Принципы и методы разработки нефтегазовых месторождений

Для проектирования оптимальной технологии (системы) применения метода увеличения нефтеотдачи пластов требуется следующее.

Детальные знания строения и состояния месторождений, изменение коллекторских свойств пластов, макро - и микронеоднородности, достоверное распределение текущей нефтеводогазонасыщенности пластов по всему объему залежей.

Правильные представления о механизме и технологии процесса на основе лабораторного изучения его характеристик и эффективности при пластовых условиях (керн, жидкости, давление, температура).

Опытно-промышленные испытания метода - изучение эффективности в различных геолого-физических условиях и технологии на месторождениях.

Математическое моделирование процесса - развитие численных методов и проектирования, адекватно отражающих разработку месторождений.

Только при этих условиях можно составить эффективную технологическую схему (проект) применения нового метода увеличения нефтеотдачи пластов.

Для соблюдения проектной технологии процесса при его реализации требуется следующее.

Соответствующие материально-технические средства и капитальные вложения.

Четкая организация работ, направленная на выполнение проектной технологии, сроков начала процесса, объемов и концентрации реагентов в оторочках, давлений нагнетания, темпов отбора, размещения скважин и др.

Без выполнения всех запроектированных условий осуществления процесса воздействия на пласты нельзя рассчитывать на достижение проектных (возможных) показателей эффективности.

В связи со сложностью и высокой стоимостью всех новых методов увеличения нефтеотдачи пластов внедрение их на практике целесообразно и необходимо осуществлять в несколько этапов, чтобы избежать неоправданных больших расходов. Принципы многоэтапного испытания и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов на крупных конкретных месторождениях диктуются также тем, что реальную эффективность промышленного применения любого метода можно установить только по фактическим данным испытания. Поэтому обычно внедрение метода увеличения нефтеотдачи пластов проходит следующие этапы.

Этап	Цель
Лабораторное изучение	Определение характеристик процесса при пластовых условиях моделирования процесса на кернах, пластовых жидкостях, давлении и температуре
Промышленная демонстрация	Минитест, реализация процесса на малом участке для доказательства качественного эффекта.
Промышленный опыт	Проведение процесса при реальных условиях с целью определения возможного количественного технологического эффекта
Опытно-промышленные испытания	Испытание процесса при разных сетках скважин и технологии для определения оптимальных условий применения и реальной технологической и экономической эффективности
Промышленное внедрение	Применение в масштабе всей залежи для увеличения добычи нефти и извлекаемых запасов

Такая последовательность этапов изучения и внедрения сложных методов увеличения нефтеотдачи пластов обязательна для обеспечения максимального эффекта при крупном промышленном применении, ибо поспешность и экономия на малом неизбежно приводят к большим потерям.

Лабораторные исследования любого метода увеличения нефтеотдачи пластов при условиях, близких к пластовым, - совершенно необходимый этап работ перед тем, как решить испытывать его на месторождении. На основе этих исследований принимается первоначальная технология процесса - концентрация химических реагентов, объемы оторочек, соотношения расходов разных агентов и другие характеристики процесса, закладываемые в расчеты.

Промышленная демонстрация процесса проводится при минимальных расстояниях между скважинами (до 25-50 м) с тем, чтобы показать возможность реализации процесса физически, технологически и технически, а также убедиться в качественной эффективности его в конкретных условиях месторождения в кратчайшие сроки.

Например, при мицеллярном растворе важно установить, при каких условиях он не разрушается в пористой среде, вытесняет остаточную нефть, и выяснить схему технического обустройства процесса. Вслед за этим можно переходить к организации промышленного опыта при реально существующей или экономически целесообразной сетке скважин с тем, чтобы определить возможный технологический эффект и примерные экономические показатели, получить представление о реальной технологии и технических условиях осуществления процесса на месторождении.

На основе первого промышленного опыта следует расширить испытания метода на несколько (три-пять) опытных участков или элементов с разными свойствами пласта, или залежей при разных сетках скважин и разных технологиях. Эти испытания позволят обосновать оптимальную систему разработки, размещение и плотность сетки скважин, наиболее эффективную технологию, реально достижимые показатели и математическую модель для проектирования процесса.

После опытно-промышленных испытаний на нескольких участках распространение нового процесса разработки на все крупное многопластовое месторождение будет базироваться на собственном опыте и сопровождаться минимальным риском получения эффекта ниже запланированного (возможного).

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

На стадии промышленного испытания и промышленного внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает проблема эффективного их применения. Объективно вопрос формулируется так: какой наиболее существенно повышающий извлекаемые запасы и уровень добычи нефти при благоприятных экономических показателях метод увеличения нефтеотдачи пластов необходимо выбрать для конкретного нефтяного месторождения (залежи) с определенными геолого-физическими свойствами и условиями разработки? Ответить на этот вопрос всегда не просто, так как для любого месторождения (залежи) могут оказаться применимыми несколько методов. Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать следующее:

нефтенасыщенность (водогазонасыщенность) пластов или степень их истощения, заводнения;

свойства нефти и пластовой воды - вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей;

коллектор и его свойства - песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав;

расположение и техническое состояние пробуренных скважин;

наличие материально-технических средств, их качество, характеристику,стоимость;

отпускную цену на нефть;

потребность в увеличении добычи нефти.

Их совокупность создает многовариантную задачу, которая решается лишь при специальных конкретных изучении и технико-экономическом анализе с ограничениями (требованиями), заданными заранее. Первые три качественных условия (физико-геологические свойства пластов, нефти и воды) очень сильно, но неоднозначно определяют целесообразный метод увеличения нефтеотдачи пластов (табл. 3).

На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеотдачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоплены достаточно обширные знания и представления о количественных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды и пластов, для успешного их применения (табл. 4 и 5).

Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов.

Трещиноватость пластов. Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование. Как отмечалось, объем трещин не превышает 1,5-2 % от общего объема пор пластов, а гидропроводность их может достигать 60-80 % от общей гидропроводности пластов. Поэтому в сильнотрещиноватых пластах при низком охвате рабочим агентом и малой дополнительной добыче нефти наступает предел экономической рентабельности процесса, даже при неоправданных затратах.

Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20 - 100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате, как и в трещиноватом пласте, происходит неэффективный расход рабочих агентов.

Таблица 3

Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от геолого-физических условий

Нефть, вода	Пласт	Метод
Маловязкая легкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Маловязкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния	Песчаный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, неоднородный Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, трещиноватый, пористый. Песчаный истощенный (заводненный), высокопроницаемый, монолитный. Карбонатный заводненный, высокопроницаемый, слаботрещиноватый, неоднородный.	Заводнение, циклическое воздействие, водогазовая смесь, закачка ПАВ, применение газа высокого давления. Заводнение, циклическое воздействие, применение щелочей, истощение Мицеллярный раствор, углекислый газ, водогазовые смеси. Применение углекислого газа, циклическое воздействие
Средневязкая, смолистая (активная)) парафинистая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния.	Песчаный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, трещиновато-пористый. Песчаный заводненный, высокопроницаемый, монолитный, однородный.	Заводнение (горячая вода), применение полимеров, закачка водогазовой смеси, щелочи Заводнение (горячая вода), циклическое воздействие, закачка щелочи, углекислого газа. Применение углекислого газа, микроэмульсий, водогазовых смесей.
Высоковязкая тяжелая нефть, вода пластовая с большим содержанием солей	Песчаный глубокозалегающий, высокопроницаемый, слабопроницаемый. Песчаный, высокопроницаемый, слабопроницаемый, не-глубокозалегающий.	Внутрипластовое горение Закачка пара, пароциклические обработки

Таблица 4

Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов

Параметры	Закачка СО2	Применение водогазовых смесей	Полимерное заводнение	Закачка водных растворов ПАВ	Закачка мицеллярных растворов
Вязкость пластовой нефти, мПа·с	<15	<25	5-100	<25	<15
Нефтенасыщенность, %	>30		>50		>25
Пластовое давление, МПа	>8	Не ограничено
Температура пласта, °С	Не ограничена	<70
Проницаемость пласта, мкм2	То же	0,1	Не ограничена	>0,1
Толщина пласта, м	25	Не ограничена	<25
Трещиноватость	Не благоприятна*
Литология	Не ограничена	Песчаник	Песчаник и карбонаты	Песчаник
Соленость пластовой воды, мг/л	То же	20	5
Жесткость воды (наличие солей кальция и магния)	"	Неблагоприятна	Не ограничена	Неблагоприятна
Газовая шапка	Неблагоприятна	Не ограничена	Неблагоприятна
Плотность сетки скважин, га/скв	Не ограничена	<24	Не ограничена	<16

^*Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме - недопустимый параметр.

Таблица 5

Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов

Параметры	Горение	Вытеснение паром	Пароцикли-ческая обработка	Вытеснение горячей водой
Вязкость пластовой нефти, мПа·с	>10	>50	>100	>5
Нефтенасыщенность, %	>50
Пластовое давление, МПа	Не ограничено
Проницаемость, мкм2	>0,1	>0,2	Не ограничена
Толщина, м	>3	>6	>3
Трещиноватость	Неблагоприятна *
Литология	Не ограничена
Глубина, м	>1500	<1200	<1500
Содержание глины в пласте, %	Не ограничено	5-10
Плотность сетки скважин, га/скв.	<16	<6	Не ограничена

^*Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме - недопустимый параметр.

3. Нефтенасыщенность пластов. Высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 70-75 %) недопустима для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи по экономическим причинам, так как вытесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25-30 %, а остальная часть расходуется бесполезно на водонасыщенную часть пласта. Многие методы (горение, вытеснение паром, водорастворимыми ПАВ) неприменимы при нефтенасыщенности пластов менее 50 % просто из-за неокупаемости затраченных средств. Если основная часть остаточной нефти в пласте находится в заводненном объеме в рассеянном состоянии, то требуется применение методов, способных сделать ее подвижной (углекислый газ, мицеллярные растворы), а если большая часть остаточной нефти размещена в неохваченных слоях и прослоях, то требуются методы, повышающие охват вытеснением (полимеры, водогазовые смеси, щелочи). Поэтому нефтенасыщенность пластов перед началом применения методов увеличения нефтеотдачи пластов - очень важный определяющий критерий. Требуется тщательное конкретное изучение нефтенасыщенности пласта, ее детерминированного распространения по объему залежей, охвата заводнением и степени вытеснения в заводненном объеме, прежде чем принять решение о применении того или иного метода или технологии процесса. Совершенно однозначно установлено, что, чем выше исходная средняя нефтенасыщенность пластов, тем выше абсолютный и относительный технологический и экономический эффект от любого метода увеличения нефтеотдачи пластов.

Активный водонапорный режим. Когда нефтяная залежь разрабатывается при активном естественном водонапорном режиме (обычно это небольшие по размеру залежи с высокопродуктивными пластами и малой вязкостью нефти), то при этом достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25-30 %) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды. В этих условиях применение методов увеличения нефтеотдачи пласта осложняется тем, что либо достигаемая низкая остаточная нефтенасыщенность исключает возможность применения многих методов, либо краевые зоны залежей, находящиеся под активным

водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному воздействию дорогостоящими рабочими агентами. Нагнетание их в законтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутриконтурные скважины - к снижению эффективности.

Вязкость нефти. Этот фактор очень сильный и в большинстве практических случаев самый решающий по экономическим критериям. Все физико-химические методы, применяемые в совокупности с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25-30 мПа·с. Полимерное заводнение допускает более высокую вязкость (до 100-150 мПа·с) в высокопроницаемых пластах. Термические методы (вытеснение нефти паром, горение, пароциклические обработки) целесообразно применять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае достигается больший эффект снижения ее вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более 500-1000 мПа·с и тепловые методы с обычной скважинной технологией становятся уже нерентабельными. При такой высокой вязкости нефти требуется очень плотная сетка скважин (менее 1-2 га/скв), что связано с большими затратами, расходами энергии и не всегда экономически оправдывается. В этих случаях более целесообразной может оказаться термошахтная разработка, допускающая бурение скважин на малом расстоянии друг от друга (20-50 м).

Жесткость и соленость воды. Для применения метода увеличения нефтеотдачи пластов важное значение приобретают свойства пластовой воды и воды, используемой для приготовления рабочего агента. Все физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при высокой солености, и особенно при большом содержании солей кальция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов, вследствие деструкции молекул, адсорбции химических реагентов, образования осадков, инверсии структуры и снижения вытесняющей способности растворов. Кроме того, для приготовления растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и биоорганизмы (бактерии), чтобы устранить условия для образования сероводорода в пласте, для разрушения растворов микроорганизмами и последующей коррозии оборудования. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения, если не считать, что для приготовления пара в парогенераторах также требуется чистая умягченная лишенная кислорода вода.

Глинистость коллектора. Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10 %) противопоказано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содержании глины в пластах физико-химические методы снижают свою эффективность вследствие большой адсорбции химических продуктов. Адсорбция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды, которая для алевролитов и полимиктовых коллекторов в 10-50 раз выше, чем для кварцевых песчаников. В результате этого химические продукты выпадают из растворов, оседают в ближайшей окрестности нагнетательных скважин, а в основной части пласта нефть вытесняется обедненными растворами. Применение тепловых методов в высокоглинистых коллекторах, когда глина служит цементирующим материалом зерен породы, приводит к нарушению консолидации пластов и большому выносу песка в добывающие скважины.

Дополнительные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

Помимо указанных критериев, общих для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов, при выборе одного метода для конкретных геолого-физических условий того или иного месторождения необходимо руководствоваться следующими дополнительными частными критериями.

1. Вытеснение нефти углекислым газом.

Вязкость нефти должна быть меньше 10-15 мПа·с, так как при

более высокой вязкости ухудшаются условия смесимости СО₂ с нефтью. Все известные промышленные опыты с углекислым газом проводились на месторождениях с меньшей вязкостью нефти.

Пластовое давление должно быть более 8-9 мПа для обеспечения лучшей смесимости углекислого газа с нефтью, которая повышается с увеличением давления.

Толщина монолитного пласта более 25 м снижает эффективность из-за проявления гравитационного разделения газа и нефти и снижения охвата вытеснением.

2. Нагнетание водогазовых смесей.

Вязкость нефти более 25 мПа·с неблагоприятна для применения метода. Как и при обычном заводнении, происходят неустойчивое вытеснение нефти и образование байпасов.

Большая толщина пласта способствует гравитационному разделению газа и воды и снижению эффективности вследствие уменьшения охвата вытеснением.

3. Полимерное заводнение.

Температура пласта более 70 °С приводит к разрушению молекул полимера и снижению эффективности.

При проницаемости пласта менее 0,1 мкм² процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул.

В условиях повышенной солености воды и содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения (повышения вязкости) воды; полимеры биологического происхождения не нуждаются в этом ограничении.

4. Нагнетание водорастворимых ПАВ.

Недопустима температура пласта более 70 °С по тем же причинам, что и для полимера.

Пласты с высокой смачиваемостью водой (гидрофильные) неблагоприятны для применения водорастворимых ПАВ, так как их эффект направлен на повышение смачиваемости пористой среды.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

Так как мицеллярные растворы обязательно применяются вместе с полимерными, то на них распространяются те же ограничения по температуре, проницаемости пласта и солености.

Мицеллярные растворы на основе нефтяных сульфонатов при большом содержании солей кальция и магния в пласте, вследствие ионного обмена этих солей с натрием в сульфонате, превращаются в высоковязкие эмульсии, резко снижающие проводимость пластов.

Вязкость нефти допускается не более 15 мПа·с, так как для выравнивания подвижности требуется повышать вязкость мицел-лярного раствора за счет дорогостоящего компонента (спирта).

Продуктивные пласты могут быть представлены только песчаниками, так как в карбонатных пластах содержится много ионов кальция и магния, которые разрушают нефтяные сульфонаты и мицеллярные растворы.

6. Вытеснение нефти горением.

Вязкость нефти должна быть более 10 мПа·с, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточное содержание в ней кокса (асфальтенов).

При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм² этот метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить достаточную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.

7. Вытеснение нефти паром.

Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим соображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгодным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин.

Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2 - 0,3 мкм², а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса.

8. Вытеснение нефти раствором щелочи.

Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные.

Эффективность его применения зависит прежде всего от состава пластовой нефти.

Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти)- менее 0,5 мг/г.

Применение щелочных растворов не ограничивается температурой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химических методов щелочные растворы вполне применимы при температурах до 150-200 °С, а также в карбонатных пластах.

Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость породы пласта водой, то они обладают преимуществом перед другими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизованных пластах.

Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%), в которых коэффициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой.

Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определения перспектив их внедрения и потенциальных масштабов применения.

При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться ситуация, когда исходя из указанных критериев, понадобятся два-три метода. В этом случае принятие решения о применении того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основываться на детальных технологических и экономических расчетах с учетом наличия материально-технических средств и капитальных вложений, а также целей по добыче нефти.

Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях (с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необходим целенаправленный поиск неизвестных методов или видоизменение, комбинирование известных разработанных методов воздействия на пласты со специфическими геолого-физическими свойствами.

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов

Во всех случаях промышленного испытания и внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает необходимость оценки их эффективности по промысловым данным. На стадии опытных работ это необходимо для того, чтобы принять решение о целесообразности промышленного применения метода, а на стадии промышленного внедрения, чтобы определить эффективность от затраченных средств. При этом, естественно, требуется объективная, достоверная оценка эффективности метода, чтобы не завысить и не занизить его потенциальных возможностей. При оценке эффективности методов необходимо различать следующие понятия эффективности.

Идеальная (И)-истинная, потенциальная (теоретическая) эффективность метода, которую можно было бы достигнуть при самых благоприятных условиях пласта, идеальном проведении процесса, с использованием всех его энергетических и физических

возможностей.

Возможная (В)-проектная эффективность метода при правильном отражении и использовании всех особенностей его механизма и оптимальной технологии процесса для подходящего месторождения.

Достигаемая (Д)-фактическая эффективность метода, реализуемая в пласте при практических условиях осуществления процесса, с неизбежными отклонениями от проектной технологии, с несоответствиями качества материально-технических средств и др.

Оцениваемая (О) - измеренная или определенная тем или иным способом по промысловым данным эффективность метода, зависящая от точности способа, достоверности исходных данных и объективности определения.

Обычно идеальная или потенциально возможная эффективность метода увеличения нефтеотдачи пластов (И) достигается в лабораторных условиях при высокой степени изученности процесса. На практике такая эффективность недостижима. Например, при смешивающемся вытеснении нефти газом или мицеллярными растворами достигается извлечение 95-98 % нефти из относительно однородных пористых сред. В реальных условиях на такое извлечение нефти рассчитывать не приходится из-за более сложного строения пластов и отличия промышленного процесса от лабораторного. Однако долгое время коэффициент вытеснения нефти водой в лабораториях из моделей пласта называли нефтеотдачей пласта. А некоторые специалисты до сих пор эффективность, полученную в лаборатории, переносят на практические условия, отождествляя ее с конечной нефтеотдачей пласта, предельно достижимой в реальных условиях (В).

Возможная или проектная эффективность метода определяется при проектировании и зависит от адекватности расчетных моделей процессу и достоверности исходных данных. Даже в лучшем случае в проектах происходит завышение эффективности процесса, так как реальные условия разработки пластов зависят от многих неустойчивых факторов и всегда сложнее схематизированных упрощенных расчетных моделей фильтрации жидкостей и вытеснения нефти активными агентами. Фактически достигаемая эффективность метода увеличения нефтеотдачи пласта (Д)-конкретная, однозначная величина, как правило, ниже проектной эффективности в силу неизбежных отклонений от заданной (оптимальной) технологии при реализации процесса, изменении характеристики свойств рабочего агента, условий его нагнетания, эксплуатации скважин и др.

И наконец, оцениваемая эффективность метода (О) по промысловым данным при точном измерении и определении должна быть ниже фактически достигаемой, так как весь объем пласта, подвергнутый воздействию рабочего агента, невозможно измерить, а косвенные определения эффекта через продукцию и исследования скважин искажены запаздыванием его проявления.

Поэтому указанные понятия эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов связаны соотношением

И > В > Д <>О

Это всегда необходимо помнить при решении вопроса о применении метода.

Однако практически оценки и определения эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов по промысловым данным неоднозначны и могут быть как заниженными, так и завышенными, по сравнению с достигаемой эффективностью, из-за следующих одновременно действующих причин:

недостаточность, непредставительность промысловой информации или отсутствие необходимых данных;

погрешность, искаженность информации (ошибки в размерах участков);

наложение на результаты побочных эффектов от других проводимых мероприятий (циклическое воздействие, обработка скважин, загрязнение призабойных зон, форсирование отбора и др.);

несоответствие используемого способа оценки эффекта особенностям метода;

неопытность или необъективность технологов, определяющих эффект.

Вследствие этих причин иногда возникают большие противоречия в оценке эффективности и даже возможностей методов, особенно малопотенциальных. Например, оценки эффективности заводнения с поверхностно-активными веществами типа ОП-10, проведенные различными специалистами для одних и тех же условий, отличаются в 3-4 раза (от 2-4 до 10-12 % увеличения конечной нефтеотдачи пластов). Чтобы достигнуть достоверной оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, при проведении промышленных опытов необходимо стремиться к устранению всех указанных осложняющих причин.

Для этого требуется следующее. Из каждой скважины извлекать максимум данных о свойствах пластов, жидкостей, условиях вытеснения нефти и притока нефти, т. е. обеспечивать полный вынос керна, отбирать пробы нефти, газа и воды на анализ, проводить геофизические и гидродинамические исследования, точные замеры дебитов нефти, расходов и добычи воды, газовых факторов, температуры и др.

Размеры опытных участков и размещение скважин должны быть такими, чтобы исключить ошибку в проведении границы зоны, подвергнутой воздействию рабочего агента. Измерения всех величин и параметров должны быть максимально точными.

Во время проведения нового процесса воздействия на пласты надо обеспечить чистоту призабойных зон скважин (не загрязнять), сохранять неизменными условия эксплуатации скважин не только в пределах опытных участков, но и смежных зон. Если же изменения условий разработки залежи (циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости, обработки призабойных зон скважин, повышение депрессий на пласт и др.) неизбежны, то требуется разделение эффектов от нового метода и от других мероприятий. Загрязнение призабойных зон может исказить реальную эффективность метода.

Эффективность разных методов увеличения нефтеотдачи пластов, применяемых в различных геолого-физических условиях, требуется определять различными способами в зависимости от характера проявления эффекта и наиболее представительных показателей.

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов должны определять специалисты, понимающие механизм процессов, физико-химические и гидродинамические процессы, а также геологическое строение нефтяного пласта.

Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки

Объективная экстраполяция показателей добычи нефти и других показателей разработки залежи, участка - основной и наиболее точный способ определения технологического эффекта по фактическим результатам опытно-промышленных работ или промышленного внедрения метода повышения нефтеотдачи пластов. Существуют различные способы графоаналитического или статистического анализа эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, основанные на отыскивании эмпирической зависимости изменения показателей разработки базового варианта в период до начала применения метода и экстраполяции ее на будущий период его применения.

Зависимость нефтеотдачи з от накопленного отбора жидкости, отнесенного к балансовым запасам ф : з = f (ф).

Зависимость накопленной добычи нефти Q_н от логарифма накопленного отбора воды Q_в или жидкости Q_ж : Q_н = f (lg Q_в) или Q_н = f (lgQ_ж).

Зависимость логарифма суммарного водонефтяного отношения w от логарифма накопленного отбора воды Q_в : lg w = f (lg Q_в).

Зависимость логарифма текущего водонефтяного отношения w от накопленной добычи нефти Q_н : lgw = f (Q_н).

Зависимость логарифма доли нефти добываемой продукции n_н от логарифма накопленного отбора жидкости Q_ж : lg n_н = f(lgQ_ж).

Зависимость текущей добычи нефти n_н от времени t: q=f (t).

Зависимости нефтеотдачи от вязкости м₀, проницаемости k, песчанистости k_п, плотности сетки скважин S и относительного отбора жидкости : з = f (м₀, k, S, k_п, ).

Если базовым вариантом разработки являлось заводнение, то отыскиваются такие способы выражения накопленной добычи нефти, которые приближались бы к прямолинейной зависимости ее от другого промыслового показателя (характеристики вытеснения). Если базовыми являлись режимы истощения, то удобнее анализировать изменение текущих показателей - отборов нефти, или дебитов нефти на одну добывающую скважину.

Рис. 4. Зависимость накопленной добычи нефти и нефтеотдачи пласта з от безразмерного времени ф без применения (1) и с применением (2) методов увеличения нефтеотдачи.

?Q, ?з - соответственно прирост накопленной добычи нефти и нефтеотдачи за счет метода повышения нефтеотдачи пласта (МПНП); ф_б, ф_м -предельное безразмерное время для заводнения и применяемого МПНП соответственно

Рис. 5. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) накопленной добычи нефти Q_н от логарифма накопленной добычи воды (жидкости) lgQ_в (lgQ_ж).

?Q_н, ?з - прирост накопленной добычи нефти и нефтеотдачи соответственно; ?Q_в - экономия воды (жидкости)

нефтяное месторождение битум пласт

Рис. 6. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма водонефтяного фактора lg w от логарифма накопленной добычи воды lg Q_в

Рис. 7. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма водонефтяного фактора lg w от накопленной добычи нефти Q_н

В настоящее время создано несколько десятков аппроксимаций фактических показателей разработки объектов при заводнении. Большое их разнообразие связано с попытками уменьшить присущие всем им следующие недостатки.

Рис. 8. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) логарифма доли нефти в потоке lg n_н от логарифма накопленной добычи жидкости lg Q_ж



Рис. 9. Зависимость фактическая (1) и прогнозная (2) изменения Текущей добычи нефти q от времени t q₀ - начальный дебит (добыча)

Применение способов прогнозирования основных технологических показателей разработки при заводнении возможно только при обводнении добываемой продукции скважин от 30 до 90 %. Все имеющиеся способы не учитывают технологических изменений при разработке объекта (бурение дополнительных скважин, изменение режима работы скважин и др.). Отсутствие универсальных способов, применимых для любых объектов, и в результате необходимость предварительной апробации в конкретных условиях.

Период прогноза на будущее не может быть больше периода, предшествующего обводнению. На ранних стадиях заводнения это ограничивает их применение, точность прогноза становится очень низкой.

Несмотря на указанные недостатки, сопоставление фактических показателей разработки объекта с применением метода повышения нефтеотдачи пластов и прогнозных, полученных до применения метода, наиболее надежно и наглядно (рис. 4).

Большой практический опыт использования различных графоаналитических способов сравнения показателей разработки различных объектов, прогноза перспектив разработки месторождений при заводнении, оценки технологической эффективности различных технологических мероприятий, проводимых на месторождениях, позволяет рекомендовать пять предпочтительных способов (рис. 5-9), к основным достоинствам которых относятся следующие:

достаточно высокая надежность получаемых результатов;

простота использования и наглядность;

возможность интегрального учета геологических особенностей строения пласта;

возможность определения различных показателей эффективности и добычи нефти за счет применения метода, снижения добычи воды, повышения темпа разработки и др.

Точность оценки технологической эффективности методов в значительной мере зависит от соблюдения технологии разработки объекта во время применения метода (такой же, как и до применения), а также от длительности периода, на который проводится экстраполяция.

Применение указанных способов оценки эффективности методов в каждом конкретном случае требует предварительной их апробации для данного месторождения или района. На основании этой апробации дается оценка точности их применения по дисперсии фактических и расчетных данных.

Если базовым вариантом разработки служит режим истощения, то экстраполируются фактические показатели текущей добычи нефти во времени (см. рис. 9). При этом добыча нефти до применения метода может аппроксимироваться показательной, гиперболической или гармонической функцией. Выбор приемлемой функции, как и в предыдущих случаях, определяется наименьшей дисперсией фактических и расчетных данных.

Добыча нефти за счет применения метода определяется как разница фактических и расчетных показателей для базового метода, полученных экстраполяцией на одинаковый объем добытой жидкости или время.

Применение метода на поздней стадии не исключает как дополнительный способ оценки эффективности сравнение технологических показателей опытного и контрольного участков.

Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки

К наиболее трудным и неопределенным для оценки технологического эффекта относятся случаи, когда метод повышения нефтеотдачи пластов применяется с самого начала разработки, как, например, применение ПАВ при разработке месторождений Западной Сибири, применение тепловых методов для разработки Каражанбасского, Усинского и других месторождений.

Сложность этого обусловлена отсутствием возможности сравнить фактические данные разработки залежи при базовом варианте и данные на опытном участке применения метода. Поэтому оценка технологического эффекта от применения метода базируется либо на расчетных показателях разработки опытного участка, либо на фактических результатах разработки другого участка, так называемого контрольного.

В первом случае возможны погрешности, связанные с неточностью исходной информации или методики расчетов. Во втором случае трудность заключается в выборе контрольного участка, который должен быть идентичен опытному как по геолого-физическим свойствам, так и по условиям разработки. Выдержать же идентичность опытного и контрольного участков по всем показателям не удается практически никогда. В результате возможна неоднозначность в определении технологического эффекта. А поскольку этот показатель имеет не только теоретическое, но и практическое значение, у одних специалистов возникает заинтересованность в эффекте, а у других - недоверие к результатам его определения. Это особенно проявляется при испытании методов, характеризующихся незначительным приростом нефтеотдачи пластов (таких, как заводнение с ПАВ, серной кислотой) и длительным периодом до начала ощутимого реагирования добывающих скважин на воздействие, особенно в начальный период применения методов.

Для выхода из этого положения есть два пути. Один состоит в том, что неопределенность оценок эффекта можно преодолеть статистически, т. е. большим числом опытных работ и соответствующей их обработкой методами многофакторного анализа. Для этого необходимо тщательно анализировать все результаты опытных работ, сопоставлять лабораторные и промысловые результаты, обобщать опыт применения метода на многих участках, накапливать данные для статистической обработки. С течением времени появится уверенность в точности определения технологического эффекта тех или иных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Это верный, но долгий путь.

Другим путем, наиболее достоверным, на наш взгляд, является сопоставление фактических результатов разработки малого по размеру опытного участка при строго выдержанной технологии с показателями разработки того же участка, полученными на основе адекватной математической модели. После полной адаптации математической модели к фактическим данным опытного участка эффект от применения метода может определяться сравнительным расчетом с базовым вариантом.

При этом сравниваются кривые УQ_н . б=f (ф) и УQ_н. м = f (ф) или з_б = f (ф) и з_м = f (ф). При необходимости вводятся коррективы на различие темпов разработки или поправки на несоответствие проектных и фактических показателей.

Применение тепловых методов для разработки высоковязких нефтей обычно приводит к существенному увеличению нефтеотдачи и текущих дебитов нефти по сравнению с разработкой на истощение. В этом случае при определении технологического эффекта рекомендуется использовать метод так называемых «долевых коэффициентов», представляющих собой отношение прироста конечной нефтеотдачи к общей нефтеотдаче. Добыча нефти за счет применения метода определяется умножением полной добычи нефти на коэффициент долевого участия метода. Применимость метода «долевых коэффициентов» для тепловых методов подтверждена на Кенкиякском и Хоросанском месторождениях.

В тех случаях, когда без применения методов увеличения нефтеотдачи пластов разрабатывать залежи экономически нецелесообразно, всю нефть следует считать добытой за счет применения методов. Примером могут служить разработка Ярегского месторождения нефти очень высокой вязкости, а также месторождения битумов в Татарии, на которых без тепловых методов воздействия добыча нефти приктически невозможна.

В случаях незначительных приростов нефтеотдачи пластов в начальный период рекомендуется определять добычу нефти за счет применения метода умножением объема (массы) закачанного реагента на установленную расчетом или опытом удельную добычу нефти, т. е. добычу на единицу объема (массы) израсходованного реагента. Такой метод применяется при оценке эффекта от нагнетания серной кислоты на Ромашкинском месторождении.

Если метод применяется на месторождении, данные разработки которого хорошо вписываются в имеющиеся корреляционные зависимости от геолого-физических свойств пласта, то показатели базового варианта в отдельных случаях можно определять по ним.

Оценка экономического эффекта

Показателем экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов служит годовой экономический эффект. Его можно определять на основе сопоставления приведенных затрат базового варианта и разработки с применением метода. Приведенные затраты представляют собой сумму себестоимости и нормативной прибыли:

З = С + ЕК,

где С - себестоимость добычи нефти, руб/т; К- удельные капитальные вложения в производственные фонды, руб/т; Е - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для методов повышения нефтеотдачи как новых технологических процессов разработки нефтяных месторождений принимается равным 0,15); 3 - приведенные затраты, руб/т.

При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость базового и внедряемого вариантов разработки месторождения по объему добычи нефти. Для сопоставления приведенные затраты в базовом варианте увеличиваются на сумму, необходимую для получения того же объема добычи нефти, что и в варианте с применением метода увеличения нефтеотдачи. Разница в объемах добычи нефти представляет собой дополнительную добычу за счет применения метода. Увеличение приведенных затрат равно произведению дополнительной добычи нефти на специальный норматив удельных приведенных затрат на одну тонну прироста добычи нефти.

Таким образом, годовой экономический эффект определяется по формуле

Э = 3_бq_б + Н ?q - 3_мq_м,

где q_б, q_м - соответственно добыча нефти (годовая) при базовом и внедряемом методе разработки, т; ?q = q_м - q_б дополнительная добыча нефти (годовая) за счет применения метода, т; Н - специальный норматив удельных приведенных затрат на 1 т прироста добычи нефти, руб/т; 3_б, З_м - соответственно приведенные затраты на добычу одной тонны нефти при базовом и внедряемом методе; Э - годовой экономический эффект, руб.



Рис. 10. Зависимость технологического q_н и экономического С_п эффекта от времени применения новых методов t.

1 и 1' - соответственно добыча и себестоимость нефти при заводнении;

2 и 2', 3 и 3', 4 и 4' - добыча нефти и себестоимость при новых методах разработки, внедряемых на разных стадиях; заштрихованные области - эффект от новых методов в добыче нефти

В тех случаях, когда разработка месторождения (залежи) при обычном заводнении или на режиме истощения технологически невозможна либо применение метода начинается после достижения предела рентабельности при обычной технологии, вся добыча нефти может считаться дополнительной, добытой за счет применения метода - нулевой вариант (рис. 10).

В этих случаях в качестве базы сравнения для определения экономической эффективности принимается норматив удельных приведенных затрат на 1 т прироста добычи нефти:

Э = (Н - 3_м) q_м

Лекция 12. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ

После заводнения нефтяных месторождений по обычной технологии или с различными улучшениями технологии (циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости, водогазовое циклическое воздействие), или с повышением вытесняющих свойств воды (ПАВ, полимеры, щелочи) в недрах остаются неизвлекаемыми до 30-70 % начальных запасов нефти, которые оказываются сложно рассредоточенными в заводненном объеме пластов в виде остаточной рассеянной нефти и не охваченных заводнением слоев, линз, пропластков.

Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснении нефти двуокисью углерода и мицеллярными растворами, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.

Эти методы относятся к числу наиболее высокопотенциальных и перспективных, способных снижать остаточную нефтенасыщеность в зоне, охваченной рабочим агентом, до 2--5%. Главное в применении этих методов -- обеспечить высокий охват нефтяной залежи эффективным вытесняющим агентом (двуокисью углерода) и мицеллярным раствором. Эти методы для нашей промышленности имеют принципиальное значение, так как основная часть остаточной нефти на известных разрабатываемых месторождениях остается в виде заводненных остаточных запасов, которые будет значительно труднее извлекать, чем из незаводненных пластов.

Вытеснение нефти двуокисью углерода

С нефтью и водой могут смешиваться спирты и жидкая двуокись углерода. Однако некоторые спирты плохо растворяются в воде (бутиловый и пропиловый), а другие, наоборот, плохо растворяются в нефти (этиловый и метиловый). Двуокись углерода растворяется в воде и в нефти разного состава и плотности. Исследования СО₂ были начаты в начале 50-х годов.

Механизм явлений. Углекислый газ, или двуокись углерода, образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 °С. Однако при содержании в ней углеводородов температура, при которой возможно существование жидкой двуокиси углерода, повышается вплоть до 40 °С. При температуре выше 31 °С двуокись углерода находится в газообразном состоянии при любом давлении. Давление 7,2 МПа также является критическим. При меньшем давлении СО₂ из жидкого состояния переходит в пapooбразное (испаряется).

Плотность и вязкость жидкой двуокиси углерода изменяются в пределах от 0,5 до 0,9 т/м³ и от 0,05 до 0,1 мПа·с, а газообразной -- от 0,08 до 0,1 кг/м³ и от 0,02 до 0,08 мПа·с при давлениях 8--25 МПа и температуре 20--100 °С.

При высоких давлениях (более 15 МПа) и низкой температуре пласта (менее 40°С) плотность жидкой и газообразной двуокиси углерода становится почти одинаковой (0,6--0,8 т/м³).

Двуокись углерода растворяется в воде значительно лучше yглеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. В пластовых условиях в воде растворимость двуокиси углерода находится в пределах от 30 до 60 м³/м³ (3--5 °/о). С ростом минерализации воды растворимость двуокиси углерода в ней снижается.