расход воздуха при осуществлении сухого горения на первоочередном опытном участке составлял около 2200 м3/т. Начатая в июне 1973 г. закачка воды наряду с возду­хом, позволила уже к октябрю 1973 г. уменьшить удельный рас­ход воздуха до 1700 м3/т. Нефтеотдача за фронтом горения со­ставляла 45—50 % от запасов.

В 1971 г. испытания влажного горения были начаты на место­рождении Беллевью (США). Опытный участок площадью 4 га представлял собой четыре семиточечных элемента. За период раз­работки с 1921 до марта 1971 г., несмотря на применение различ­ных методов интенсификации добычи, нефтеотдача по опытному участку составляла всего лишь 5%. За два первых года испыта­ний в пласт было закачано 118,9 млн. м3 воздуха и 72 тыс. м5 воды. Накопленная добыча нефти за этот период достигла 40,4 тыс. т, что составляло 13, 65 % от запасов нефти на начало процесса. Воздухонефтяной фактор составил 2768 м3/м3.

В нашей стране первый промысловый опыт применения влаж­ного горения был начат на залежи, содержащей нефть повышен­ной вязкости, где, как известно, тепловые методы воздействия дают наибольший эффект. В качестве объекта для испытаний влажного горения была выбрана залежь горизонта ПКв площади Хоросаны месторождения Балаханы — Сабунчи — Романы. Опыт­ный участок расположен в северо-западной части площади Хоросаны. Его геолого-промысловая характеристика приведена ниже.

Коллектор Песчаник

Глубина залегания кровли пласта, м 250—300

Площадь опытного участка, га 9,26

Толщина пласта, м:

общая 57

эффективная нефтенасыщенная 35,4

Проницаемость, мкм2 0,53

Нефтенасыщенность, %:

начальная 80

текущая на 1/IV 1973 г 71

Вязкость нефти, мПа-с 136

Нефтеотдача на I/IV 1973 г., % ‘ П.4

Разработка залежи горизонта ПКв в районе опытного участка была начата в 1930 г. на режиме растворенного газа с переходом в дальнейшем на гравитационный режим с весьма невысокимиРис. 84. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного участка месторождения Балаханы—Сабунчи—Романы (площадь Хоросаны, гори­зонт ПК) при влажном внутрипластовом горении.

, — закачка воздуха; QB — добыча нефти; QB — содержание воды в продукции; <2ЗВ— закачка воды; пи — число нагнетательных скважин

•емпами отбора нефти, составляющими в среднем около 0,3 % год от начальных балансовых запасов нефти.

К началу опытных работ участок эксплуатировался 16 добы-;ающими скважинами, расположенными тремя рядами вокруг агнетательной скважины на расстоянии соответственно 60, 130 |и 180 м с дебитами 0,3—1,4 т/сут.

Промысловые испытания были начаты в апреле 1973 г. и осу­ществлялись в два этапа. На первом в пласте был создан фронт горения, который в течение 1973 г. поддерживался нагнетанием •в пласт только воздуха, т. е. осуществлялся процесс сухого горе­нияВ конце декабря 1973 г. была начата пробная, а с марта 1974 г. — регулярная закачка воды вместе с воздухом.

Пластовое давление в районе первого ряда добывающих сква­жин увеличилось от 0,58 до 2—2,5 МПа, что позволило перевести реагирующие скважины на фонтанирование.

Добыча нефти из добывающих скважин опытного участка воз­росла от 13,4 до 20 т/сут (рис. 84).

Воздухонефтяной фактор изменялся от 1500 до 2360 м3/т при среднем значении 1840 м3/т.

Нагнетание вместе с воздухом воды повысило текущую до­бычу нефти до 30 т/сут, которая более чем в 2,5 раза выше исход­ной добычи. При этом дебиты нефти отдельных скважин возросли в 10—15 раз, а темп отбора нефти возрос от 0,17 до 2 % в год от начальных балансовых запасов нефти. Текущая нефтеотдача за период промысловых испытаний увеличилась от 11,4 до 25%.

При реализации влажного горения текущее водовоздушное

отношение изменялось от 0,0005 до 0,025 м3/м3. Накопленное во-довоздушное отношение составляет 0,0018 м3/м3. Всего в пласт за период промысловых испытаний закачано 41, 6 млн. м3 воздуха и 73,6 тыс. м3 воды. Переход к реализации влажного горения позволил в 2,5 раза уменьшить по сравнению с сухим горением воздухонефтяной фактор, который снизился до 700—1000 м3/т.

Анализ керна из оценочной скважины, пробуренной в выж­женную зону, показал, что распространение фронта горения опре­деляется слоистой неоднородностью пласта. Было установлено, что собственно процессом горения охвачено 32,2 % от общей эф­фективной толщины пласта. Охват пласта тепловым воздействием за счет послойного перемещения фронта горения составляет 84 % от общей эффективной толщины пласта. Коэффициент вы­теснения нефти в выжженных прослоях с учетом ее затрат на осуществление процесса составляет 80,5%, а в прослоях, примы­кающих к ним, — 57,3 %.

За счет теплового воздействия в значительной мере умень­шается негативное влияние слоистой неоднородности пласта на его нефтеотдачу.

В 1978 г. было завершено создание основного элемента рядной системы — линейного теплового фронта. Объем нагнетания воздуха в эти скважины составлял около 10 тыс. м3/сут, а воды — 10 м3/сут.

С 1981 г. осуществляется крупный промышленный опыт внутри-пластового влажного горения на месторождении Каражанбас. Нагнетание осуществлялось вначале через три скважины, а затем через 35. Объем нагнетаемого в пласт воздуха превышает 80 млн. м3/год, а добыча нефти за счет метода—100 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении установлена по техно­логическим показателям.

Недостатки, ограничения, проблемы. Метод внут-рипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из-за высокой температуры выходящих газов возникает необходимость решения сложных технических проблем по охране окружающей среды, утилизации продуктов горения, обеспечению безопасного ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, обра­зованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, кор­розии оборудования, возможности проявления гравитационных эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием, и др.

Для реализации внутрипластового влажного горения в мало­проницаемых пластах требуется бурение нагнетательных сква­жин-дублеров для раздельного нагнетания воздуха и воды, так как при совместной их закачке резко снижается приемистость (в 4—10 раз).

Метод внутрипластового горения — один из наиболее сложных по своему механизму, условиям реализации, моделированию и про­гнозу возможной эффективности.

. Неравномерное выгорание пласта сильно изменяет его свой­ства, что усложняет применение в дальнейшем каких-либо других методов извлечения остаточной нефти.

Будущее метода. Масштабы применения в будущем будут сдерживаться в основном сложностью его технической реализации, а также техническими трудностями обеспечения безопасности и управления охвата пласта процессом.

Эффективность и управляемость метода внутрипластового горе­ния можно существенно повысить, добавляя к нагнетаемой водо-воздушной смеси определенные агенты, катализаторы, добавочное топливо (жидкое или газообразное), изменяя режим и системы на­гнетания рабочих агентов (воды и воздуха) в пласт (циклическое воздействие) с целью сокращения удельного расхода воздуха и по­вышения теплового воздействия на пласт.

При повышенных водовоздушных отношениях метод влажного горения переходит в другие модификации внутрипластового горе­ния с заводнением. Фронт горения может прекратить существова­ние, а закачиваемый кислород воздуха будет поступать в зону насыщенного пара, вступать в экзотермические реакции с нефтью и поддерживать так называемое сверхвлажное горение.

При сверхвлажном горении достигаются существенная интен­сификация теплового воздействия на пласт, а также значительное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горения требуются небольшие затраты топлива (5—10 кг на 1 м3 пласта), что имеет важное значение для пластов, содержащих маловязкую нефть.

Периодическое изменение режимов нагнетания рабочих аген­тов в пласт, т. е. периодическое изменение водовоздушного отно­шения, дает возможность качественно изменять характер переме­щения по пласту фронта горения. При такой технологии процесс вытеснения можно существенно интенсифицировать за счет про­дуктов дистилляции нефти и ее низкотемпературного окисления.

Применение внутрипластового горения в карбонатных коллек­торах сопряжено с трансформацией этого метода в метод вытес­нения нефти СО2, образующимся при диссоциации карбонатов, или с существенным использованием этого продукта для извлече­ния нефти.

Важным направлением совершенствования технологии внутри­пластового горения представляется также его сочетание с другими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому в будущем метод внутрипластового горения будет развиваться в этих напра­влениях.

Вытеснение нефти паром

Вытеснение нефти паром — наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов, так как при вытеснении высоко­вязких нефтей он обладает явными преимуществами перед дру­гими методами.

Механизм процесса. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вяз­костью нефти через специальные паронагнетательные скважины

Рис. 85. Распределение температуры Г и насыщенности S по длине однород­ного образца L при вытеснении нефти паром.

Зона: / — дистилляции нефти; // — конден­сации легких фракций нефти и пара; /// — конвективного прогрева пласта и объем­ного расширения нефти

расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью — более 5000 кДж/кг — в 3—3,5 раза выше горячей воды при 230 °С, вносит в пласт значительное коли­чество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов — нефти, воды, газа. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения (рис. 85).

Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой,
изменяющейся от температуры пара до температуры начала кон­
денсации (400—200°С),в которой происходят экстракция из нефти
легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их
паром по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фрак­
ций нефти.

Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется
от температуры начала конденсации (200 °С) до пластовой, а горя­
чий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет лег­
кие фракции и нефть.

Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная
тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти
пластовой водой.

Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения про­цесса расширяются, а третья зона с начальной пластовой темпера­турой сокращается. В конечном счете зона горячего конденсата, а затем и зона пара могут достигнуть добывающих скважин. Тогда горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на поверхность. После этого продолжение процесса на­гнетания пара практически нецелесообразно.

При нагреве пласта происходят дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, измене­ние фазовых проницаемостей, смачиваемости пласта и подвижно-стей нефти и воды и др.

■ Основную долю эффекта вытеснения нефти (40—50 %) обеспе­чивает снижение вязкости нефти, затем — дистилляция нефти и из-

менение подвижностей (по 18—20 %) и в меньшей мере — расши­рение нефти и смачиваемость пласта.

Технология и система р аз р а б отки. Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, кото-ые пропорциональны температуре этих зон на границе с окру-:ающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, одолжительности контакта и др.

При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружаю-;ими породами всегда будет высокая температура, относительная юверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также 1удет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях :ежду скважинами применение пара, как правило, неэффективно, “оэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти :аром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты достижению более полного и равномерного прогрева всего (бъема залежей.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1—2 до :—8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания ара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного рогрева пластов переходят на их заводнение и др.

Реализуемые проекты. Вытеснение нефти из пластов :аром получило широкое применение во всех странах, разрабаты-■ающих месторождения с высокой вязкостью нефти. Этот метод ■величения нефтеотдачи пластов имеет определенную область при­менения, достаточно хорошо изучен и испытан, подготовлен к про­мышленному применению и, без сомнения, будет широко приме­няться при наличии соответствующих экономических условий ■;;и технических средств.

В отечественной практике опытно-промышленные работы по ракачке пара в пласты начали широко осуществляться с 60-х годов в Краснодарском крае, на Украине и др.

Вытеснение нефти тепловой оторочкой, перемещаемой по пласту [‘нагнетанием вслед за паром холодной воды, было реализовано на ‘месторождении Оха (о. Сахалин). Эта технология обладает зна-:ительной эффективностью и теперь применяется в промышленном ‘объеме в достаточно широком диапазоне геолого-физических свойств для залежей нефти в песчаниках, ранее разрабатываемых на естественных режимах истощения (месторождения Оха, Ярег-ское, Кенкиякское и др.) (рис. 86). Метод вытеснения нефти паром в карбонатных коллекторах испытан незначительно.

В настоящее время метод испытывается в промышленных усло­виях на 12 месторождениях (16 объектов разработки). Испыты-ваются различные модификации метода: вытеснение нефти паром, циклическое паротепловое воздействие на пласты, сочетание за­качки пара в пласты с паротепловыми обработками призабойных

Рис. 86. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного

участка Кенкиякского месторождения при вытеснении нефти паром. QB — содержание воды в продукции; QH—добыча нефти; Qnap — закачка пара; пш — число

нагнетательных скважин

зон добывающих скважин и т. д. За счет метода извлекается более 1 млн. т нефти в год.

С 1982 г. крупный промышленный проект вытеснения нефти паром осуществляется на месторождении Каражанбас. Пар зака­чивается в 27 нагнетательных скважин. Объем закачки пара пре­вышает 400 тыс. т/год, а добыча нефти за счет метода — более 150 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении уста­новлена, масштабы применения метода расширяются.

В США широко применяется пар на месторождениях с высокой вязкостью нефти. Метод позволяет извлекать более 6 млн. т нефти в год, а совместно с пароциклическими обработками — более 12 млн. т в год.

В Венесуэле нефть при помощи вытеснения паром добывают на месторождениях с высоковязкой нефтью в районе оз. Маракаибо (Тиа Хуана, Боливар и др.) в объеме более 1 млн. т в год, а совместно с пароциклическими обработками — около 7 млн. т в год.

Эффективность технологическая и экономиче­ская. Технологический эффект зависит от равномерности про­грева пласта и степени использования теплоты для прогрева пласта и жидкостей. Применение пара на месторождениях с глу­биной залегания высокопроницаемых пластов не более 500—800 м и вязкостью нефти выше 200—1000 мПа-с потенциально может обеспечить конечную нефтеотдачу пластов до 50—55 % против возможных 15—18 % при заводнении. Однако при неэффективной технологии процесса или при неподходящих (трещиноватых, с малой нефтенасыщенностью) объектах увеличение конечной

Рис. 87. Изменение среднего дебита

нефти q во времени на опытном

участке закачки пара Кенкнякского

месторождения.

1 — средний расчетный дебит одной сква­жины без закачки пара; 2 — фактический средний дебит одной скважины при закачке пара; заштрихованная область — эффект от применения пара

/375

WBS

нефтеотдачи пластов от применения пара может быть столь несу­щественным, что не компенсирует даже расхода нефти на произ­водство пара.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить до 13—15 т пара. На некоторых месторождениях, например Бостон в Средней Азии, до 10 т пара расходовалось для получения 1 т нефти из пласта. Ясно, что такой процесс не может быть эф­фективным.

При благоприятных условиях вытеснения нефти паром расхо­дуется всего 2,5—3,5 т пара на 1 т дополнительной добычи нефти. Такую удельную эффективность процесса вытеснения нефти паром можно считать вполне удовлетворительной, так как за счет 1 т нефти, сожженной в парогенераторе, можно получить 4—5 т цефти из пласта.

Технологическую эффективность метода можно увеличить за­качкой перед паром оторочки углеводородного растворителя, если он не вызывает выпадения асфальтенов в пласте.

Экономическая эффективность вытеснения высоковязкой нефти паром определяется его стоимостью, ценой нефти, удельной эффек­тивностью процесса, расходом пара на 1 т добычи дополнительной нефти. Затраты на добычу 1 т нефти могут составлять от 15—20

до 30—50 руб.

Эффект в добыче нефти от применения пара проявляется очень быстро, через 1—1,5 года после закачки, затем в течение 2—4 лет поддерживается постоянным, после чего резко падает за 2—3 года до экономического предела (рис. 87).

Недостатки, ограничения, проблемы. К недостат­кам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют очень больших расходов, иногда Достигающих 30—35 % от общих расходов на производство пара.

Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов — снижением их проницае­мости, что создает дополнительные трудности.

Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостен нефти более 800—1000 мПа-с. Повышение охвата пластов процес­сом вытеснения нефти паром — одна из основных проблем, требую­щих решения. Другая, наиболее сложная проблема при примене­нии пара — сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3—4 % на каждые 100 м глубины скважины.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теп­лоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35—45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает эко­номическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнета-тельных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Це­мент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30—60 % кремнезема), термостойким.

Все сказанное обусловливает основное ограничение на примене­ние метода —глубина не более 800—1000 м. С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются.

Метод вытеснения нефти паром практически совсем не испытан в карбонатных коллекторах. Взаимодействие пара с карбонатными породами будет вызывать их диссоциацию (разложени

Шахтный способ добычи нефти — древний способ. Промышлен-ре применение он получил на следующих месторождениях: Ярег-рм (СССР), Пешельбронн (Франция), Витце (ФРГ), Кэмпина s Сарате-Монтеору (Румыния), Хагишияма (Япония) и др.

■ На месторождении Пешельбронн в XVIII—XIX вв. было по­
строено более 30 шахт глубиной до 400 м. За 200 лет разработки
добыто 1,1 млн. т нефти. На месторождении Витце шахтная
Добыча нефти проводилась с 1920 по 1953 г. За 33 года добыто
JN35 тыс. т нефти. Из всей добытой шахтным способом нефти
72% получено дренированием выработками, 28%—выемкой
песка с последующей промывкой. Положительные результаты до-
рычи нефти шахтным способом при помощи дренажвых вырабо­
ток и скважин были получены на месторождении Сарате-Монте-
Эру в Румынии, где шахтная добыча велась с 1930 г. Годовая до­
быча нефти в 1933 г. достигла 15 800 т. Попытка применения под­
земного способа разработки имела место и на месторождении

| Кэмпина.

Шахтная добыча нефти на месторождении Хагишияма в Япо­нии была начата в 1940 г. В 1945 г. годовая добыча нефти достигла 59 т, всего было добыто более 25 тыс. т. нефти. Попытки приме­нения шахтной разработки имели место на месторождениях тяже­лых нефтей в Австралии, Чехословакии, Польше и др.

Опытные работы по шахтной разработке нефтяных месторожде­ний проводились в США в штатах Калифорния, Колорадо и др. В настоящее время очистная шахтная и карьерная разработка «битуминозных пластов проводится на площади 700 га месторожде­ния Керн Ривер.

На залежи тяжелой нефти Милдред Лейк (Канада) закончена первая стадия применения внутрипластовой технологии с использо­ванием шахт.

В России добыча нефти при помощи колодцев, штолен и шахт

применялась на многих месторождениях с конца прошлого века.

Глубина колодцев достигала 200 м. Начальные дебиты отдельных

колодцев достигали 25 т нефти в сутки. В 1915 г. в эксплуатации

находилось до 15 тыс. колодцев. Максимальная добыча нефти из

.колодцев была достигнута в 1913 г. (300 тыс. т).

I Добыча природного битума при помощи штолен осуществля-

[лась в СССР с 1913 по 1943 г. На Шугуровском месторождении

I в Татарии были сооружены четыре штольни и завод по перера-

■ ■ботке битуминозного песчаника производительностью до 500 тыс. м3
“В год. ;

Технология термошахтной разработки тяжелых нефтей (битумов)

Шахтно-дренажные методы разработки тяжелых нефтей и биту­мов без подъема породы на поверхность требуют бурения боль­шого числа скважин с расстоянием между ними 5—20 м, так как

Рис. 88. Извлекаемость нефтей 1}

в зависимости от плотности сетки

скважин S и метода воздействия.

; —извлечение газа, |х=0,01 мПа^с; 2 — заводнение, ц=1 —10 мПа-с; 3 — заводне­ние, д=20—50 мПа-с; 4 — тепловое воз­действие, д—200—1000 мПа-с; 5 — заводне­ние, д=200—1000 мПа-с; 6′ — тепловое воз­действие, д^Ю*1—10ймПа-с; 7 — заводнение, уу~ 104—106 мПа-с; заштрихованная пло­щадь— область, п которой возможна шахт­ная добыча нефти

S,ea/oxB

редкие сетки не позволяют эффективно дренировать пласты с вы­соковязкой и тяжелой нефтью. Необходимое уплотнение сетки скважин при глубине залегания продуктивного пласта более 100— 200 м становится экономически рентабельным только при бурении их из шахт.

При высокой температуре тяжелые нефти становятся средне-и маловязкими (10—15 мПа-с), а извлекаемость их с одновре­менным уплотнением сетки скважин может даже превышать из­влекаемость средневязких нефтей при заводнении (рис. 88). Про­блема заключается лишь в равномерном прогреве всего объема пласта. Из рис. 88 видно, что для тяжелых нефтей и битумов только плотные сетки скважин (0,01—0,05 га/скв или 50— 100 скв/га) позволяют достигнуть равномерного прогрева и доста­точно высокой извлекаемое™ (25—50 % ).

Термошахтная дренажная разработка тяжелых нефтей про­кладкой шахт, бурением из них скважин и взаимодействием на пласт теплотой была реализована на Ярегском месторождении (СССР). Продуктивный пласт этого месторождения средней тол­щиной 26 м представлен кварцевыми песчаниками, залегающими на глубине 200 м. Проницаемость составляет 0,5—5 мкм2 (в сред­нем 3,17 мкм2), температура 279—281 К, пористость 26 %, нефте-насыщенность 87% от объема пор, вязкость нефти 15 000— 20 000 мПа-с, плотность 945 кг/м3.

В истории разработки месторождения выделяются три этапа.

Опытная разработка с поверхности земли участка пло­
щадью 43 га 69 скважинами при расстоянии между ними 70—100 м.
Коэффициент нефтеотдачи пласта за 11 лет разработки был не­
значительным.

Шахтная дренажно-скважинная разработка на естественном
режиме (за счет гравитации) без нагрева пласта при различных
системах расположения скважин, с расстояниями между забоями
12—20 м и длиной стволов 50—200 м. Этим способом была охва­
чена площадь около 1500 га, на которой пробурено более 115 тыс.
скважин.

.Разработка месторождения была экономически рентабельной,, но нефтеотдача за 18—20 лет разработки была незначительна.

рис. 89. Схема двухгорнзонтной системы термошахтной разработки Ярегского

месторождения.

*—план; б— разрез; 1 — условная граница блока; 2— добывающая скважина; 3 — буровая камера; 4 — штрих; 5 — нагнетательная скважина; 6″—блок; 7— добывающая галерея

3. С 1968 г. на месторождении началось испытание различных ристем, технологий и технических решений теплового воздействия ,„_ пласт из шахт. Это позволило создать эффективные способы ^ермошахтной дренажно-скважинной разработки (рис. 89):

1) в породах на 20—30 м выше кровли пласта создают сеть
[горных выработок, из которых в нефтяной пласт бурят наклонные

паронагнетательные скважины;

2) с надпластового горизонта в подошву нефтяного пласта про-

водят спаренные наклонные выработки, оканчивающиеся кольце­выми галереями. Из галерей бурят радиально цологовосходящие добывающие скважины длиной от 100 до 250 м, охватывающие ‘.площадь 10—15 га;

3) закачку пара в нагнетательные скважины проводят цикли­
чески под давлением 2—3 МПа.

На месторождении применяются и другие системы термошахт-рой добычи нефти с различным расположением паронагнетатель-лх и добывающих скважин.

Сложность термической декомпозиции сланцев в наземных ретортах, большие затраты на добычу, дробление и транспортиро­вание породы, проблема охраны окружающей среды привели к идее о внутрипластовом ритортинге сланцев.

Внутрипластовые методы ритортинга также требуют дробления сланцев или создания в пласте достаточно интенсивной искус­ственной трещиноватости. Для нагревания пласта до 450—550 °С можно также использовать внутренний (процесс горения в пласте) или внешний (закачка горячих агентов, например, пара или воз­духа ) источник теплоты. Оба этих процесса технически реальны, но эффективность их зависит от степени дробления сланца и искус­ственно созданной связи по объему сланцевого пласта между точками нагнетания рабочего агента и отбора продуктов реакции.

Для создания искусственной трещиноватости в сланцах испы­тывали различные методы: гидроразрыв пласта и последующая детонация в пласте закачанных жидких и гранулированных твер­дых взрывчатых веществ, электропробой, термическое растрески­вание и ядерные взрывы.

Известно несколько внутрипластовых процессов ритортинга сланца — «Оксидентэл», «Малти Минерал», «Геокинетикс», «Ик-вайти» и др. Но с шахтной добычей сланцев связаны только пер­вые два процесса. Для ритортинга сланцев по методу «Оксидентэл» шахтным способом извлекается от 20 до 30 % сланца из подшвы будущей подземной реторты, который используется в поверхност­ных ретортах. Из образовавшейся камеры бурят вертикальные скважины глубиной 30—45 м, при помощи которых производятся взрывы продуктивного пласта. После взрыва полость плотно за­полняется раздробленным сланцем, и ее можно использовать как подземную реторту. В верхнюю часть полости закачивают горю­чее (газ) и воздух и инициируют процесс горения. Фронт горения перемещается вниз. Продукт переработки керогена стекает в ниж­нюю часть полости, откуда его отбирают вместе с потоком газо­образных продуктов на поверхность (рис. 91). Предполагается, что степень извлечения искусственной нефти будет низкой (менее%), а газ — тощий. Существуют различные модификации этого ^процесса.

Рис. 91. Схема процесса внутрипластового получения искусственной нефти из горючих сланцев («Оксидентэл»).

•а — подготовка подземной реторты; б — основные зоны в действующей реторте; / — воздух пар; 11 — нефть вода; /// — газ; / — сланцы; 2— перекрывающие породы; 3 — скважины для взрыва сланцев; 4 — выработанная зона; 5 — штрек; /’ — отработанные сланцы; 2′ — Горение; 3′ — процесс перегонки; 4′ — нагрев сланцев и конденсация нефти; 5′ — раздроб­ленный сланец

Внутрипластовый процесс «Малти Минерал» осуществляется в три этапа и предусматривает, помимо извлечения жидких угле­водородов из сланцев в вертикальной подземной реторте (этап II), предварительное извлечение полезных компонентов (даусонит, нах-колит) (этап I), а затем после ритортинга выщелачивание из оста­точной зоны кальцинированной соды и окиси алюминия (этап III). В процессе «Геокинетикс» предусматривается создание гори­зонтальной подземной реторты в неглубокозалегающих тонких пла­стах предварительным дроблением сланца при помощи взрывов, осуществляемых через скважины, пробуренные с поверхности. Через нагнетательные скважины в пласте инициируется процесс горения, а закачкой воздуха и пара фронт горения перемещается горизон­тально по пласту. Нефть и газ отбираются через добывающие ; скважины. Предполагается извлечение из сланцев до 50 % нефти. Процесс «Иквайти» представляет собой способ разработки i сланцев, заключенных в карбонатных пористых проницаемых поро-Едах, без шахтных работ и дробления сланцев. Способ предусматри­вает закачку нагретого пара в сланцевый пласт через нагнетатель-[ные скважины, удаление бикарбоната натрия выщелачиванием, -затем закачку горячего газа или пара при температуре до 400 °С и давлении до 10 МПа и извлечение углеводородов через добываю­щие скважины.

Чтобы оценить риск получения неудовлетворительных резуль­татов при применении нового метода, необходимо установить не­который предел экономической окупаемости затраченных средств на испытание или внедрение метода. Очевидно, в качестве такого предела можно принять прирост добычи нефти на единицу затра­ченного основного рабочего агента q0, при которой экономическая эффективность будет равна нулю. Если достигаемый (оценивае­мый) эффект превысит установленный предел, предпринятые на

Рис. 94. Распределение вероятностей F(P) возможного удельного технологи­ческого эффекта от мицеллярного завод­нения q0.

— распределение вероятностей до испытания;

— то же, до промышленного внедрения;
<7oi, <7о2 — удельный технологический эффект,
не обеспечивающий прибыли соответственно

при высокой и низкой цене на нефть

Рис. 95. Влияние цены на нефть С на предельный удельный технологический эффект Эуд в случае приме­нения химических методов.

реализацию метода затраты окажутся экономически оправданными (без дохода или с прибылью). В противном случае осуществление нового дорогостоящего процесса повлечет за собой материальный ущерб.

Чтобы охарактеризовать степень риска при принятии решения по применению новых методов увеличения нефтеотдачи пластов предлагаются три показателя:

коэффициент риска кр — отношение ожидаемых отрицатель­
ных и положительных отклонений показателя эффективности от
уровня <7о — минимального безущербного прироста добычи нефти
на единицу рабочего агента;

возможные удельные экономические потери, в рублях на
1 руб. затрат на процесс Э г;

возможные абсолютные экономические потери Э~, в руб.

Значительное влияние на показатели риска оказывают эконо­мические условия осуществления процесса, так как степень риска зависит от уровня q0, который, в свою очередь, определяется це­ной на нефть, реагенты и другими затратами на процесс.

В рассматриваемом случае, например (рис. 95), если цена на нефть составляет 55 руб/т, предел простой экономической оку­паемости затрат на метод без дохода (прибыли) наступит при удельной технологической эффективности мицеллярного заводне­ния qQ2, равной 1,35 т/т, тогда как при цене на нефть 150 руб/т предел снижается до <7Oi = O,55 т/т. Вероятность получения эконо­мически неудовлетворительного при испытании и внедрении ме­тода результат составит соответственно всего лишь 30 и 40 %, коэффициент риска в условиях промышленного эксперимента со­ставляет 0,18, а при промышленном внедрении —0,08 (табл. 46).

Если внедрение метода начинается без предварительного про­мыслового эксперимента, то в этом случае коэффициент риска и возможный удельный технологический эффект будут выше, чем для эксперимента, что обусловлено большими масштабами приме­нения метода (см. рис. 94). При этом возможный абсолютный экономический ущерб будет значительно выше, поскольку он про­порционален масштабу применения. В целом работы по промыш­ленному внедрению метода увеличения нефтеотдачи пласта без предварительного эксперимента связаны со значительным риском.

Таблица 46

Показатель риска применения мицеллярного заводнения (испытания и внедрения) при разных ценах на нефть

Если перед промышленным внедрением метода на конкретном месторождении выполнен весь комплекс предшествующих исследо­ваний, изучения пласта, работ и испытаний, условия для принятия решения о промышленном внедрении характеризуются значительно меньшей неопределенностью. Вид распределения и диапазон откло­нений возможных значений показателя эффективности от достигну­того фактически и оцененного при промышленных испытаниях эффекта будет зависеть в этом случае в основном от состояния изученности месторождения, подготовленного к промышленному внедрению метода увеличения нефтеотдачи пластов, и условий реа­лизации проектной технологии.

Предположим, что возможный расчетный эффект (со средней вероятностью 0,5) подтвердился разультатами промышленных ис­пытаний (д>О,6><7о, см. рис. 94). Тогда при благоприятных экономических условиях показатели риска снизятся до нуля и будет доказана целесообразность промышленного внедрения ме­тода на рассматриваемом конкретном объекте при высокой цене на нефть.

Таким образом, анализ риска необходимо проводить как на стадии подготовки метода увеличения нефтеотдачи пластов к про­мышленному эксперименту, так и перед принятием решения по его промышленному внедрению на каждом объекте, где по совре­менным представлениям целесообразна реализация выбранного процесса с целью повышения нефтеотдачи.

Оптимальное планирование усилий и затрат по испытанию и внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи пластов должно основываться на принципе минимизации вероятности получения абсолютного ущерба, повыше­ния вероятности абсолютного эффекта при условии обеспечения достоверной оценки фактического технологического эффекта, который будет получен после принятия решения по реали­зации процесса. Вероятность досто­верной оценки эффекта (конечной неф­теотдачи) очень сильно зависит от обводненности добываемой продукции (рис. 96).

Рис. 96. Зависимость вероятно­сти точной оценки конечной нефтеотдачи от обводненности добываемой жидкости (обоб­щенные данные 30 месторож­дений)

При современном уровне изученно­сти большинства новых методов раз­работки и неопределенности прогноза их экономической и технологической эффективности непременное условие снижения вероятности получения эко­номического ущерба от применения методов — тщательная и последова­тельная подготовка процессов к про­мышленному внедрению на каждом месторождении. Она требует обязатель­ного последовательного проведения небольшого опыта, затем про­мышленного эксперимента на месторождении, целью которого яв­ляется количественная оценка реальной эффективности процесса по фактическим результатам и обоснование наиболее подходящей оптимальной технологии и системы разработки для применения метода в промышленном масштабе.

В 70-х годах новые методы повышения нефтеотдачи пластов, обеспечивающие значительно лучшее вытеснение нефти из пори­стой среды, по сравнению с заводнением пластов и режимом их ис­тощения, получили во многих странах широкое промышленное испытание и применение.

На рис. 97 показана динамика запасов нефти, вовлекаемых в разработку с применением новых методов, в долях единицы от величины запасов нефти, вовлеченных в разработку на 1/1 1980 г. в нашей стране. Отмечается быстрый рост объемов применения методов, особенно после 1973 г. За этот период запасы нефти, вовлеченные в разработку новыми методами, увеличились более чем в 3 раза. Были начаты крупные промышленные эксперименты на Самотлорском (закачка ПАВ), Трехозерном (закачка щело­чей), Хоросанском и Арланском (внутрипластовое горение), Со-сновском (закачка растворов полимеров), Сходницком (закачка пара), Струтынском месторождениях (закачка ПАВ), Гой-Корт (закачка газа высокого давления) и др. Значительно расширены опытные участки ранее начатых промысловых экспериментов [6, 34, 35].

В начале 80-х годов опытно-про­мышленные работы по испытанию методов проводились примерно на 50 месторождениях страны, на кото­рых можно выделить около 130 раз­личных объектов. Проводятся испы­тания практически всех известных в мире методов увеличения нефте­отдачи пластов — физико-химиче­ских (заводнение с ПАВ, полиме­рами, мицеллярными растворами, щелочами, серной кислотой, пенами), тепловых (вытеснение нефти горя­чей водой, паром, внутрипластовое горение), газовых (закачка в пласт углеводородного газа под высоким давлением и водогазовых смесей). В ближайшее время начнутся круп­ные эксперименты по испытанию процесса заводнения с двуокисью углерода.

Методы увеличения нефтеотдачи пластов применяются во всех ос­новных нефтедобывающих районах страны (рис. 98). Их наи­больший удельный вес приходится на Мангышлак (горячая вода), Татарию (серная кислота, ПАВ), Башкирию (ПАВ, полимеры, внутрипластовое горение), Азербайджан (пар, внутрипластовое го­рение).

В настоящее время 80 % от общего объема применения мето­дов приходится на месторождения, содержащие нефть вязкостью до 10 мПа-с. Наибольшее распространение на этих месторожде­ниях получили методы вытеснения нефти горячей водой, серной кислотой и растворами ПАВ.

На месторождения с вязкостью нефти 10—50 мПа-с приходится 12 % общего объема применения методов, на месторождения нефти повышенной вязкости (более 50 мПа-с) — 8%. На место­рождениях нефти повышенной вязкости наибольшее распростра­нение получает метод вытеснения нефти паром.

В целом по стране наибольшая доля по объему применения приходится на физико-химические методы (около 50%), на,теп­ловые методы приходится 40 % и на газовые— 10 %.

Опытно-промышленные работы позволили в 1982 г. получить дополнительно более 3 млн. т нефти, в 1984 г. — 4,5 млн. т нефти.

Распределение методов по объему их применения в настоящее время не отражает целесообразной стратегии испытания методов и их промышленного применения в будущем.

Рис. 97. Динамика во времени

относительных запасов нефти,

охваченных новыми методами

разработки.

Методы: / — сумма всех методов; 2 —

физико-химические; 3 — тепловые; 4 —

газовые

Рис. 98. Удельный вес применения методов увеличения нефтеотдачи пластов по различным нефтедобывающим районам СССР

Пока в незначительном объеме испытываются перспективные методы вытеснения нефти углекислым газом, мицеллярными раст­ворами, водогазовыми смесями. С другой стороны, метод вытесне­ния нефти серной кислотой в прошлом испытывался широко, но в будущем будет иметь ограниченное применение.

Метод вытеснения нефти растворами ПАВ (водорастворимыми ПАВ типа ОП-10) испытывается в промысловых условиях с 1964 г. в разных районах страны. Наиболее крупные экспери­менты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Метод испытан в широком диапазоне свойств пласта. Однако, не­смотря на продолжительность опыта применения метода и мас­штабность работ, в настоящее время имеются неоднозначные оценки эффективности и большая неопределенность в его примене­нии. В основном это связано с незначительным возможным эффек­том увеличения нефтеотдачи пласта, который трудно оценить в промысловых условиях. Перспективы применения процесса заводнения с водорастворимыми ПАВ связаны с использованием более эффективных композиций ПАВ, способных обеспечивать вытеснение нефти из заводненной пористой среды.

Метод вытеснения нефти паром испытывается и применяется в разных геолого-физических условиях на 14 месторождениях

страны. В течение продолжительного времени этот метод приме­няется на месторождениях Оха, Каражанбас, Ярегском, Кенкияк-ском и др. Разнообразные геолого-физические условия пластов этих месторождений позволили хорошо отработать технологию и умень­шить до минимума риск применения метода в изученных усло­виях. В ближайшее время будет начат промысловый эксперимент по закачке пара в глубокозалегающий карбонатный трещиноватый пласт (Усинское месторождение). Положительные результаты этих работ существенно расширяют область его применения.

В течение нескольких лет проводятся промысловые испытания процесса внутрипластового горения. Положительные результаты получены на месторождениях Павлова Гора, Каражанбас, Балханы—Сабунчи—Романы и др. Начаты опытные работы по испытанию метода в глубокозалегающих пластах Ромашкинского и Арланского месторождений. Причем на последнем месторожде­нии процесс внутрипластового горения осуществляется в условиях ранее заводненного пласта. Метод требует дальнейших опытных работ, особенно в условиях, в которых в настоящее время нет до­статочного опыта его применения. Требуется тщательная отработка технических средств безопасного осуществления процесса, кон­троля и регулирования, чтобы снизить риск, связанный с его реализацией и получением эффекта ниже возможного.

Необходимо существенно расширить работу по испытанию про­цесса полимерного заводнения. Имеющиеся опытные работы хотя и позволяют оценить эффективность этого метода в определенном диапазоне геолого-физических свойств, однако отсутствие крупных промышленных экспериментов не обеспечивает необходимой на­дежности результатов и определенности в прогнозировании эффекта.

Особенно это касается таких перспективных методов, как за­качка в пласт двуокиси углерода и мицеллярных растворов. По этим методам существует наиболее высокая неопределенность прогноза возможного эффекта и зависимости достигаемого эф­фекта от условий реализации процесса из-за низкой их изучен­ности (см. рис. 91).

Метод заводнения водорастворимыми неионогенными ПАВ не­обходимо испытывать в условиях карбонатных коллекторов и слабопроницаемых терригенных пластов. Экспериментальные дан­ные свидетельствуют о возможности получения в этих условиях более хороших результатов, чем в песчаных и высокопроницаемых коллекторах.

Метод вытеснения нефти паром достаточно широко испытан, но требуется дальнейшая отработка технологии процесса, в част­ности в условиях карбонатных пластов, пластов, залегающих на глубинах более 1000 м, а также получения пара на основе дешевого топлива (торфа, угля) и жесткой воды.

Процесс внутрипластового горения предстоит дополнительно опробовать в условиях различных по свойствам терригенных пластов, в том числе залегающих на больших глубинах. Необходимы представительные эксперименты по внутрипластовому горению в пластах карбонатноготипа.

Методы вытеснения нефти углеводородными газами в сочетании с заводнением следует в ближайшее время широко испытать в пластах с разной проницаемостью, в которых обычное заводне­ние может быть неэффективным, а также в ранее заводненных пластах (водогазовая репрессия).

Дополнительные качественные испытания позволят повысить надежность прогнозирования применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в различных условиях, снизить риск при про­ведении опытных работ и создать объективные условия внедрения их в промышленных масштабах.

В табл. 47 показаны наиболее крупные реализуемые опытно-промышленные работы по новым методам увеличения нефтеотдачи пластов в США и Канаде, охватывающие большие площади за­лежей с редкой сеткой и большим числом нагнетательных и добы­вающих скважин. Зависимости эффективности применяемых ме­тодов от плотности сетки по этим данным установить нельзя^ Поло­жительный эффект получен в широком диапазоне плотностей сеток скважин. Видимо, более существенным фактором, определяющим эффект, является технология процессов, зависящая от степени их изученности, а плотность сетки скважин влияет на риск примене­ния методов увеличения нефтеотдачи пластов незначительно.

Каждый из известных методов увеличения нефтеотдачи пластов имеет свою область наиболее эффективного применения с кон­кретными геолого-физическими свойствами пластов, насыщающих жидкостей, в которой он обеспечивает наилучшие технико-эконо­мические показатели разработки. Вместе с тем, в одних и тех же геолого-физических условиях месторождений, исходя из крите­риев применимости, допустимо и возможно использование разных методов увеличения нефтеотдачи пластов с различными затратами, но и с разной эффективностью по приросту конечной нефтеотдачи, текущей добыче, удельным показателям и др. Вместе с тем капи­тальные вложения и материальные ресурсы при этом будут всегда ограничены. Поэтому для каждой залежи в принципе для промыш­ленного применения необходимо выбрать один из наиболее под­ходящих методов и выделить такой объем капитальных вложений и материальных ресурсов на его внедрение, чтобы достичь макси­мально возможный народнохозяйственный эффект. Следует под­черкнуть, что опытно-промышленные испытания могут и должны проводиться исходя из других соображений и критериев — изуче­ния области применимости, возможного эффекта, отработки тех­нологии и др. А критерий максимума народнохозяйственной эффективности должен использоваться только при промышленном внед­рении методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Показателем народнохозяйственной эффективности метода может служить зависимость объема дополнительно добытой нефти за счет применения метода по сравнению с заводнением от затрат на его реализацию, которая в общем виде для каждого метода различная и определяется следующей функцией:

где Qij — прирост добычи нефти за счет применения /-го метода на /-м месторождении по сравнению с заводнением; хц— дополни­тельные затраты, вызванные применением г’-го метода на /-м место­рождении.

При рассмотрении разработки М различных залежей, относя­щихся к одному нефтяному району или месторождению, возникает проблема рационального распределения N методов увеличения нефтеотдачи пластов между залежами и затрат по каждому методу на разных залежах исходя из заданного ограниченного объема материальных расурсов и капитальных вложений с целью полу­чения наибольшего эффекта. Исходя из известных функций эффек­тивности fij (Xij), требуется распределить методы по месторожде­ниям (залежам) и определить затраты на применение г’-го метода на у’-м месторождении (залежи) так, чтобы суммарная эффектив­ность от внедрения методов была максимальной.

Эту задачу можно сформулировать следующим образом. Тре­буется найти распределение затрат

{*„}, (t=l, 2, …, N; у = 1, 2, …, М),

обеспечивающее максимум функционала принятого критерия оп­тимальности

N М

при ограничениях по затратам

N М

Z Е уцхц < с

и условии, что на каждой залежи применяется один метод

N

Здесь

ГО, хч = О,

Уч = Уц{хи) = { х >О-

вспомогательные функции уц определяют вариант распределения методов по месторождениям: если уц= то, на у-м месторождении

применяется г’-и метод, так как при этом затраты на внедрение метода отличны от нуля, в противном случае уц = 0.

Решение поставленной задачи полным перебором всех возмож­ных вариантов распределения методов по месторождениям при реальных, даже ограниченных значениях N и М представляет очень большие трудности, так как число таких вариантов состав­ляет NM, что практически осуществимо лишь при наличии авто­матизированной системы базовых данных и быстродействующих ЭВМ.

В качестве примера решение данной задачи (совместно с А. И. Ермолаевым, М. М. Саттаровым и В. А. Шевцовым) было выполнено для распределения методов увеличения нефтеотдачи пластов и лишь для гипотетических условий — для группы, состоя­щей всего из пяти месторождений и отличающихся друг от друга только вязкостью пластовой нефти (как отмечалось, это наиболее сильный фактор, определяющий возможность применения метода). Данные расчета приведены ниже.

5 100

2 10

4 50

Месторождение, / Вязкость х, мПа-с

Остальные параметры пластов и свойства нефти были приняты индентичными. Балансовые запасы нефти и остаточная нефтенасы-щенность для всех месторождений приняты равными соответст­венно 107 м3 и 0,5.

Были рассмотрены следующие методы увеличения нефтеот­дачи пластов, охватывающие широкий диапазон по эффективности с различными объемами (в % от объема пор) рабочих агентов:

заводнение пластов (г = 0);

«влажное» внутрипластовое горение (ВВГ) (i= I, F2- = 50);

закачка оторочки пара (г = 2, F(- = 50);

закачка оторочки мицеллярного раствора (i = 3; F;=5);

закачка оторочки углекислого газа (СО2) (i=4, F;=20);

закачка оторочки раствора полиакриламида (г=5, Ft-=
= 40);

закачка оторочки раствора ПАВ (/=6; F,=50).

По критериям применимости методов принято, что закачка оторочки мицеллярного раствора (t = 3) применяется лишь на первом, втором и третьем месторождениях, т. е.

/з4 (Хм) = fas (*з5) = 0.

В табл. 48 указаны возможные (приблизительные) значения максимального коэффициента нефтеотдачи пластов на каждом месторождении и для каждого метода гц при объемах оторочки агента F,- (в % от объема пор), необходимых для достижения зна­чений fij.

Другие технико-экономические показатели применяемых мето­дов увеличения нефтеотдачи пластов представлены в табл. 49

Таблица 48 Возможные значения разных месторождений j при разных методах i

Таблица 49

Технико-экономические показатели разных методов

* Стоимость 1000 м3 воздуха, закачанного в пласт.

На основании приведенных данных были определены зависи­мости показателя эффективности от затрат U)(xij) лля разных методов на каждом месторождении (рис. 99—103).

На основании полученных зависимостей показателя эффектив­ности fa(Xij) при различных ограничениях по затратам (ресурсам) С были проведены расчеты, результаты которых сведены в табл. 50.

Приведенный пример следует рассматривать лишь как иллюст­рацию того, что для окончательного решения вопросов о рацио­нальном распределении средств на широкое внедрение методов увеличения нефтеотдачи пластов (при ограниченных ресурсах) необходимо проводить оптимизационные расчеты с использова­нием зависимостей эффективности методов от дополнительных затрат.

Такие расчеты позволяют находить не только оптимальное распределение методов по месторождениям, но и оптимальные ср-едства, необходимые для внедрения тех или иных методов на конкретных месторождениях

Рис. 99. Зависимость показателя эффективности методов воздействия (прироста добычи нефти AQa) от за­трат (хц) для месторождения 1 (см. табл. 48) с вязкостью нефти (х= = 5 мПа-с.

Метод воздействия: 1 — мицеллярным рас­твором; 2 — паром; 3 — углекислым газом; 4—полимером; 5 — горением; б — ПАВ

Рис. 103. Зависимость показателя эффективности методов воздействия (прироста добычи нефти AQjs) от затрат (хя) для месторождения 5 с вязкостью нефти 100 мПа-с.

1—5 — см. обозначения рис. 102

Рис. 100. Зависимость показателя эффективности методов воздействия (прироста добычи нефти AQi2) от затрат (.vi2) для месторождения 2 с вязкостью нефти 10 мПа-с.

Метод воздействия: / — мицеллярным рас­твором; 2 — паром; 3 —горением; 4 — по­лимером; 5 — углекислым газом; 6 — ПАВ

Рис. 102. Зависимость показателя эффективности методов воздействия (прироста добычи нефти AQi4) от затрат (л-,ч) для месторождения 4 с вязкостью нефти 50 мПа-с.

Метод воздействия: 1 — паром; 2 — горе-, нием; 3 — полимерами; 4 — углекислым га­зом; 5 — ПАВ

Таблица 50

Мицеллярное заводнение; остальное — вытеснение паром.

На выбор методов и распределение затрат по месторождениям в большой степени влияет величина средств, выделяемых на внед­рение методов. В частности, с увеличением этих средств стано­вится возможным “применение более дорогостоящих, но и более эффективных методов. Обращает на себя внимание то, что мало­потенциальные методы (закачка водорастворимых ПАВ, полиме­ров и даже СО2) нецелесообразно применять и при больших, и при малых средствах, хотя увеличение нефтеотдачи за их счет принято довольно оптимальным. Видимо, целесообразность их применения может быть продиктована другими неучитываемыми условиями.

В рассмотренном примере при наличии средств всего С = = 45 млн. руб. вопрос сводится к распределению затрат по место­рождениям в условиях применения лишь одного метода (закачка оторочки пара). В этом случае прирост добычи нефти по сравне­нию с заводнением составляет 9 % от суммарных балансовых запасов (у = 8,98%). С увеличением средств в 5 раз (до 200 млн. руб.) целесообразно применять более дорогостоящий ме­тод мицеллярного заводнения, позволяющий извлекать большее количество нефти (у = 20, 32%)- Для месторождений с высоко­вязкой нефтью пар это — единственный метод разработки незави­симо от наличных средств.

Увеличение дополнительной добычи не пропорционально затра­там (рис. 104). Увеличение затрат от 25 до 50 млн. руб., т. е. в 2 раза, позволяет повысить дополнительную добычу нефти также в 2 раза (с 5 до 10 % от балансовых запасов). Однако изменение затрат от 100 до 200 млн. руб. вызывает увеличение прироста добычи нефти от 15 до 20 %, т. е. в 1,3 раза. Дальней­шее увеличение средств не приводит к заметному росту дополни­тельной добычи нефти. Достоверность подобной оптимизации при­менения новых методов разработки определяется в основном Рис. 104. Зависимость увеличения извлекаемых запасов нефти на всех месторождениях у от суммарных затрат на все новые методы разра­ботки С точностью исходной информации и объективностью полученных зависимостей эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов в конкретных геолого-физических условиях различных месторождений. Вследствие того что информация всегда ограни­чена, а точность оценки эффективности методов относительна, существует неопределенность в определении (прогнозировании) перспектив их применения и в принятии решения о промышленном применении того или иного метода на конкретных месторожде­ниях.

При прогнозировании применения методов увеличения конечной нефтеотдачи пластов обычно не учитывается влияние на их эф­фективность условий вскрытия при бурении. Однако во многих случаях плохое состояние вскрытия пластов, ухудшение их приза-бойных зон служат основной причиной большого расхождения проектных и фактических показателей применения новых методов разработки нефтяных месторождений. Даже при самом эффектив­ном воздействии на пласты нельзя обеспечить полное извлечение нефти неполноценными скважинами.

Обычно вскрытие пластов в скважинах при бурении проводится на промывочных растворах с водной основой, которые вместе с твердой фазой из выбуренных пород представляют собой водо-глинисто-известково-песчаные суспензии с плотностью 1,25— 1,8 т/м³ и более и водоотдачей от 5 до 25 см³ (за 30 мин через поверхность площадью 44 см²).

При вскрытии таким образом нефтеносного пласта на глубине 1500—2000 м между скважиной и призабойной зоной возникает гидродинамический перепад давления до 4—10 МПа и более, за счет которого в пласт внедряется фильтрат (вода) раствора, а в поровых каналах появляется капиллярное давление (до 0,001 — 0,05 МПа) в зависимости от размера (площади сечения) пор в нефтеносных пластах.

Под действием гидродинамического перепада давления и ка­пиллярных сил в призабойной зоне пласта происходит сложное движение фильтрата раствора (воды) и нефти. В самые крупные поры, трещины и каверны может проникать непосредственно гли­нистый раствор, образуя корку на стенке скважин.

В мелкие поры за счет капиллярных сил внедряется фильтрат растворов (вода).

Хотя капиллярное давление значительно меньше давления на пласт от столба раствора, но оно сосредоточено на малых расстояниях (менисках) и в мелких порах превышает гидродина­мические градиенты

Вследствие этого (во время проникновения фильтрата раствора в призабойную зону пласта по одним порам) по другим порам и поровым каналам нефть может притекать в скважины, вызывая тем самым противоточную фильтрацию нефти и воды и нефтепро-явления, известные в практике [33].

Количество фильтрата раствора, внедряющегося в пласт, и глубина его проникновения зависят от водоотдачи раствора, про­должительности воздействия раствором на вскрытый пласт и мик­ронеоднородности (размера пор) и смачиваемости пористой среды. Но даже при растворе с водоотдачей 5—8 см3 и нахождении пластов под воздействием раствора 7—10 сут объем фильтрата, внедряющегося в пласты, может достигать 2—2,5 м3 на 1 м толщины, а глубина его проникновения в призабойную зону пласта — 3—4 м. При этом водонасыщенность в зоне проникно­вения фильтрата раствора увеличивается на 40—60 % от объема пор.

Геофизические исследования показывают, что водонасыщен­ность в различных интервалах зоны проникновения фильтрата раствора составляет 20—80 %. Причем высокая водонасыщенность наблюдается в менее проницаемых интервалах, а низкая водона­сыщенность — в высокопроницаемых интервалах пласта. Это ука­зывает на преобладание капиллярных сил во внедрении фильтрата раствора в пласты, его перераспределении и сосредоточении в основном в мелких порах.

После ввода скважин в эксплуатацию часть фильтрата гли­нистого раствора из наиболее крупных пор призабойных зон пластов извлекается обратно в скважины и выносится вместе с нефтью на поверхность, а проницаемость их частично восстанав­ливается (на 40—50 % ).

По разведочным скважинам в Западной Сибири объемы извле­ченного из пластов фильтрата составляли, согласно приближенным оценкам, 0,7—2,5 м3 на 1 м эффективной толщины. В мелких же порах капиллярные силы удерживают воду даже при больших перепадах давления.

Для каждого конкретного пласта существует предельная водо­насыщенность, при которой фазовая проницаемость для воды равна нулю. На основе большого числа кривых фазовых проницаемостей для разных месторождений можно считать, что эта водонасыщенность достигает 40—50 % и более. В пластах с малым содержанием погребенной воды (10—20%), что характерно для многих месторождений Урало-Поволжья (Ромашкинское, Куле-шовское), неизвлекаемый объем фильтрата раствора может дости­гать 25—30 % и более от объема пор. В пластах с большим со­держанием погребенной воды (до 30—33 %), что характерно для полимиктовых пластов месторождений Западной Сибири (Самотлорское) и Западного Казахстана (Узеньское), неизвле­каемый объем фильтрата раствора составляет 15—20 % от объема пор.

Следовательно, вследствие бурения скважин на глинистом растворе с водной основой в призабойных зонах всех скважин радиусом до 8—30 м образуется «водная блокада» — искусственно повышенная водонасыщенность (на 15—30 % от объема пор), а также искусственная глинизация пор пласта (глубина проникно­вения до 0,2—1 см), и особенно наиболее проницаемых пропластков и трещин. Данные об ухудшении призабойных зон в сква­жинах Самотлорского и Речицкого месторождений приведены ниже.

Самотлорское месторождение

Номер скважины 2155 2149 1499 2153 3077 1521 152

Радиус ухудшенной зоны, м . . . 14 6 11 8 7 34 27

Речицкое месторождение

Номер скважины 15 16 20 26 50 80 250

Радиус ухудшенной зоны, м . . . 57 28 32 72 20 41 55

Увеличение водонасыщенности призабойных зон вызывает снижение их фазовой проницаемости для нефти и, как следствие, снижение продуктивности пластов и дебитов добывающих сква­жин по нефти.

В хороших пластах проницаемость со временем восстанавли­вается на 70—80 %, в плохих — на 40—50 %.

Повышение водонасыщенности призабойных зон пластов на 20—30% при малом содержании погребенной воды (до 10%) и на 10—15 % при большом содержании погребенной воды (более 30 %) может обусловить снижение относительной проницаемости для нефти в 2—4 раза по сравнению с проницаемостью за преде­лами зоны проникновения фильтрата раствора. Это равноценно появлению искусственной радиальной неоднородности пластов, т. е. зон ухудшенной проницаемости вокруг добывающих скважин с радиусом, равным глубине проникновения фильтрата. Расчеты для этих условий притока по известным формулам показывают, что дебит нефти может снижаться в 1,45—2 раза при изменении радиуса ухудшенной зоны от 2 до 8 м по сравнению с дебитом без ухудшенной зоны пласта вокруг скважины.

Сопоставлением фактических дебитов скважин Ромашкинского (Миннибаевская площадь), Кулешовского, Покровского, Мегион-ского месторождений (С. В. Сафронов, Ю. С. Савельев) с рас­четными установлено, что при длительном воздействии глинистым раствором на вскрытый пласт (более 20 сут) дебиты скважин сни­жаются в 7—10 раз и более.

Такое сильное ухудшение продуктивности пластов и дебитов скважин объяснить только проникновением фильтрата раствора в призабойные зоны и повышением их водонасыщенности в прин­ципе невозможно. Поэтому наблюдаемое многократное снижение дебитов скважин по сравнению с потенциальными возможно­стями пластов обусловливается кольматацией стенок скважин, образованием трещин в пласте, цементированием их или сильной глинизацией при бурении и другими причинами.

Большое снижение продуктивности скважин при наличии филь­трата раствора в призабойных зонах пластов может вызвать по­явление свободного газа, т. е. третьей фазы, в пористой среде. Например, на Узеньском месторождении (горизонты XIII—XVI) газовый фактор по скважинам увеличился в 3 раза по сравнению с начальным, что свидетельствовало о фильтрации свободного газа в пластах, которая возможна при газонасыщенности пори­стой среды выше предельной (10—15%) и была не менее 20—25 % •

Следовательно, суммарная водогазонасыщенность призабой­ных зон пластов (совместно с фильтратом раствора) может дости­гать 70—75 %, а нефтенасыщенность — менее 30 %.

Снижение нефтенасыщенности призабойных зон пластов на этом месторождении от начальной (68—70 %) до 25—30 % могло обусловить снижение фазовой проницаемости их для нефти в 7—10 раз и уменьшение дебитов добывающих скважин в 3—6 раз по сравнению с потенциально возможными.

Таблица 51

Оценка характеристики призабойных зон скважин Гнединцевского месторождения по данным гидродинамических исследований

Гидродинамические исследования с целью определения отри­цательного влияния некачественного вскрытия пластов (скин-эффекта) на продуктивность пласта показывают, что оно по своему эффекту равноценно уменьшению радиуса скважины в 100— 1000 раз и более (табл. 51).

Другое неизбежное отрицательное последствие искусствен­ного увеличения водонасыщенности призабойных зон пластов, особенно за счет глинизации (кольматации) их при бурении,— уменьшение дренируемого объема нефтяных залежей, которое прямым образом снижает конечную нефтеотдачу пластов при применении методов.

Практически на всех месторождениях, как показывают иссле­дования дебитомерами и расходомерами, приток нефти в добы­вающих и расход воды в нагнетательных скважинах происходят не по всей эффективной и вскрытой толщине пластов. Так, на­пример, на Узеньском месторождении по основным горизонтам, разрабатываемым с заводнением горячей водой, охват дрениро­ванием по толщине, или «работающая» толщина в добывающих скважинах, составляет в среднем 62 %, а в нагнетательных сква­жинах— 56% эффективной вскрытой толщины пластов. Это вы­звано разными причинами, но главные из них — наличие фильтрата и газа в призабойных зонах, а также глинизация стенок скважин. С повышением перепадов давления «работающая» толщина пла­стов в скважинах может увеличиваться до 80—85%, однако ни­когда не достигая полной толщины.

Конечно, снижение «работающей» толщины пластов в скважи­нах не означает такого же по величине снижения охвата залежей дренированием и конечной нефтеотдачи пластов. Однако, как по­казывает электромоделирование процесса заводнения пластов с бессистемно расположенными в их объеме непроницаемыми лин­зами малой толщины и протяженности, «не работающую» в сква­жинах часть пластов можно охватить дренированием лишь на 50—70 % [33].

Для большинства реальных продуктивных пластов этот вид неоднородности типичен. Поэтому можно полагать, что из-за ис­кусственного повышения водонасыщенности призабойных зон пластов и кольматации стенок скважин до 20—30 % от запасов нефти в «неработающей» части расчлененных пластов или 8— 15 % от полных запасов нефти можно исключить из дренируемых объемов, непосредственно снизив возможную и достигаемую нефте­отдачу пластов при применении методов.

Проницаемость призабойных зон пластов может ухудшаться и в процессе эксплуатации скважин за счет глушения водой, за­грязнения и др.

В этом случае эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи пластов также будет уменьшаться.

В случае высоковязких нефтей, содержащих большое количество смол и асфальтенов, ухудшение проницамости призабойных зон и снижение дренируемого объема пластов могут происходить за счет их вытеснения. Тогда вытеснение нефти паром из пласта не может быть в полной мере эффективным без пароциклических обработок, без прогрева призабойных зон добывающих скважин. Непредсказуемое ухудшение свойств призабойных зон пластов вносит самую большую неопределенность в оценку эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Поэтому можно совершенно одно­значно считать, что проблема увеличения нефтеотдачи пластов начинается со вскрытия пластов и сохранения свойств призабойных зон в скважинах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Увеличение нефтеотдачи пластов — основное направление по­вышения эффективности разработки нефтяных месторождений, способ удовлетворить будущие потребности в нефти. Ресурсы нефти, самого эффективного сырья, ограничены. Вместе с тем степень извлечения открытых запасов нефти из недр наименьшая и составляет в среднем не более 40—45 %, в лучших условиях — не более 70—75 % при разработке месторождений самыми эффек­тивными освоенными методами.

Заводнение нефтяных залежей — высокопотенциальный освоен­ный промышленностью метод разработки нефтяных месторожде­ний— применяется в широких масштабах во всех нефтедобываю­щих странах и позволяет увеличивать конечную нефтеотдачу пластов в 1,5—2,5 раза по сравнению с нефтеотдачей пластов при разработке на естественных режимах растворенного газа и газо­вой шапки.

Вместе с тем при заводнении нефтяных залежей 10—30 % от начальных дренируемых геологических запасов нефти остаются не охваченными заводнением в слабопроницаемых слоях и пропластках и примерно столько же (15—35 %) от начальных запа­сов нефти остаются в заводненных зонах в рассеянном состоянии (в крупных порах). Недренируемые запасы нефти в обособленных линзах зависят от степени прерывистости пласта и плотности сетки скважин. При детальном изучении строения пластов их можно свести до минимума. Остаточные запасы нефти в дренируе­мых зонах залежей при заводнении определяются в основном тремя факторами:

неоднородностью пластов по проницаемости и размерам
пор;

вязкостью нефти;

межфазным натяжением на контакте нефти с водой.

Уменьшение отрицательного влияния этих факторов — основ­ная цель физико-химических и термических методов увеличения нефтеотдачи пластов, основное средство снижения их остаточной нефтенасыщенности.

Новые методы воздействия на пласты оказывают влияние на каждый из этих факторов по-разному. На уменьшение отри­цательного влияния неоднородности пластов направлены методы вытеснения нефти полимерными, щелочными и мицеллярными растворами, а также водогазовыми смесями и метод циклического заводнения. Снижение вязкости нефти в пластах обеспечивают тепловые методы — вытеснение паром, СОг, внутрипластовым горением, пароциклическими обработками и горячей водой. Устра­нение или существенное уменьшение межфазного натяжения на контакте с нефтью достигается при вытеснении мицеллярными рас­творами, двуокисью углерода и в меньшей мере щелочными растворами. Кроме того, при вытеснении нефти двуокисью углерода и тепловыми методами большую роль в снижении остаточной нефтенасыщенности играют объемные эффекты — расширение нефти за счет растворения в ней двуокиси углерода и нагрева.

Механизм процессов, проходящих в пластах при вытеснении нефти известными новыми методами, значительно сложнее, чем при обычном заводнении, и сопровождается явлениями адсорбции, деструкции молекул, фазовых переходов, инверсии фаз, мицел-лообразования, экстракции, дистилляции, крекинга нефти и др. Поэтому эффективное применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов возможно лишь при выполнении следующих трех условий.

1. Изучение кинетики всех микроявлений в условиях нефтяных
пластов — фундаментальная основа для эффективного применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов. Без этого невозможно
грамотное обоснование оптимальных технологий реализации про­цессов. Однако механизм этих явлений в пластах в основном не
изучен, вследствие чего при осуществлении методов в конкретных
условиях месторождений возникают непредвиденные осложнения,
трудности и проблемы, а эффект оказывается ниже ожидаемого и
возможного. До промышленного применения методов требуется капитальное изучение их физико-химических и термодинамических основ в условиях, адекватных реальным месторождениям.

Исключительно важно изучить природу сверхнизкого межфаз­ного натяжения, факторы на него влияющие, структуру различных ПАВ и их солюбилизирующую способность, ионный обмен, инвер­сию фаз растворов, адсорбцию и десорбцию ПАВ, оптимальные композиции ПАВ для конкретных крупнейших месторождений и др. Необходимо исследовать механизм окислительных процес­сов, кинетику химических реакций, дистилляции нефти, крекинга, теплопереноса, термодиффузии, диссипации энергии в пластах и др.

2. Другое принципиальное условие эффективного применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов — знание детального
строения месторождений, свойств и состояния насыщенности пла­стов. Для обоснования оптимальной технологии применения методов необходимо знать все особенности неоднородности и свойств
пластов в макро- и микромасштабе — закономерности и случай­
ности изменения проницаемости, размеров пор, трещиноватости,
кавернозности, глинистости, минералогического состава пород,
солевого состава пластовой воды, состояния и распределения ос­
таточной нефтенасыщенности и др. Незнание этих особенностей
строения и свойств пластов (как показывает опыт применения
методов увеличения нефтеотдачи пластов), в первую очередь
физико-химических, служило одной из причин получения неудовлетворительных результатов. Однако во многих случаях деталь­
ному изучению строения пластов и состояния их насыщенности
перед применением методов увеличения их нефтеотдачи не при­
дается должного значения.

3. И наконец, третье непременное условие эффективного при­менения методов увеличения нефтеотдачи пластов — строгая, точ­ная реализация обоснованной технологии процессов. Чтобы обес­печить запланированный эффект от применения методов, требуется обязательное выполнение всех определяющих технологических условий процессов: давления нагнетания (закачка СО2, пара), температуры (закачка пара, горячей воды, щелочи), темпов на­гнетания (внутрипластовое горение, закачка пара, мицеллярных растворов), концентрации реагентов (физико-химические методы), размеров и чередования оторочек (все методы) и т. п. Несоблюде­ние определяющих технологических условий приводит к наруше­нию механизма процессов и снижению качества и вытесняющей способности рабочих агентов. Однако в промысловых условиях часто происходят непредвиденные отклонения от заданной техно­логии процессов, что служит причиной недостаточно высокой эффективности применения методов. Поэтому следует различать теоретическую или потенциальную, возможную, достигаемую и оцениваемую эффективности методов. Способы оценки получен­ного эффекта по промысловым данным из-за неоднозначности ин­формации также влекут за собой определенную погрешность. И, как правило, оцениваемый эффект меньше достигаемого, до­стигаемый меньше возможного, а возможный меньше потенци­ального.

Вероятность получения эффекта ниже возможного вносит не­определенность и риск в применение методов увеличения нефте­отдачи пластов, которые уменьшаются по мере повышения изу­ченности методов, информационной обеспеченности, оптимальности реализуемой технологии, масштаба процесса и отпускной цены на нефть. Затраты на добычу нефти новыми методами в несколько раз выше, чем при заводнении, вследствие высокой стоимости ра­бочих агентов (химических продуктов, пара, воздуха) и необходимости бурения скважин на восстановление или уплотнение сетки скважин, восполнение фонда скважин из-за их физического износа и замены дефектных (особенно нагнетательных) при мень­шей потенциальной возможности методов (особенно физико-хими­ческих) в увеличении извлекаемых запасов и уровня добычи нефти. Заводнение нефтяных залежей, обеспечивая относительно высокую нефтеотдачу пластов и малую остаточную нефтенасыщенность не только усложняет условия применения методов, увеличивает от­носительные затраты на добычу нефти, но и сокращает их потен­циальные возможности в приросте извлекаемых запасов. Поэтому применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в будущем будет находиться в прямой зависимости от цены на нефть. При высокой цене они будут рентабельными даже при умеренной тех­нологической эффективости, а при низкой цене применение их будет нецелесообразным.

Однако будущее, бесспорно, за широким применением мето­дов. Потребности в нефти растут, ресурсы ее ограничены, достой­ной замены ей нет даже как для топлива, альтернативные источники углеводородного жидкого топлива (битумы, нефтяные сланцы, уголь) требуют еще больших относительных затрат. В связи с этим обоснованная разумная стратегия в этой области должна предусматривать широкие фундаментальные исследования и опытно-промышленные испытания наиболее потенциальных мето­дов увеличения нефтеотдачи пластов, а именно вытеснения нефти двуокисью углерода, водными мицеллярными растворами, водогазовыми смесями, паром, их модификаций, а также подготовку промышленности для крупномасштабного производства соответст­вующих качественных материально-технических средств.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абасов М. Т. Моделирование нефтеотдачи пластов для оценки извле­
каемых запасов.— Изв. АН Азерб. ССР, Серия наук о Земле, 1975, № 1,
с. 5—14.

2. Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. М., Недра, 1980.

3. Бабалян Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М., Недра,
1974/

/4. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1981.

5. Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябинина 3. К. Особенности проектиро­
вания разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.,
Недра, 1976.

6. Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных ме­
сторождений/А. А. Боксерман, Ю. П. Желтов, С. А. Жданов.— Тр. ВНИИ,
1974, вып. 58, с. 28—32.

7. Геолого-физические условия эффективности применения методов увели­
чения нефтеотдачи пластов/М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, С. А. Жданов,
Г. С. Малютина.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 4, с. 29—34.

8. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. Г. Физика нефтяного и газового
пласта. М., Недра, 1981.

9. Гомзиков В. К-, Молотова Н. А., Румянцева А. А. Исследование влия­
ния основных геологических и технологических факторов на конечную нефте­
отдачу пластов при водонапорном режиме.— Тр. ВНИИ, 1976, вып. 58, с. 16—30.

10. Ефремов Е. П., Янин А. Н., Халимов Э. М. Влияние совместной раз­
работки на нефтеотдачу многопластовых объектов.— Нефтяное хозяйство, 1981,
№ 8, с. 32—37.

11. Желтов Ю. П. Внутрипластовые окислительные процессы — перспектив­
ное направление повышения нефтеотдачи.— Нефтяное хозяйство, 1980, № 7,
с. 18—26.

___ .12. Забродин П. И., Раковский Н. Л., Розенберг М. Д. Вытеснение нефти

из пластов растворителями. М., Недра, 1977.

13. Иванова М. М. Динамика добычи нефти из залежей. М., Недра, 1976.

14. Крэйг Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Пере­
вод с англ. М., Недра, 1974.

15. Методы повышения нефтеотдачи пластов/М. Ф. Свищев, А. И. Вашур-
кин, М. И. Пятков и др.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 10, с. 29—31.

16. Муравьев И. М., Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных месторожде­
ний, М., Гостоптехиздат, 1949.

17. Мухарский Э. Д., Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных
месторождений платформенного типа. М., Недра, 1972.

18. О внутрипластовом горении в условиях заводненного пласта/С. А. Жда­
нов, Н. П. Борисова, Я. А. Бустаев, И. 3. Сайфи.— Нефтепромысловое дело,
1978, № 2, с. 27—29.

19. Орлов В. С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторо­
ждений при режимах вытеснения нефти водой. М., Недра, 1973.

20. Обоснование и эксплуатация нефтяных месторождений Татарии/
Р. X. Муслимов, А. В. Валиханов, В. Д. Лысенко и др. Казань, Татарское
книжное издательство, 1973.

21. Применение углекислого газа в добыче нефти/В. Балинт, А. Бан,
Ш. Долешал и др. Москва, Недра, 1977.

22. Применение оторочек мицеллярных растворов для увеличения нефтеот­
дачи пластов/А. Т. Горбунов, П. И. Забродин, В. В. Сурина и др. М., изд.
ВНИИОЭНГ, 1979.

23. Применение полимеров в добыче нефти/Г. И. Григоращенко, А. X. Мир-
заджанзаде, Ю. В. Зайцев и др. М., Недра, 1978.

24. Проектирование разработки нефтяных месторождений/А. П. Крылов,
П. М. Белаш, Ю. П. Борисов и др. М., Гостоптехиздат, 1962.

25. Пятков М. И., Свищев М. Ф., Касов А. С. Применение щелочи для по­
вышения нефтеотдачи на Трехозерном месторождении.— Тр. СибНИИНП, 1979,
вып. 15, с. 153—160.

26. Рахимкулов И. Ф., Бабалян Г. А., Галямов М. Н. Эксперимент по за­
качке воды, загущенной полиакриламидом, на Новохазинском участке. Тр. Баш-
НИПИнефти, 1980, вып. 53, с. 48—52.

27. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений/Б. Т. Баи-
шев, В. В. Исайчев, С. В. Кожакин и др. Недра, 1978.

28. Сагингалиев Б. М., Раковский Н. Л., Копанев С. В. Развитие процесса
вытеснения нефти паром на месторождении Кенкияк.— Нефтяное хозяйство,
1980, № 3, с. 40—44.

29. Сазонов Б. Ф. Совершенствование технологии разработки месторожде­
ний при водонапорном режиме. М., Недра, 1973.

30. Саттаров М. М., Богачкина И. А., Стклянина Т. В. Зависимость неф­
теотдачи от динамики добычи.— Нефтепромысловое дело, 1979, № 4, с. 8—12.

31. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Запад­
ной Сибири/В. А. Бадьянов, Ю. Е. Батурин, Е. П. Ефремов и др. Свердловск.
Среднеуральское книжное издательство, 1975.

32. Сорокин В. А. Состояние опытно-промышленного испытания методов
повышения нефтеотдачи пластов.— Нефтяное хозяйство, 1982, № 8, с. 32—36.

х/33. Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1968.

34. Сургучев М. Л., Шевцов В. А., Сурика В. В. Применение мицеллярных
растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1977.

35. Сургучев М. Л., Жданов С. А., Кащавцев В. Е. Состояние изученности
методов повышения нефтеотдачи пластов.— Нефтяное хозяйство, 1980, № 11,
с. 27—29.

_t 36. Теоретические основы и методика расчета технологических показателей заводнения нефтяных пластов растворами полимеров и ПАВ/Г. Г. Вахитов, В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук, Е. М. Суркова.—Тр. ВНИИ, 1977, вып. 61, с. 24—26.

v 37. Фазлыев Р. Т. О размещении скважин на нефтяных месторождениях.— Нефтяное хозяйство, 1979, № 2, с. 41—43.

38. Хозяйственный риск и методы его измерения/Т. Бачкаи, Д. Месена, Д. Мико и др. М., Экономика, 1979.

У 39. Щелкачев В. Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения.— Нефтяное хозяйство, 1974, № 6, с. 35—39.

40. Barocot Y., Fortney L. N.. Schechter R. S., Wade W. H. Alpha-olefin sul-
fonates for enchanced oil recovery. 2-nd European Symposium EOR, Paris, 8—
10 November, 1982.

41. Balzer D. Carboxymethylated ethoxylates as EOR surfactants. 2-nd Euro­
pean Symposium EOR, Paris, 8—10 November, 1982.

42. Bolsmam T. A. Phose behaviour of Alkylxylenesulfonate (oil) brine sis-
terns. 2-nd European Symposium EOR, Paris, 8—10 November, 1982.

43. Healy R., Reed’ R. Imiscible Microemulsion Flooding. SPSJ, April, 1977.

44. Docher Т., Wise F. Enhanced Grude Oil Recovery Potential — An Estimate.
JPT,May 1976, pp. 575—585.

45 Kane A. V. Performance Review of a CO₂ — WAG Enhanced Recovery Project, SACROC unit —Kelly Snyder Field. JPT, February, 1979, 217—231.

46. Prats M. A Current Apraisal of Thermal Recovery. JPT, August 1978,
p. 1129-1136. ^,

47. Shannon L. Matheny. EOR methods help ultimate recovery. Oil and Gas.,
J., March 31, 1980, 79—124.

48 Stalkup F. Y. Carbon Dioxide Miscible Flooding Past, Present and Outlook for the Future. JPT, Vol. 3, VIII,August, 1978, 1101-1112.

49. Van Everdingen A. F., Criss H. S. A proposal to improve recovery effi­
ciency. JPT, July, 1980.

Van Nieuwskoop I., Snoei G. Phase behaviour and structure of a pure —
component microemulsion system. 2-nd European Symposium EOR. Paris 8—10,
November, 1982.

Михаил Леонтьевич Сургучев

ВТОРИЧНЫЕ И ТРЕТИЧНЫЕ

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Редактор издательства Т. К. Лазарева

Переплет художника Т. Н. Погореловой

Художественный редактор В. В. Шутько

Технический редактор М. Е. Карева

Корректор С. Г. Барсукова

ИБ № 4842

Сдано в набор 06.06.84. Подписано в печать 11.03.85. Т-07040.

Формат 60×90’/i6- Бумага кн.-жури. имп. Гарнитура «Литера­турная». Печать высокая. Усл. печ. л. 19,5. Усл. кр.-отт. 19,5.

Уч.-изд. л. 21,77. Тираж 2400 экз. Заказ 281/8854—6. Цена 1 р. 60 к.

Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19

Ленинградская типография № 8 ордена Трудового Красного

Знамени Ленинградского объединения «Техническая книга»

им. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома при Государственном

комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной

торговли. 190000, г. Ленинград. Прачечный переулок, 6.