Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В последние годы существенно увеличивается доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Эффективность разработки этих месторождений ниже обычных при более низких коэффициентах нефтеотдачи. Во многом это обуславливается отсутствием необходимых технологий для существующих категорий трудноизвлекаемых запасов. Вместе с тем, разнообразие геолого-физических особенностей нефтяных месторождений и пластов не позволяет достичь необходимых результатов за счет применения какой-то универсальной технологии разработки нефтяных месторождений. Как показывает практика наиболее высокие результаты могут быть получены при использовании адресных технологий для конкретных условий.

Применяемая система заводнения не всегда учитывает особенности геологического строения пластов и не обеспечивает (по разным причинам) необходимого охвата вытеснением по площади и разрезу, в результате чего разработка многих месторождений характеризуется недостаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи, незначительными темпами отбора нефти и большим объемом попутно-добываемой воды.

В связи с этим важным направлением повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов является адаптация известных и создание новых технологий воздействия на пласты с учетом особенностей их строения и свойств, в первую очередь для условий месторождений, наиболее характерных для данного региона.

Основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты

Итак, рассмотрим основные особенности процесса нестационарного воздействия на пласты.

Циклическое (нестационарное) заводнение является одним из эффективных гидродинамических способов увеличения нефтеотдачи и сокращения удельных расходов воды на добычу нефти.

Эффективность метода определяется двумя неразрывно связанными процессами:

- гидродинамическим внедрением воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные элементы пласта за счет неравномерного перераспределения давления, вызываемого макронеоднородностью среды;

- капиллярным замещением нефти водой в малопроницаемых зонах пласта, вызываемым микронеоднородностью среды.

Наиболее эффективным применение метода является для мощных слоисто-неоднородных пластов с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также для трещиновато-пористых коллекторов. Благоприятным фактором является гидрофильность коллекторов. Газонасыщенные маловязкие нефти являются наиболее подходящими для вытеснения их с помощью циклического заводнения.

Перечисленные свойства коллекторов и нефтей, благоприятные для применения метода циклического воздействия, связаны очевидным образом с внутренним механизмом рассматриваемого процесса.

Метод циклического (нестационарного) заводнения нашел широкое применение на нефтяных месторождениях Татарии, Самарской области, Западной Сибири и т.д. Общепризнанным достоинством метода является простота его осуществления, применимость в широком диапазоне пластовых условий и достаточно высокая экономическая и технологическая эффективность.

К настоящему времени накоплен достаточный опыт теоретических, экспериментальных и промысловых работ. Учитывая, что большинство месторождений находится или приближается к поздней стадии разработки, необходимо совершенствование и повышение эффективности технологии нестационарного заводнения применительно к этим условиям.

Эффективность реализации процесса нестационарного заводнения

Эффективность реализации нестационарного заводнения во многом зависит от правильности выбора участка на основе геолого-промысловой информации, но, несмотря на достаточный опыт применения нестационарного заводнения на месторождениях страны, до настоящего момента не существовало алгоритма предварительного выбора объектов разработки на основе анализа имеющихся геолого-физических характеристик.

Для реализации нестационарного воздействия необходимо выполнить классификацию объектов разработки, на основе методики критериального выбора объектов, для эффективного использования данного метода.

Суть методических положений о критериальном выборе пригодности тех или иных объектов разработки для дальнейшего осуществления на них технологии нестационарного заводнения сводится к следующему.

Поскольку все продуктивные пласты могут быть охарактеризованы одними и теми же общепринятыми показателями (характеристиками) - песчанистость, зональная и послойная неоднородности, степень выработки запасов, то более эффективное проектирование и реализация нестационарного заводнения могут быть осуществлены на основе критериального анализа имеющегося набора геологических характеристик предполагаемого объекта.

Вначале все имеющиеся объекты делятся на три условных группы с различной степенью песчанистости - менее 0,29; 0,3-0,79 и более 0,8. После этого анализируется степень послойной неоднородности, в том числе расчлененность, а также степень выработки запасов. На последнем этапе определяется степень предпочтительности применения нестационарного заводнения на анализируемом участке, которая варьируется от 0 до 1.

Проведение анализа, систематизации и классификации объектов разработки для определения пригодности применения технологии нестационарного заводнения основывается на комплексе имеющейся исходной геолого-промысловой информации.

При первоначальном анализе объектов разработки учитывается размер залежи, наличие системы ППД и количество нагнетательных скважин. Объекты разработки, эксплуатируемые скважинами имеющие небольшие запасы нефти, в дальнейшей классификации не учитываются.

По результатам анализа геолого-физических характеристик и проведения классификации объектов разработки месторождений по предпочтительности применения нестационарного заводнения все рассматриваемые объекты можно разделить на 4 степени предпочтительности:

- высокая категория предпочтительности (0,6- 1)

- средняя категория предпочтительности (0,4 - 0,59)

- низкая категория предпочтительности (0,15 - 0,39)

- не пригодные для нестационарного заводнения

Выбор участков для реализации нестационарного заводнения осуществлялся на основании анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин.

Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитываются средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах данного участка.

-В результате расчетов, было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта Б₈ Аганского месторождения составляет 3,5 мес.

На период проведения нестационарного воздействия необходимо проведение расчетов среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, входящей в выбранный участок. При этом исходят из условия, что все скважины, участвующие в данном процессе, в полуцикле закачки будут работать с предположительно максимальной за период предшествующего года приемистостью, и объемы закачиваемой воды не будут превышать их средний уровень в "доциклический" период. С этой целью определяется среднемесячная закачка, минимальная, среднемесячная и максимальная приемистости по каждой нагнетательной скважине, входящей в опытный участок.

Изменение направлений фильтрационных потоков

Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем:

Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой.

Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).

Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением.

Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

Форсированный отбор жидкости

Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) является методом увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счёт увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта. В результате проведения этого мероприятия зачастую снижается обводненность продукции скважин с высокой базовой обводненностью. Наиболее яркие результаты получены при анализе результатов ФОЖ на водоплавающих залежах.

Форсирование отборов на скважинах месторождений Западной Сибири выявило тенденцию снижения обводненности продукции в результате этого мероприятия на многих водоплавающих залежах, таких как объект АС5-6 Южно-Балыкского месторождения, объект БС12 Майского месторождения; объекты АС4 и БС6 Петелинского месторождения, объект БС11 Ефремовского месторождения, объект БС8 Кудринского месторождения, объекты БП9 и БП10-11 Тарасовского месторождения. На рис. 1 представлена динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых было проведено форсирование отборов.

Рис. 1. Динамика суммарных эксплуатационных показателей скважин объекта АС4 Петелинского месторождения, на которых проведен форсированный отбор жидкости: 1 - средняя обводненность продукции; 2 - средний дебит жидкости; 3 - средний дебит нефти.

На рис. 2 изображена динамика показателей эксплуатации форсированной скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения. Начало форсирования отборов на рисунках отмечено стрелкой. Обе динамики характеризуются снижением обводненности продукции с ростом среднего дебита жидкости. На рис. 2 отмечается и обратная закономерность - рост обводненности продукции при снижении дебита жидкости.



Рис. 2. Динамика показателей эксплуатации скважины № 1046 объекта БП10-11 Тарасовского месторождения: 1 - обводненность продукции; 2 - дебит жидкости; 3 - дебит нефти; 4 - дебит воды.

Форсированный отбор жидкости достаточно эффективен на водонефтяных зонах, где имеются выдержанные глинистые перемычки между разнонасыщенными частями продуктивного разреза. Выдержанность глинистых перемычек является условием проявления описанной закономерности и подразумевается ниже при использовании терминов водоплавающей залежи и водонефтяной зоны (ВНЗ).

В настоящее время отсутствует четкое определение целей и задач форсированного отбора жидкости. Существует мнение, что форсированный отбор -- рациональный вариант разработки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверждать и обязательно выполнять. Для его проектирования имеется все необходимое: методика, включающая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практически примененных систем разработки; современная вычислительная техника и полученная индивидуально по скважинам информация об их эксплуатации: о дебитах жидкости и обводненности (следовательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Довольно странным представляется, что при наличии всего этого проблема форсированного отбора не исследована в полном объеме, а форсированный отбор противопоставляется рациональному. На многих нефтепромыслах очень плохо обстоит дело с информацией об эксплуатации каждой скважины. В этих условиях для промысловиков более приемлем и понятен форсированный отбор, чем рациональный, ибо для форсированного отбора не нужна или почти не нужна информация. В условиях неполного объема информации об эксплуатации скважин многие нефтепромысловые работники непоколебимо уверены, что лучше завысить производительность глубинных насосов. При нежелании и неумении устанавливать индивидуально по скважинам рациональные отборы устанавливают форсированные, не осознавая, что часто увеличение отбора жидкости уменьшает отбор нефти на 10--20 % и более.

Действительное положение с информацией об эксплуатации скважин на нефтепромыслах в настоящее время несравненно хуже, чем 40--50 лет назад. В период широкого распространения и применения во всем мире информационноемких технологий у наших нефтяников произошло попятное движение. Необходимо устранить отмеченный недостаток, поскольку нет ничего экономически и технологически более эффективного, чем организация по каждой скважине удовлетворительной точности контроля и последующей оптимизации режима эксплуатации скважин. При этом в текущей добыче нефти и в конечной нефтеотдаче пластов будет достигнут огромный эффект, значительно превысящий эффекты, достигаемые при использовании многих новых методов повышения нефтеотдачи. Увеличенные добыча нефти и нефтеотдача будут достигнуты при уменьшении затрат на 1 т добытой нефти.

При рассмотрении проблемы форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максимальном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном минимальном забойном давлении добывающих скважин. Нефтяные залежи по зональной и послойной неоднородности нефтяных пластов, дебиту и запасам нефти, темпам извлечения запасов нефти, разбуривания и ввода в разработку являются средними, сходными со многими реальными нефтяными залежами.

При этом было показано, что при проектировании разработки залежей нефти средней, повышенной и высокой вязкости обычно проектируется форсирование отбора жидкости. В дальнейшем при их разработке обязательно надо осуществлять запроектированное форсирование. Форсированный отбор жидкости должен быть в рамках рационального варианта разработки нефтяной залежи.

Бесконтрольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и конечной нефтеотдачи пластов.

Нестационарное воздействие в комплексе с адресными обработками. Применение эмульгатора ЭКС-ЭМ марки «Б»

Для увеличения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, так же может быть предложена комплексная технология, которая заключается в реализации нестационарного заводнения в сочетании с адресными обработками нагнетательных скважин путем закачки композиций химреагентов, направленных на снижение слоистой неоднородности, повышение охвата пласта, интенсификацию вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, ограничение непроизводительной закачки воды в уже промытые, высокопроницаемые прослои.

Наиболее известными в практике являются технологии закачки различных полимерных систем, композиций на основе жидкого стекла

(Предварительный анализ полученных результатов показывает, что средний удельный технологический эффект составляет 14 т дополнительно добытой нефти на 1 т жидкого стекла), а также обратных эмульсий. Эти технологии давно внедряются и широко используются нефтегазодобывающими предприятиями различных регионов России.

Итак, для получения обратных эмульсий используется маслорастворимый эмульгатор ЭКС-ЭМ с концентрацией от 1 до 4% , в качестве стабилизатора обратных эмульсий - хлористый кальций с концентрацией 1-4% (исходная концентрация водного раствора CaCl₂ составляла 30%). В качестве углеводородной фазы используется стабильный бензин, нефть (вязкость 2,2 мПа*с) либо смесь керосина с толуолом. Количество углеводорода в эмульсии составляет 20%, остальное водная фаза, представленная моделью пластовой воды с минерализацией 16 г/л (11,5 г/л NaCl и 4,5 г/л CaCl₂).

В ходе исследования физико-химических свойств обратных эмульсий была определена стабильность эмульсий во времени и при различных температурах с последующим качественным и количественным анализом фазового состояния обратной эмульсии; Исследовалось фазовое поведение ОЭ при контакте с нефтью и пластовой водой в статических и динамических условиях; проведено измерение реологических параметров обратных эмульсий на ротационном вискозиметре “Реомат-30” при скорости сдвига от 0,0615 до 452 с^-1 и температурах 20, 60 и 80^оС.

В результате проведения физико-химических исследований эмульсионных систем было установлено, что с повышением температуры наблюдается понижение стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ составляет 4-6 ч. При 60-80^оС с увеличением концентрации ПАВ в системе стабильность ОЭ увеличивается в 2-4 раза.

Дальнейшие фильтрационные исследования проводится со следующим составом обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатор ЭКС-ЭМ - 3, CaCl_2, - 3, нефть - 20 и минерализованной (16 г/л) воды - 74.

Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводится на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см с учетом проведенных физико-химических исследований. Проницаемость пористой среды в опытах составляет 0,35-0,42 мкм². В качестве пористой среды используеся дезинтегрированный керн пласта. Подготовка к опытам осуществляется по стандартным методикам.

В ходе проведения опытов определились следующие параметры: пористость, проницаемость, подвижность воды при 100% насыщенности и остаточной нефти, начальная, остаточная и конечная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой, изменение подвижности при закачке эмульсии, прирост коэффициента вытеснения нефти, коэффициент изоляции.

Температура проведения опытов составляла 60 и 80^оС, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 ч.

В результате экспериментов получено, что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21 - 0,32.

Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности к подвижности воды после закачки эмульсии) составил 1,93-2,07 при температуре опытов 80^оС и 2,35-2,54 - при 60^оС, т. е. изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах. Аналогичный вывод справедлив и в отношении прироста коэффициента нефтевытеснения, который изменяется в диапазоне 0,29-0,32 при температуре 60 ^оС и 0,21-0,25 - при температуре 80 ^оС.

Это дает основание предположить, что после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

К примеру, после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой ( (%) : эмульгатор ЭКС-ЭМ - 3; нефть - 20; cacl2 - 3; остальное - вода с минерализацией 16 г/л.) произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

Механизм действия потокоотклоняющих технологий

Механизм действия потокоотклоняющих технологий основан на образовании в поровом пространстве промытых пропластков продуктивного коллектора барьеров для вытесняющей нефть воды путем закачки обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ, жидкого стекла и интенсифицирующих композиций на основе кислот и гидрофобизирующих составов.

-Реализация опытно-промышленных работ на опытном участке Аганского месторождения (объект БВ₈) по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов была начата 21 июня 2005 г. на основании составленной «Программы работ», учитывающей как время и продолжительность остановок нагнетательных скважин, так и ГТМ на конкретных скважинах.

-Технологическая эффективность от применения комплексной технологии, рассчитанная по методу характеристик вытеснения, оценивается в количестве 25125 т дополнительно добытойнефти,посостояниюна 01.05.07 г.

В ходе реализации комплексной технологии были выполнены обработки 5-ти нагнетательных скважин (№№ 1614, 1618, 1593, 491, 493) обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в целях перераспределения фильтрационных потоков. Объем закачки составлял 100-200 м³ на одну нагнетательную скважину при удельной закачкеот10до 21,7 м³/м перфорированной толщины. Общий объем закачки обратной эмульсии составил 800 м³.

В результате проведенных обработок нагнетательных скважин на 01.05.07 г. было получено дополнительно 12972 т нефти, т. е. 2594 т дополнительной нефти на одну скважино-обработку (16,2 т. дополнительной нефти на 1 м³ закачанной обратной эмульсии).

Динамика технологических показателей реагирующих добывающих скважин, представленная на рисунке 3, показывает, что после проведения ОПЗ нагнетательных скважин обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ обводненность продукции окружающих добывающих скважин снизилась с 95,3 до 93,5%, а суммарная добыча по окружающим добывающим скважинам возросла с 8190 до 10526 т нефти в месяц.

Технологии воздействия на пласт

Технология предназначена для повышения коэффициента нефтеизвлечения и снижения обводненности добываемой продукции. Областью применения технологического процесса являются неоднородные по проницаемости пласты.

Технологическая эффективность достигается как за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти (9-17%), так и коэффициента охвата пласта воздействием (до 40%) за счет высокой вязкости водогазовой смеси в пластовых условиях.

Технология обладает рядом отличительных свойств:

· Отсутствие необходимости проведения на скважинах работ по закачке реагентов с привлечением спецтехники. Закачка и образование водогазовой смеси производится в постоянном автоматическом режиме с применением системы поддержания пластового давления, причем за счет применения для образования и закачки водогазовой смеси эжекторного устройства, осуществляется саморегуляция степени газосодержания водогазовой смеси в зависимости от проницаемости пласта, что приводит к периодическому перераспределению направления движения фильтрационных потоков.

· Воздействие водогазовой смесью приводит только к временному блокированию пор пласта и позволяет и в дальнейшем эксплуатировать данные коллектора.

· Технология экологически безопасна, способствует утилизации нефтяного газа и прекращению бесцельного сжигания его на нефтепромыслах.

· Водогазовое воздействие на пласт не имеет ограничения применения в зависимости от пластового давления, температуры пласта, свойств пластовой нефти и воды.

Дополнительная добыча нефти составляет 4-10 тыс.тонн в год на 1 участок.

«ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРА С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТОВ СНПХ-8310 И СНПХ-8320»

Технология применения композиции СНПХ-8310 для обработки нагнетательных скважин в карбонатных коллекторах с целью выравнивания профиля приемистости, снижения обводненности реагирующих добывающих скважин и повышения эффективности нефтеизвлечения. Эффект достигается путем искусственного уменьшения естественной геологической неоднородности пласта в условиях активного заводнения и создания потокоотклоняющих экранов пролонгированного действия. Работы проводятся на участках нефтяных месторождений при обводненности продукции скважин - 25-99%.

Реализация осуществляется закачкой в нагнетательную скважину композиции СНПХ-8310. При попадании в пласт композиция создает дополнительное фильтрационное сопротивление преимущественно в высокопроницаемых промытых зонах в результате образования вязкой структурированной системы. Поэтому нагнетаемая впоследствии вода, перераспределяется в менее проницаемые пропластки, что приводит к выравниванию фронта заводнения.

Технология применения композиции СНПХ-8320 для обработки добывающих скважин позволяет создавать гелеобразные и высоковязкие эмульсионные системы селективного действия снижающие обводненность добываемой продукции. Одновременно возрастает удельная эффективность по нефти. Работы проводятся на добывающих скважинах нефтяных месторождений при обводненности продукции скважин - 50-99%.

Данный вид продукта, предназначен, в первую очередь, для карбонатных коллекторов, которые характеризуются сложными физико-химическими свойствами и затрудненным извлечением запасов нефти.

Эффект достигается вовлечением в разработку зон пласта, ранее неохваченных воздействием, при одновременном ограничении работы высокопроницаемых пропластков и ограничении водопритока в добывающие скважины.

Испытания технологии, проведенные в 2005-2006 г.г. в карбонатных коллекторах месторождения, показали ее высокую эффективность. За 6 месяцев по участку (обработано 2 нагнетательные и 5 добывающих скважин) добыто 3704,9 т дополнительной нефти. Эффект продолжается.

«ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ВОЛОКНИСТО-ДИСПЕРСНОЙ СИСТЕМЫ (ВДС) ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ»

ВДС применяется для повышения нефтеотдачи высокообводненных неоднородных пластов на поздней и завершающей стадиях разработки. Эффект достигается за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов нефти при одновременном ограничении или отключении из работы высокобводненных пропластков и зон пласта.

Технология испытана и внедрена более чем на 23 месторождениях РФ (936 скв-обр).

Удельная технологическая эффективность составляет 3,6-6,3 тыс. тонн дополнительно добытой нефти на одну обработку.

Технология может применяться при любой минерализации вод и температуре пласта до 300°С. Наиболее эффективно применение технологии в условиях трещиновато-поровых терригенных коллекторов при обводненности добываемой продукции более 80%. В технологии используются дешевые, экологически чистые материалы, имеющие широкую сырьевую базу.

«СТРУКТУРООБРАЗУЮЩИЕ КОМПОЗИЦИИ»

Рассмотрим пример разработки нефтяного пласта с применением структурообразующей композиции (СОК) на основе полимера и модифицированного глинопорошка.

Сущность метода заключается в том, что в нефтяной пласт закачивается композиция, состоящая из водорастворимого полимера и водной суспензии модифицированного глинопорошка. Модифицированный глинопорошок представляет собой монтмориллонитовую глину, на поверхности которой предварительно адсорбированы ионы хрома. Это позволяет повысить охват пласта заводнением.

Характеристики распределения фильтрационных потоков по пропласткам показали увеличение охвата модели пласта в результате закачки СОК. Эта технология, направленная на повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки, по результатам лабораторных данных и проведенных промысловых испытаний является эффективным методом вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.

Преимущество данной технологии - ее экологическая безопасность для нефтяных месторождений, доступность сырьевой базы, использование готовых производственных и технологических узлов для ее приготовления и закачки в пласт.

пласт заводнение нефть гидродинамический

Полимерное заводнение

Полимерное заводнение - это технологически простой и высокоэффективный метод повышения нефтеотдачи пластов, основанный на добавке к воде небольшого количества водорастворимых полимеров при обычном заводнении нефтяных пластов.

Сущность метода заключается в изменении соотношения подвижности вытесняющей жидкости и пластовой нефти вследствие увеличения вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров. Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствуют выравниванию фронта вытеснения, замедляя ее продвижение в высокопроницаемых зонах, уменьшая вязкостное языкообразование. Эти факторы вызывают повышение коэффициентов охвата и вытеснения при заводнении. Размер оторочки полимерного раствора составляет 10-30 % количества первоначально содержащейся нефти в пласте. Оторочку раствора полимера можно закачивать на любой стадии разработки, но наибольший эффект получается при применении на начальной стадии.

В осложненных геолого-физических условиях залежи (резкая неоднородность пласта по проницаемости, наличие высокопроницаемых зон, трещин, повышенная вязкость нефти и как следствие ранняя обводненность скважин) применяется воздействие на пласт сшитыми полимерными системами (СПС).

Сущность метода с применением СПС заключается в добавке к раствору полиакриламида небольшого количества (сотые доли процента) сшивающего агента, под действием которого происходит структурирование ("сшивка") макромолекул полимера в пористой среде с образованием геля в зонах высокой проницаемости пласта или в трещинах, куда в основном проникает СПС при закачке в скважину. С 1993 г. метод СПС применен на 34 нагнетательных скважинах (7 участков). На 1 т закачанного раствора получено от 250 до 10 500 т нефти.

«Закачка полимердисперсных систем (ПДС)»

Закачка полимердисперсных систем (ПДС). Этот метод основан на модели воздействия на нефтеводонасыщенный пласт путем повышения фильтрационного сопротивления обводненных пропластков, которая принята за основу при разработке технологий применения водоизолирующих химреагентов для увеличения коэффициента охвата пласта заводнением в целях повышения конечной нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации. Отличие воздействия ПДС на пласт от полимерного заводнения заключается в том, что остаточный фактор сопротивления, создаваемый ПДС, возрастает с увеличением проницаемости пористой среды, в то время как для полимерного раствора он уменьшается. Это является одним из определяющих условий эффективного применения ПДС в промытых зонах. При применении ПДС в обводненных пропластках избирательно образуются полимер-минеральные комплексы, снижая тем самым степень неоднородности пласта. В результате происходят перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением.

Различные модифицирующие добавки обеспечивают создание ПДС с регулируемыми свойствами, что позволяет использовать их в различных специфических условиях эксплуатации продуктивных пластов с богатым разнообразием физико-химических свойств насыщающих жидкостей.

Получены результаты применения ряда технологий на месторождениях Западной Сибири. Средние показатели по добыче дополнительной нефти составили 2-13 тыс. т, хотя в отдельных случаях они достигали 25-60 тыс. т на один обработанный участок.

Технология ПДС, показавшая высокую эффективность, и широко внедрена на нефтяных месторождениях. Только на 692 контролируемых участках количество дополнительной нефти превысило 2,6 млн т, по отдельным участкам дополнительная добыча нефти достигала 40 тыс. т при длительности эффекта 3 года.

Предложенный ряд технологий повышения нефтеотдачи пластов позволяет увеличить отбор нефти в осложненных условиях разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в высокообводненных и низкопродуктивных пластах, связанных как с обводнением пластов с высокими коллекторскими свойствами, так и выработкой запасов в низкопроницаемых зонах объектов. Установлена возможность эффективного воздействия на карбонатные коллекторы модифицированными ПДС.

Основные виды физических свойств пород

Горная порода характеризуется различными физическими свойствами. Ниже приведены основные из них.

ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ ПОРОД

Под гранулометрическим составом горных пород понимают количественное содержание в них частиц (зерен) различной величины, выраженное в процентах (по массе). Это одна из основных физических характеристик пород, поскольку, чем более крупными по размерам частицами образована порода, тем более крупными могут быть поры в такой породе и, следовательно, тем более высокими могут быть ее емкостно-фильтрационные свойства.

УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ПОРОДЫ

Под удельной поверхностью (Sуд) горных пород понимают суммарную поверхность ее порового пространства в единице объема породы

Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы и, следовательно, определяет ее адсорбционные свойства, в том числе содержание остаточной воды. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен (т.е. увеличением степени дисперсности породы), увеличением открытой пористости и уменьшением абсолютной проницаемости.

КАРБОНАТНОСТЬ ПОРОД

Под карбонатностью пород понимают содержание в них солей угольной кислоты: известняка (СаСО3), поташа (К2СО3), сидерита (FеCO3) и др.

Определение карбонатности пород проводят с целью выяснения возможности солянокислотной обработки призабойной зоны скважин для дополнительного увеличения ее проницаемости и, следовательно, увеличения дебитов нефтяных и газовых скважин, а также для определения химического состава горных пород, слагающих продуктивный пласт.

МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность - наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Упругость - свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:

, =m??_п (1)

где ?_с - коэффициент объемной упругости пористой среды;

?_п - коэффициент сжимаемости пор;

V_о - объем образца;

?V_пор - объем пор;

P - давление;

m - коэффициент пористости.

Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды (?_с) и наименьшего напряжения (?_о):

m = m_o? [1 - ?_n ? (?- ?_o)], (2)

где m_o - пористость при начальном эффективном напряжении.

Коэффициент объемной упругости пористой среды (?_с) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (?_n) и на пористость пород:

?_n = ?_с / m_o. (3)

Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (?_с) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0.3 - 2?10^-10 [м²/н].

Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов.

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1С:

. (4)

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4 - 2 кДж/ (кгК).

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

. (5)

Коэффициент температуропроводности (?) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ.

Коэффициенты линейного (_L) и объёмного (_V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

,(6)

где L и V - начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:

, (7) . (8)

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Одна из важнейших задач нефтегазопромысловой практики сводится к выделению в объеме залежи пород-коллекторов. Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС) или коллекторскими свойствами.

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

- гранулометрическим составом пород;

- пористостью;

- проницаемостью;

- насыщенностью пород водой, нефтью и газом;

- удельной поверхностью;

- капиллярными свойствами;

- механическими свойствами.

Коллекторские свойства нефтеносных пластов. Их значение при определении запасов месторождения (залежи)

При решении конкретно-научных задач нефтегазопромысловой геологии одна из исходных задач - изучение внутреннего строения залежи нефти и газа. Суть этой задачи сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами и породами-неколлекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых свойств - пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.

При отнесении породы к коллекторам или неколлекторам необходимо исходить из возможности движения нефти или газа в ее поровом пространстве. Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Выше ВНК (ГВК) коллектор нефтенасыщен (газонасыщен), ниже - водонасыщен. Порода-коллектор водонасыщена за внешним контуром нефтеносности, нефтенасыщена во внутреннем контуре нефтеносности, газонасыщена во внутреннем контуре газоносности.

Как показывает практика, не все породы-коллекторы, содержащие физически подвижную нефть, отдают ее при существующих в наше время технологии и системах разработки. В связи с этим коллекторы делят на продуктивные и непродуктивные, т.е. отдающие и не отдающие нефть или газ при современных системах разработки.

Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, т.е. существованием пустого пространства (или пустотности), которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. В соответствии со сказанным емкостные свойства коллекторов нефти или газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Различают полную, открытую пористость и пористость скелета породы. Полная пористость включает в себя абсолютно все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом и поверхностью образца, пористость которого определяется. Пористость, образуемая сообщающимися порами, называется открытой. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости. Коэффициент пористости измеряется в долях единицы. Его можно выразить также в процентах от объема породы.

Пористость породы в большой степени зависит от размеров поровых каналов, которые в свою очередь, определяются гранулометрическим составом слагающих горную породу частиц и степенью их сцементированности. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные - диаметром 2 - 0, 5 мм; 2) капиллярные - 0, 5 - 0, 0002 мм (до 0, 2 мкм); 3) субкапиллярные - менее 0, 0002 мм (менее 0, 2 мкм).

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них пустот, которые по некоторым физическим особенностям относятся к типу каверн. Общепринятых представлений об отличительных особенностях пор и каверн в настоящее время еще нет. Г.Н. Теодорович считает, что к кавернам следует относить пустоты, которые в трех взаимно перпендикулярных направлениях имеют размеры больше 2 мм.

Если порода относится к чисто каверному типу, то метод исчисления коэффициента полной и открытой кавернозности аналогичен методу определения коэффициентов пористости.

Для определения пустотности кавернозно-пористой породы необходимо определить суммарную и раздельную емкость пор и каверн.Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным породам, а в некоторых районах и к терригенным отложениям. Такие породы очень плотные, часто не пропускают жидкости и газы, т.е. практически плохо проницаемые. Вместе с тем наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Понятие раскрытости в некоторой степени условное. Существование трещин в породах на больших глубинах в условиях горного давления возможно лишь при наличии многочисленных контактов между их стенками. Площадь контактов по сравнению с площадью стенок трещин мала, и поэтому контакты существенно не влияют на емкостные и фильтрационные свойства трещин. На этом основании и введено понятие раскрытости трещин.

Емкость коллектора трещинного типа обусловливается емкостью пустот всех трех видов:

емкость пор пород, коэффициент пористости которых обычно составляет 2-10% (трещиноватости, как правило, подвержены плотные и, следовательно, низкопористые породы);

емкостью каверн и микрокарстовых пустот. Наибольшая емкость этих пустот характерна для отличающихся повышенной растворимостью карбонатовых пород, в которых она составляет значительную часть (13 - 15%) емкости пустотного пространства;

емкостью самих трещин (трещинной емкостью). Пустоты этого вида составляют десятые доли процента от объема трещиноватой породы. Чаще всего трещины играют роль путей фильтрации жидкости или газа, связывающих воедино поровое пространство блоков и каверн.

При образовании залежей нефть и газ вследствие меньшей плотности мигрировали в повышенные части пласта, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты наряду с УВ содержат и некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов.

Начальное распределение нефти, газа и остаточной воды в пустотном пространстве коллектора влияет на процессы движения нефти через коллектор и вытесняя ее водой. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества (твердой фазы) нефтяного коллектора. В частности, поверхность минеральных зерен (или пустот, что одно и то же) характеризуется значительной неоднородностью по смачиваемости.

Проницаемость - это фильтрационное свойство коллектора, характеризующее его способность пропускать нефть, газ и воду.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений в пустотном пространстве пород происходит фильтрация жидкостей, газов или их смесей. В последнем случае проницаемость одной и той же породы для какой-либо составляющей смеси, называемой фазой (нефти, газа или воды), зависит от количества и качественного состава других фаз. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемостей.

Запасами нефти, газа или конденсата называется их количество содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства. В соответствии с этим определением можно говорить о запасах отдельного слоя, пласта, зонального интервала, блока, а также любой части указанных геологических тел в пределах залежи, месторождения, группы месторождений, нефтеносного пласта и т.п.

Классификация запасов обеспечивает единые принципы подсчета и учета запасов нефти и газа в недрах исходя из степени изученности этих запасов и их подготовленности для промышленного освоения. Отнесение запасов к той или иной категории производится в соответствии с надежностью их определения, которая зависит от геологических условий и степени изученности подсчетного объекта.

Категории - запасов наиболее общий интегральный показатель степени изученности и подготовленности залежей или ее части к разработке. В связи с этим отнесение запасов к той или иной категории требует конкретной объективной оценки условий, в которых находится залежь, с точки зрения количества и качества полученной по ней информации.

При подсчете запасов УВ их относят к категориям А, В, С1 и С2. Условия отнесения запасов к той или иной из указанных категорий определяются «Инструкцией по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов».

Результаты оценки точности подсчета запасов позволяют: 1) дать объективную оценку состояния геологической изученности залежи; 2) получить дополнительные данные для количественной характеристики запасов; 3) выявить и устранить систематические погрешности при обосновании подсчетных параметров и проведении расчетов и тем самым повысить достоверность результатов подсчета запасов; 4) обосновать бурение скважин и проведение исследований, необходимых для доразведки залежи с целью точности подсчета запасов; 5) более правильно и полно определить задачи геологических исследований, проводимых в процессе разработки.

Согласно действующей классификации, запасы месторождений нефти и газа по значению разделяют на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы, т.е. часть балансовых запасов, которую можно извлечь при рациональном использовании современной техники и технологии добычи нефти и газа.

Правильный подсчет запасов нефти и газа предполагает раскрытие внутренней структуры подсчетного объекта, знание которой необходимо также для организации эффективной разработки залежей, в частности для выбора структуры системы разработки.

Объемный метод подсчета начальных запасов нефти и свободного газа

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти и объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустого пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте- (газо) насыщенной толщины пласта h_н.эф., на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности k_н.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности k_н. Или газонасыщенности k_г. при этом выражение Fh_н.эф. определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fh_н.эф.k_п.о. - объем пустотного пространства пород-коллекторов, Fhk_п.о.k_н. или Fhk_п._о.k_г. - объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом. Объемы пустотного пространства насыщенных нефтью или свободным газом, можно получить путем умножения Fh_н.эф. на среднее значение коэффициента пористости. Для нефти коэффициент эффективной пористости k_п.эф. равен произведению k_о._п.k_н., а для газа - k_п.эф. = k_п._о.k_г., которые рассчитываются по каждому однородному продуктивному интервалу пласта.