книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки
.pdfПрименением БЭСМ-6, затраты машинного времени, несмотря на сравнительно большой объем перерабатываемой информации, невелики. Так, время расчета одного типичного варианта раз работки элемента нефтегазовой залежи в течение 25 лет состав ляет около 20 мин.
Сравнение | приближенных расчетов по предлагаемой гид родинамической модели с[эта лонным решением двумерной задачи, полученным методом ко нечных разностей, показало до статочную для практических расчетов точность.
Блочное построение методи ки и программ дает возможность их автономного использования для решения самостоятельных задач. Так, например, первый блок (построение модели неод нородного пласта) можно при менять в сочетании с другими
гидродинамическими моделями, отличными от предлагаемой в настоящей работе. Наряду с описанным гидродинамическим блоком используют разработанный во ВНИИ блок, позволяющий рассчитывать плоские многофазные течения.
Необходимость использования подобного блока может возникнуть в ряде случаев, когда залежь или ее отдельные участки разбурены по нерегулярной сетке, из менчивость коллекторских свойств и исходное распределение флюидов имеет сложный характер.
Дальнейшее совершенствование расчетной модели связано с более полным учетом неоднородности и в первую очередь прерывности. Для этого, в частности, определяют гидропроводность и функции осредненных фазовых nponimaeMocfeft путем решения соответствующих обратных задач.
Имеются определенные возможности обобщения методики, в частности, изменив соответствующим образом систему уравнении гидродинамического блока, можно учесть неизотермичность, многокомпонентность фильтрационного потока.
ГЛАВА XIV.
ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ
§ 1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Широкое внедрение в практику разработки нефтяных месторождений про цессов поддержания пластового давления привело к существенному повышению средних значений коэффициентов нефтеотдачи. Следует, однако, отметить, что возможности обычных видов заводнения уже практически исчерпаны, н поэтому применяют дополнительные средства увеличения эффективности этих видов воздействия на залежи нефти. Для увеличения нефтеотдачи в пласт нагнетают воду с повышенными давлениями, с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ) и щелочей, растворы полимеров, повышающих вязкость воды. Значительно лучше вытесняется нефть из пористых сред оторочками двуокиси углерода,
26Э
горячей водой и термощелочными растворами. Упомянутые методы повышения эффективности заводнения основаны на направленном воздействии химическими реагентами на регулируемые параметры процесса (скорость нагнетания воды в за лежь, поверхностное натяжение и смачивающие свойства воды, ее вязкость, тем пература и плотность) таким образом, чтобы обеспечивались наилучшие физи ческие и физико-химические условия вытеснения нефти из коллекторов. Большой опыт лабораторных и промысловых исследований показывает, что с повышением вязкости и температуры вытесняющего агента получают хорошие результаты. Поэтому в настоящее время интенсивно испытываются и развиваются тепловые методы повышения нефтеотдачи и процессы нагнетания в пласт вод, загущенных полимерами.
Если по вопросам влияния температуры вытесняющего агента и соотноше ния вязкостей воды и нефти на нефтеотдачу среди исследователей существует единство мнений, то по влиянию на результаты вытеснения других регулируемых параметров заводнения в литературе опубликовано множество противоречивых взглядов. Многозначность и противоречивость результатов исследований — след ствие ряда причин. Одна из них заключается в том, что многочисленные исследо вания по изучению механизма вытеснения нефти водой проведены в условиях отсутствия подобия процессов, протекающих в лабораторных моделях пластов
ив естественных условиях. Многолетние исследования, проводившиеся в МИНХ
иГП им. Губкина [13], показали, что по данным лабораторных опытов затруд нительно судить о механизме процесса вытеснения нефти водой из реальных пластов, если в модели не воспроизводится неоднородность коллекторских свойств
пород, свойства которых изменяются по законам случайных величин (случайных функций). Причем необходимо воспроизводить (при изучении механизма вытес нения нефти водой и физико-химических основ проявления различных химиче ских реагентов, добавляемых в воду) местную неоднородность физических свойств пород, наблюдающуюся в пределах нескольких единиц или в крайнем случае десятков метров протяженности коллектора. Это связано с тем, что в механизме вытеснения из пористых сред нефти водой чрезвычайно важную роль играют капиллярные процессы, происходящие в зоне контакта воды с нефтью, область действия которых, по-видимому, здесь не превышает единиц или максимум не скольких десятков метров.
Другая причина многозначности результатов исследований влияния регули руемых параметров заводнения на нефтеотдачу заключается в многофункцио нальном характере зависимости результатов вытеснения из пластов нефти водой. Нефтеотдача зависит по меньшей мере от восемнадцати факторов, связанных со свойствами пластовых систем и условиями вытеснения. Причем вся упомянутая совокупность факторов изменяется от залежи к залежи в широких пределах и многообразие их оказывается бесконечно большим. Поэтому при лабораторных исследованиях всегда в той или иной степени получают частные результаты, действительные лишь для данной воспроизводимой в опытах пластовой системы.
С этой точки зрения результаты всех лабораторных исследований закономер ностей влияния регулируемых параметров заводнения на нефтеотдачу, проведен ных с соблюдением требований теории подобия, по-видимому, справедливы независимо от их противоречивости, так как целесообразно предположить, что различный характер наблюдающихся зависимостей объясняется различием ком плекса свойств пластовых систем. Это означает, что в условиях реальных пластов возможны различные зависимости нефтеотдачи, например, от скорости вытесне ния нефти водой, от поверхностного натяжения воды на границе с нефтью и сма чивающих свойств вод. При этом возникает необходимость поисков условий, которые обусловливают проявление тех или иных закономерностей. Решение этой задачи в общем виде и, следовательно, поиски средств повышения эффектив ности процессов заводнения нефтяных месторождений в различных условиях можно связать с теорией капиллярных процессов, протекающих в пористых средах при вытеснении нефти водой. Круг явлений, связанных с капиллярными процессами, протекающими в пласте, весьма обширен. Это — явления десорбции и адсорбции поверхностно-активных компонентов на различных границах раз дела, процессы прямоточной и противоточной пропитки и связанные с ними явления перераспределения флюидов в поровом пространстве коллектора, много
264
численные эффекты Жамена, электрокапиллярные явления и т. д. В совокупности они влияют на нефтеотдачу сложным образом. Однако даже простейший учет роли капиллярных явлений в процессах формирования нефтеотдачи позволяет построить логически стройные физико-химические основы вытеснения нефти водой из пористых сред и, следовательно, установить теоретические принципы применения различных методов повышения эффективности заводнения. Например, важнейший вопрос физико-химии вытеснения нефти водой из пористых сред — вопрос о том, какое должно быть капиллярное давление на контакте нефти и воды (высокое или низкое), чтобы нефтеотдача была наибольшей. Для трещиноватых коллекторов считается, что воды, развивающие в капиллярных каналах породы на границе с нефтью высокое капиллярное давление, способствуют некоторому повышению нефтеотдачи за счет впитывания ее в блоки. В случае же неоднород ных по физическим свойствам коллекторов по данным лаборатории физики пласта МИНХ и ГП процессы капиллярного впитывания служат причиной нарушения сплошности нефти в зоне водонефтяного контакта, способствуют возникновению в каналах пористой среды смесей нефти и воды с многочисленными границами разделов, затрудняющих процесс вытеснения нефти. Прочность формирующихся смесей в порах тем выше, чем ниже проницаемость пород и чем больше капилляр ное давление, развиваемое менисками. Поэтому воды с высокой скоростью впи тывания в нефтенасыщенную породу тем интенсивнее закрывают себе путь, чем меньше проницаемость участков коллектора. Такие воды как бы проявляют и повышают степень неоднородности фильтрационных свойств пород. Это озна чает, что наилучшими вытесняющими свойствами в условиях неоднородных пород должны обладать такие воды, натяжение смачивания (о cos 0) которых в пластовых условиях равно нулю (о — поверхностные натяжения нефтей на границе с водой, 0 — угол избирательного смачивания). При этом необходимо особо подчеркнуть, что понятия вытесняющая способность вод и моющие свой ства — не синонимы. Например, водные растворы полимеров вследствие повы шенной вязкости обладают по сравнению с чистой водой большей вытесняющей способностью при слабых моющих свойствах. Наилучший результат будет на блюдаться в случае совпадения моющих и нефтевытесняющих свойств вод, что должно наблюдаться при условии о = 0 и 0 = 0. Из сказанного следуют условия выбора физико-химических добавок в воду, повышающих коэффициент нефтеот дачи неоднородных пород. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), добавляемые в воду, только в том случае будут повышать нефтевытесняющие свойства вод, если они снижают поверхностное натяжение воды на границе с нефтью до значений, близких к нулю. (При этом должны соблюдаться и другие требования к поверх ностно-активным веществам — низкая необратимая адсорбция на поверхности породы, стойкость в пластовых условиях, высокая поверхностная активность и т. д.). При отсутствии таких ПАВ возможен другой путь достижения высоких нефтевытесняющих свойств вод — использование вод с нейтральной смачивае мостью (0 = 90° и cos 90° = 0; о cos 90° = 0 при значениях о, отличных от нуля). Как показали измерения, такими свойствами обладают собственные пластовые воды ряда месторождений нефти Татарии и других районов страны. Это — след ствие, по-видимому, проявления в природе второго закона термодинамики. На тяжение смачивания о cos 0 имеет энергетический смысл и в пластовых систе мах в течение геологических периодов протекали процессы, естественное направ ление которых связано с уменьшением п cos 0 до нулевых значений. Поверх ностное натяжение многих нефтей на границе с водой составляет 20—26 мН/м и поэтому в течение геологических периодов происходили все возможные для данной пластовой системы физико-химические реакции, процессы адсорбции и массообмена между нефтью и водой, которые способствовали приближению пластовых систем к нейтральной смачиваемости. Поэтому собственные пластовые воды имеют повышенную (по сравнению с пресными и другими посторонними водами) нефтевытесняющую способность. Их целесообразно нагнетать при низ ких значениях остаточной водонасыщенностп коллекторов в разрезающие ряды скважин в виде вала, движущегося впереди пресных вод. Низкая нефтеотдача коллекторов объясняется не плохими вытесняющими свойствами собственных пластовых вод, а неоднородностью строения коллекторов и плохим охватом пла
стов заводнением.
265
Большой недостаток поверхностно-активных веществ как средств, повыша ющих моющие и нефтевытесняющие свойства нагнетаемых в пласты вод, — вы сокая адсорбция их на поверхности породы и образование на фронте вытеснения вала воды, обедненного ПАВ, что в значительной степени снижает эффектив ность их проявления. В этом смысле более благоприятен механизм воздействия на физико-химические свойства пластовых систем щелочных растворов, посто янно способных генерировать поверхностно-активные вещества* на фронте вытес нения за счет реакций взаимодействия с кислотными составляющими нефти щелочей, пока сохраняется наличие последних в вытесняющей воде. Опыт пока зывает, что при контакте с некоторыми нефтями, содержащими органические кислоты в достаточном количестве, растворы щелочей способны понижать по верхностное натяжение на границе с нефтью до очень низких значений (до тысяч ныхдолей мН/м). В неоднородных пористых средах именно в этом случае должны наблюдаться высокие значения коэффициента вытеснения.
Считается также, что благоприятное воздействие на нефтеотдачу неоднород ных коллекторов оказывают эмульгирующие свойства щелочных растворов. Эмульсии (или водонефтяные смеси) образуются более интенсивно при прорыве щелочных растворов в высокопроницаемые пропластки, что сопровождается возрастанием в них сил сопротивления процессу фильтрации с соответствующим выравниванием фронта вытеснения.
При недостатке кислотных составляющих остаточное поверхностное натяже ние на границе со щелочными растворами оказывается повышенным при хорошей смачивающей способности щелочных вод. Поэтому в этих случаях нежелательно применение щелочных растворов для нагнетания в пласт (имея в виду отрицатель ную роль^капиллярных процессов в неоднородных пористых средах).
В последнее время развиваются основы применения термощелочного завод нения коллекторов, содержащих нефти высокой вязкости. По мнению некоторых исследователей, в данном случае эффект благоприятного проявления тепловых процессов усиливается за счет снижения сйл капиллярного сопротивления, если щелочной раствор обладает достаточно низким поверхностным натяжением на границе с нефтью. Другие исследователи считают, что существенную роль при этом играют процессы формирования водонефтяных эмульсий, способствующих выравниванию фронта вытеснения в неоднородной пористой среде. Недостаточно изучены многие другие проблемы применения щелочных растворов для повыше ния нефтеотдачи пластов. Нет ясности в вопросах взаимодействия щелочей с гор ными породами пластов разного типа и учета снижения концентрации щелочей в процессе их фильтрации. Недостаточно изучены причинные связи в ряде случаев наблюдающихся сложных зависимостей поверхностного натяжения различных нефтей от концентрации щелочей в воде и т. д. Мало известно о динамике изме нения поверхностного натяжения растворов щелочей на границе с нефтью от времени их контакта, слабо изучены механические свойства пленок, образу ющихся на границах нефти и водных растворов щелочей, и их влияние на процесс фильтр!ации.
Остаются недостаточно развитыми теоретические основы выбора скоростей нагнетания вод, обеспечивающих наибольшие значения нефтеотдачи. По данным лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП влияние скоростей вытесне ния (градиентов давления) на нефтеотдачу, так же как и механизм вытеснения-, по-видимому, тесно связано с физико-химическими и капиллярными свойствами пластовых систем и природой проявления капиллярных сил. Как показывают лабораторные опыты, нефтеотдача неоднородных моделей пластов (отражающих случайный закон распределения их коллекторских свойств) не зависит от ско рости вытеснения, если интенсивность проявления капиллярных процессов впи тывания воды на фронте вытеснения в нефтенасыщенные участки мала или от сутствует в пределах интервала изменения скоростей движения водонефтяного контакта, встречающихся на практике. Такие условия возникают в коллекторах высокой проницаемости (1—2 мкм2) при смачиваемости пород водой, близкой к нейтральной. Эти результаты опытов подтверждаются промысловыми наблю дениями. По данным Гипровостокнефть на ряде месторождений Самарской Луки не прослеживается влияние скоростей вытеснения нефти на нефтеотдачу пластов (проницаемость пород Зольненского месторождения составляет 1,5—2 мкм5;
266
воды хлоркальциевого^типа с высокой концентрацией солей; смачивающие свой ства вод близки к нейтральным). Нефтеотдача неоднородных пород возрастает
сувеличением скорости вытеснения нефти, если вода в статических условиях имеет повышенные положительные значения натяжения смачивания. При этом
сувеличением скорости движения ВНК вследствие проявления гистерезиса сма чивания уменьшается интенсивность проявления процессов капиллярного пере распределения нефти п воды в пористой среде, т. е. замедляются процессы, со
провождающиеся нарушением сплошности нефтяной фазы в зоне действия ка пиллярных сил, что благоприятно сказывается на величине нефтеотдачи. Такие условия возникают при заводнении залежей малополярных нефтей речными и подрусловыми водами, смачивающими породы, проявляющими щелочные свойства при пластовых температурах 20—22 °С и более.
В естественных коллекторах влияние скорости вытеснения на нефтеотдачу (кроме физико-химических характеристик пластовых систем) определяется также строением коллектора, степенью его неоднородности. Считается, что с увеличе нием скорости вытеснения (градиентов давления) в работу включаются про пластки, которые при малых депрессиях не участвовали в притоке нефти.
Несмотря на некоторые неясности в механизме проявления поверхностно активных веществ и щелочей в нашей стране ведутся на ряде промыслов промыш ленные опыты по изучению их влияния на нефтеотдачу. В основу теоретических моделей, описывающих воздействие ПАВ и щелочей на процесс вытеснения нефти, положены уравнения двухфазной фильтрации, в которых влияние химических добавок на результаты вытеснения нефти учитываются по изменениям относитель ных проницаемостей нефти и воды, капиллярных скачков давления на границах фаз, их абсолютных подвижностей в пористой среде, происходящих под воздей ствием химических реагентов. Аналогичная идея используется для построения математических моделей, описывающих процесс вытеснения нефти водой, загу щенной полимерами. Это связано с тем, что добавки полимеров (как и поверх ностно-активных веществ) способствуют увеличению относительной фазовой проницаемости среды для нефти, они снижают подвижность воды и в ряде случаев изменяют физико-химические характеристики пластовой системы. Увеличение вязкости воды способствует повышению коэффициента охвата пласта заводне нием. Следует, однако, особо подчеркнуть, что применяющиеся в настоящее время математические модели не полностью учитывают специфические условия фильтрации в пористых средах растворов полимеров, ряд элементов которых еще недостаточно изучен. Требуются дальнейшие исследования для изучения механизма проявления и природы фактора сопротивления 1 и его динамики в про цессе движения полимерных растворов в пористой среде. При практическом использовании полимеров возникает ряд трудностей в связи с их нестабильностью
впластовых условиях под влиянием температуры и солей, содержащихся в воде
всвязи с закупоркой пор пласта полимером. Считается, что «полимерное» завод нение по сравнению с обычными его видами способствует увеличению нефтеот дачи реальных коллекторов в сравнительно небольших пределах (на 4—6%).
По данным лабораторных опытов значительно большее увеличение нефте
отдачи ожидается при вытеснении нефти двуокисью углерода. Источниками СО? могут служить естественные ее залежи, отходы химических предприятий и ды мовые газы заводов.
§ 2. ВЫБОР МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ
Критерии эффективного применения методов
Наиболее эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи пластов обусловливается правильным выбором объекта заводнения.
Можно выделить следующие категории критериев применимости методов:
1 «Фактор сопротивления» —параметр, учнтываКэщип влияние полимера на прони цаемость породи на вязкость раствора; оценивается отношением подвижности воды к под
вижности полимерного раствора.
267
ТАБЛИЦА |
XIV.l |
|
|
|
|
|
|
|
ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ |
|
|||||||
|
|
|
Благоприятные факторы, |
|
||||
Методы вытеснения |
Пластовая нефть |
|
|
Вода |
|
|||
нефти |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
вязкость, |
|
|
|
насыщен |
минерализация |
|
|
|
мПа• с |
|
|
|
ность |
||
|
|
|
|
|
|
пор, % |
|
|
Растворами ПАВ |
До 50 |
Асфальтены |
и |
До 30 |
До 150—200 мг/л |
|||
|
|
|
смолы |
|
|
|
|
|
Растворами |
поли |
10—100 |
|
- |
|
До 30 |
Ограниченное со |
|
меров |
|
|
|
|
|
|
держание |
ионов |
Мицеллярными |
До 10 |
|
|
|
До 70 |
Са+, Mg+ |
|
|
|
|
|
Ограниченное со |
|||||
растворами |
|
|
|
|
|
|
держание |
ионов |
Растворами |
щело |
До 100 |
Органические |
|
До 60 |
Са+, Mg+ |
|
|
|
Содержание ио |
|||||||
чей |
|
|
кислоты |
|
|
нов Са+ |
до |
|
Серной кислотой |
1—30 |
Асфальтены |
и |
До 30 |
0,025 г/л |
|
||
|
|
|||||||
|
|
|
смолы |
|
|
|
|
|
Двуокисью |
в чистом виде |
Ограниченное со |
До 60 |
Ограниченное со |
||||
углерода |
до 50 |
|
держание асфаль |
|
держание |
ионов |
||
|
|
|
тенов и |
смол |
|
|
|
|
|
в сочетании с за |
Ограниченное со |
До 60 |
|
|
|||
|
воднением до 100 |
держание асфаль |
|
|
|
|||
|
|
|
тенов и |
смол |
|
|
|
|
|
газ высокого дав |
|
|
|
До 60 |
|
|
|
|
ления до 10 |
|
|
|
|
|
|
|
Углеводо |
водогазовая |
|
|
|
До 60 |
|
|
|
родным |
смесь до 50 |
|
|
|
|
|
|
|
газом |
|
|
|
|
|
|
|
|
Внутрипластовым |
10 |
Ограниченное |
со |
50 |
|
|
||
горением |
|
50 |
держание серы |
|
30 |
|
|
|
Паром |
|
Легкие |
компо |
|
|
|||
|
|
|
ненты |
|
|
|
|
|
268
МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
характеризующие успешность процесса
Коллектор |
Условия залегания |
неоднородность |
проницае |
тип и физико |
давление, МПа |
мость, |
химические свой |
||
|
мкм2 |
ства |
|
Неоднород |
0,01 и |
Глинистость, |
— |
ный, отсут |
более |
не более |
|
ствие трещин |
Более |
5—10 % |
|
Неоднород |
Глинистость, |
|
|
ный, отсут |
0,1 |
не более |
|
ствие трещин |
Более |
5—10 % |
|
Однородный |
Ограниченное |
|
|
|
0,1 |
содержание |
|
Неоднород |
Более |
карбонатов |
|
Глинистость, |
|
||
ный, отсут |
0,1 |
более |
|
ствие трещин |
Менее |
5—10 % |
|
Умеренно не |
Терригенный |
|
|
однородный |
0,5 |
с содержанием |
|
|
|
карбонатов |
|
|
|
1—2 % |
|
Однородный |
0,005 |
|
Выше давле |
|
и более |
|
ния насы |
|
|
|
щения |
Неоднород |
Более |
— |
Выше давле |
ный, отсут |
0,05 |
|
ния насы |
ствие трещин |
|
|
щения |
Однородный |
0,005 |
|
Более 15,0, |
|
и более |
|
выше давле |
|
|
|
ния насы |
|
|
|
щения |
Неоднород |
Более |
|
Более 15,0, |
ный, отсут |
0,05 |
|
выше давле |
ствие трещин |
|
|
ния насы |
|
|
|
щения |
Отсутствие |
Более |
— |
— |
трещин |
0,1 |
—■ |
|
— |
Более |
|
|
|
0,1 |
|
|
темпера |
толщина |
тура, °С |
пласта, м |
Менее |
До 15 |
90 |
|
Менее |
|
90 |
|
Менее |
|
65—90 . |
|
До 15 при пологом залегании, при кру том — не ограничена
—
До 15 при пологом залегании, при кру том —не ограничена
— Более 3
Более 6
269
г е о л о г о - ф и з и ч е с к и е (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и мощность нефтяного пласта, свойства нефтесодержащего коллектора, свойства насыщающих коллектор флюидов, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, стадия разработки месторождения, особенности геоло гического строения залежи); т е х н о л о г и ч е с к и е (размер оторочки, концентрация агентов в растворе, сетка скважин, давление нагнетания и т. д.); т е х н и ч е с к и е (обеспеченность оборудованием, наличие в распоряжении источника сырья, климатические условия и др.). Критерии применимости методов включают в себя в определенной степени технико-экономические показатели применения метода на основании обобщения ранее полученного опыта примене ния метода в различных геолого-физических условиях.
Геолого-физические критерии применимости новых методов увеличения неф теотдачи пластов определены на основании анализа многочисленных теорети ческих, лабораторных и промысловых исследований как отечественных, так и зарубежных авторов и приведены в табл. XIV 1. Рассмотрим влияние геолого физических факторов на эффективность использования методов вытеснения нефти растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ), водорастворимых полимеров (полиакриламид), щелочей, мицеллярными растворами, серной кислотой, дву окисью углерода и углеводородным газом (применение газа высокого давления и водогазовых смесей).
Расположение нагнетательных скважин для нагнетания рабочего агента — внутриконтурное. Не рекомендуется закачивать агенты в нагнетательные сква жины, находящиеся за контуром нефтеносности, ввиду непроизводительного его расхода из-за оттока его в водонасыщенную зону пласта. Кроме того, при закачке раствора щелочи он может нейтрализоваться при взаимодействии с со лями кальция и магния в пластовой воде.
Наилучшие результаты можно получить при использовании методов с начала разработки. Методы вытеснения нефти мицеллярными растворами, двуокисью углерода и растворами щелочей (для сверхактивных нефтей) можно применять и на конечной стадии разработки месторождения при заводнении. Малоэффективно использование методов вытеснения нефти растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) и серной кислотой на поздней стадии разработки.
Возможность и целесообразность применения физико-химических методов в значительной степени зависит от свойств пластовой нефти. К основным харак теристикам нефти для выбора методов относятся вязкость, плотность и состав нефти, обтем растворенного газа в нефти при пластовых давлении и темпера туре и т. д.
Методы вытеснения нефти растворами ПАВ, щелочей (частично), серной кислотой, мицеллярными растворами, двуокисью углерода и углеводородным газом в основном применимы там, где применимо обычное заводнение. При ме тоде вытеснения нефти мицеллярными растворами в первых промысловых опытах можно ограничиться вязкостью нефти до 10 мПа-с, однако в последующем может быть и расширение пределов применения метода.
Метод вытеснения нефти растворами щелочей целесообразно в первую оче редь применять на месторождениях с вязкостью нефтей до 50 мПа-с. Однако ла бораторные исследования процесса вытеснения нефти щелочными растворами показали, что этот метод применим с несколько худшими результатами также и при более вязких нефтях (до 100 мПа-с). Осуществление процесса щелочного заводнения возможно, при условии активного взаимодействия нефти с раствором щелочи, что обусловлено наличием в нефти компонентов кислотного харак тера.
Метод вытеснения нефти растворами полимеров дает наилучшие результаты при вязкости нефти в пластовых условиях от 10 до 100 мПа-с, хотя область эффек тивного применения метода, по-видимому, гораздо шире.
Минерализация пластовой (в том числе и связанной воды) существенно влияет на эффективность процесса. Так, например, методы вытеснения нефти растворами полимеров, щелочей и мицеллярными растворами можно использо вать только при ограниченном содержании ионов кальция и магния в воде (до 0,025 г/л>. При вытеснении нефти газом содержание солей в* пластовых водах практически не влияет на результаты.
270
Проницаемость пласта — один из важных параметров для реализации про цесса. Методы вытеснения нефти растворами полимеров, щелочей и мицеллярными растворами с наибольшим успехом можно использовать на месторождениях с проницаемостью пласта более 0,1 мкма, а методы вытеснения нефти растворами ПАВ, углеводородными газами и двуокисью углерода — на месторождениях с проницаемостью пород 0,005—0,01 мкм2.
Неоднородность коллектора также существенно влияет на успешность проведения процесса. Методы вытеснения нефти углеводородным и углекислым газами успешно применяют в основном в однородных коллекторах.
При пластовой температуре более 90 °С методы вытеснения нефти растворами ПАВ, полимеров и мицеллярными растворами вследствие деструкции макромоле кул реагентов использовать нецелесообразно. Глубина залегания и толщина пласта при физико-химических методах не лимитируются.
Осложняющим фактором практически для всех физико-химических методов является трещиноватость в породе продуктивной части пласта. Содержание глинистого цемента в породе (особенно более 15—25 %) также осложняет исполь зование методов вытеснения нефти растворами ПАВ, полимеров, щелочей и ми целлярными растворами. Практически не влияют на результаты глины, содер жащиеся в породе, при использовании методов вытеснения нефти газом. Наилуч шие результаты получают при применении любых методов увеличения нефте отдачи в терригенных коллекторах.
Выбор методов применительно к конкретным месторождениям
Метод увеличения нефтеотдачи пластов на стадии составления технологи ческих схем и проектов разработки нефтяных месторождений выбирают с учетом табл. XIV.1. Отбор месторождений осуществляется путем анализа их по крите риям применимости каждого из методов. Если в соответствии с табл. XIV. 1 на одном месторождении оказывается возможным рекомендовать два метода или более, а критерии применимости методов и дополнительные условия и ограниче ния не позволяют выбрать для месторождения один метод воздействия, делаются специальные технико-экономические оценки. На крупных месторождениях в принципе возможно*испытание и внедрение до трех методов увеличения нефте отдачи пластов одновременно.
Кроме того, возможно одновременное применение на одном и том же участке сочетания двух методов увеличения нефтеотдачи пластов (например, сочетание методов вытеснения нефти растворами ПАВ и полимеров).
§3. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ
ИПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Проектирование метода на месторождениях может проводиться как с самого начала их разработки, так и после определенного периода применения метода заводнения или метода истощения. В последнем случае необходимо учитывать
фактическое расположение скважин и фактическое распределение |
газо-, |
водо- |
||
и нефтенасыщенности |
в пласте. |
|
|
сле |
Исходя из задач, |
последовательность проектирования должна быть |
|||
дующей. |
|
пластов при |
заводнении |
|
1. Обоснование метода увеличения нефтеотдачи |
||||
на основе критериев применимости методов (см. табл. |
XIV.1). |
|
|
2.Геологопромысловое, изучение нефтяного месторождения и выполнение гидродинамических и геофизических исследований скважин и пластов с целью Получения исходной информации для проведения расчетов по определению основ ных технологических показателей разработки месторождения с применением метода.
3.Лабораторные исследования при вытеснении нефти выбранным агентом
сцелью получения основных свойств и параметров процесса для использования
впоследующих расчетах.
?7|
4.Обоснование вариантов разработки без применения метода (базовый вариант) и с применением метода. Обоснование схем расположения нагнетатель ных и добывающих скважин и плотность их размещения.
5.Создание или выбор расчетного метода, выполнение гидродинамических расчетов с целью определения основных технологических показателей разра
ботки месторождения (опытного участка) с применением и без применения метода.
6.Выполнение технико-экономических расчетов по определению основных показателей вариантов разработки месторождений и выбор оптимального вари анта разработки.
7.Обоснование технологии реализации технического обеспечения метода. Выбор оборудования для применения метода.
8.Разработка перспективного плана добычи нефти, закачки рабочих агентов (химреагенты, газ и вода) и использования оборудования.
9.Разработка мероприятий по технике безопасности и охране окружающей среды с применением метода.
Все основные технологические показатели разработки нефтяного месторо ждения определяют для базового варианта и варианта с применением метода. Базовый вариант — естественный режим разработки без применения какоголибо метода воздействия. Если до применения нового метода разработки приме няют заводнение, то базовым вариантом является метод заводнения.
Поскольку новые методы повышения нефтеотдачи пластов слабо испытаны в промышленных условиях, то в технологической схеме или в проекте разработки предусматривается большой объем работ по исследованию, контролю и регули рованию за процессом испытания и внедрения нового метода. Цель их — одно значное определение эффективности применения новых методов повышения неф теотдачи пластов по сравнению с методами заводнения или истощения.
Стадийность проектирования и испытания методов увеличения нефтеотдачи пластов
Для характеристики методов увеличения нефтеотдачи пластов при заводне нии требуется несоизмеримо больший объем исследований, чем с применением традиционных методов разработки нефтяных месторождений (методов заводнения и истощения). В связи с этим предусматривается задача предварительного опытно промышленного испытания метода в конкретных условиях нефтяного месторожде ния и многостадийность проектирования, испытания и внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождении или на группе месторождений со сходными физико-геологическими свойствами пластов и насыщающих их
жидкостей и газов. |
проектирования технологическую схему разра |
На п е р в о й с т а д и и |
|
ботки с применением метода |
составляют не на всю площадь месторождения, |
а на ее небольшую часть (опытный участок). На этой стадии проектирования и испытания метода решают следующие задачи:
1)устанавливают наиболее рациональную модификацию метода вытеснения
нефти;
2)определяют наиболее рациональную систему разработки (схему располо жения и плотность сетки скважин);
3)получают информацию о разработке залежи с применением метода, необ ходимую в последующем при составлении технологической схемы или проекта разработки всего месторождения или группы месторождений с аналогичными свойствами пластов и флюидов;
4)отрабатывают оборудование и технологию для реализации метода в широ ких промышленных масштабах, разрабатывают технические требования на не обходимое оборудование;
5)определяют эффективность применения метода в промышленных условиях;
6)разрабатывают нормативы для проведения технико-экономических расче тов с целью оценки эффективности метода при последующем составлении техно логических схем и технико-экономических обоснований применения метода.
На в т о р о й с т а д и и составляют комплексную технологическую схему разработки на основе информации и выбранной модификации метода увеличения
V2