Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

НЕТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ



Нетрадиционными методами разработки ус­ловно принято называть все методы воздействия на пласт, отличающиеся от широко применяемого (традиционного) ме­тода заводнения с нагнетанием в пласты обычной воды. Эти методы необходимы для разработки залежей нефти, на ко­торых обычное заводнение не может быть проведено вооб­ще, и для залежей, где оно не обеспечивает достаточных ко­эффициентов извлечения нефти. Таким образом, применение нетрадиционных методов предусматривает увеличение коэф­фициентов нефтеизвлечения по сравнению с их значением при использовании природного режима и обычного заводне­ния. Поэтому часто традиционные методы разработки назы­вают методами увеличения коэффициента извлечения нефти (МУН).

Технология и технические средства для применения тради­ционных методов описываются в курсе "Разработка нефтя­ных и газовых месторождений". В настоящем учебнике вни­мание концентрируется на геологических критериях приме­нимости методов.

Основное внимание сосредоточено на методах в их наибо­лее простом виде — при нагнетании в пласт одного из аген­тов. Эти методы широкого промышленного применения не нашли, но они явились исходными для создания в последние годы арсенала более эффективных комплексных методов. Их краткая характеристика дана в конце данного параграфа.

Ниже приведены характеристики методов в простом виде и их возможностей при использовании в разных геологичес­ких условиях.

Простые наиболее освоенные нетрадиционные методы по видам применяемых агентов можно объединить в следующие группы:1

ü физико-химические методы — методы, базирующиеся на заводнении, но предусматривающие повышение его эффек­тивности путем добавки к воде различных химических реа­гентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и др.),

ü теплофизические методы — нагнетание в пласты теплоно­сителей — горячей воды или пара,

ü термохимические методы — применение процессов внутрипластового горения нефти — "сухого", влажного или сверхвлажного,

ü методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агента­ми — растворителями, углеводородными газами под высоким давлением и др.

 

1 В литературе приводится группирование методов и по другим принци­пам.

 


Каждый из новых методов может быть успешно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении того или иного метода важно выбрать соот­ветствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в промысловых условиях показывает, что оценка их эффек­тивности по данным лабораторных и теоретических исследо­ваний нередко бывает завышенной. В связи с этим при вы­боре объектов наряду с экспериментальными данными необ­ходимо учитывать результаты широкого промыслового ис­пытания методов в различных геолого-промысловых услови­ях.

Поэтому приводимые ниже рекомендации по применению различных новых методов следует принимать в качестве предварительных.

Выявлены некоторые общие для известных сегодня мето­дов повышения нефтеизвлечения геологические факторы, при которых их эффективность резко снижается вследствие бес­полезного расходования значительной части вытесняющих агентов в непродуктивных частях объемов залежей: низкая нефтенасыщенность, интенсивная трещиноватость коллекто­ров, высокая глинистость коллекторов и др.

При обосновании применения нетрадиционных методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие и тре­буют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования, или плотных сеток скважин. Поэтому при их проектировании и внедрении особое внимание следует уде­лять вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов.Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктив­ные пласты в качестве вытесняющего агента водных раство­ров химических веществ с концентрацией 0,001—0,4% и бо­лее. Обычно в пласте создают оторочки растворов в объеме 10 — 50% общего объема пустот залежи, которые вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и при обычном заводнении. С их помощью молено существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (до 50 — 60 мПа·с), когда возможно примене­ние методов воздействия, в которых большую роль играет заводнение. Применение методов на начальных стадиях раз­работки позволяет ожидать увеличение коэффициентов из­влечения нефти по сравнению с их значением при обычном заводнении на 3—10 пунктов. Ниже кратко характеризуются физико-химические методы с добавкой в воде одного из хи­мических веществ.

Полимерное заводнение.Наиболее приемлемым считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтра­лизации.

Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти:

Это повышает устойчивость раздела между водой и неф­тью (фронта вытеснения), способствует улучшению вытесня­ющих свойств воды и более полному вовлечению объема за­лежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкос­тью пластовой нефти (10 —50 мПа·с). Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно снижения темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при проницаемости пород-коллекторов более 0,1 мкм2.

При фильтрации раствора в обводненной пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот, поэтому наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов), при глинистости коллекторов не более 8—10%. Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при темпера­туре пластов не выше 80 °С. В последнее время разработаны композиции полимеров с другими химреагентами, позволяю­щими использовать их и в поздние периоды разработки.

При щелочном заводнениив качестве химреагентов, до­бавляемых к нагнетаемой в пласты воде, можно использовать каустическую или кальцинированную соду, аммиак, силикат натрия. При взаимодействии щелочи с органическими кисло­тами пластовой нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы. В результате улучшаются отмывающие свойства воды. Метод наиболее эффективен в гидрофобных малоглинистых колекторах.

На месторождениях Западной Сибири и Татарии в доволь­но широком объеме осуществляются опытно-промышленные работы по вытеснению нефти оторочкой серной кислоты.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ).Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по экспери­ментальным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улуч­шает отмывающие свойства воды: повышается смачиваемость породы, снижается поверхностное натяжение воды на грани­це с нефтью и т.д.

Поскольку главным результатом воздействия ПАВ является улучшение смачиваемости, его применение целесообразно при повышенной гидрофобности коллекторов. Вследствие высокой адсорбционной способности ПАВ в водонасыщенных пластах метод рекомендуют применять с начала разра­ботки. Метод рекомендуется при вязкости пластовой нефти 10 —30мПа·с, проницаемости пласта выше 0,03 —0,04 мкм2, температуре пласта до 70 °С. Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промыш­ленных работ в разных геолого-промысловых условиях пред­ставления об эффективности добавок ПАВ в чистом виде становятся менее оптимистичными. Прирост нефтеотдачи оказывается меньше ожидаемого. В настоящее время попу­лярность приобретают методы, основанные на применении композиций ПАВ и других реагентов.

Применение двуокиси углерода. СО2можно нагнетать в сжиженном виде в пласт в виде оторочки, которую продви­гают нагнетаемой вслед за ней водой. Чаще применяют вод­ный раствор СО2, оторочка которого также проталкивается нагнетаемой в пласт водой. Углекислота очень хорошо рас­творяется в нефти. Переходя в нефть, она увеличивает ее объем в 1,5—1,7 раза, снижает вязкость, что улучшает вытес­нение нефти из пор.

СО2 не адсорбируется на стенках пустот породы, поэтому метод может успешно применяться на поздних, водных ста­диях разработки залежей, с обычным заводнением, т.е. в ка­честве вторичного при нефтенасыщенности 35 — 40%. Нефте­отдача при этом может быть увеличена на 5—10 пунктов.

Большой эффект достигается при вязкости нефти 10 — 15мПа·с. При большей вязкости смесимость СО2 с нефтью ухудшается. Поскольку смесимость улучшается с увеличением давления, следует выбирать объекты с пластовым давлением более 10мПа. По существу, этот метод может быть отнесен и к группе методов смешивающегося вытеснения.

Мицеллярное заводнение.В качестве вытесняющего аген­та в пласт нагнетают мицеллярный раствор в объеме около 10 % пустотного пространства залежи, узкую оторочку кото­рого перемещают более широкой оторочкой буферной жид­кости — раствора полимера, а последнюю — водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностноактивные вещества, стабилиза­тор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул, внутри которых молекулы нефти и воды могут перемещаться относительно друг друга. Метод предусматривает достижение близких значений вязко­сти пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости.

Он предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещи­новатых), относительно однородных, не содержащих карбо­натного цемента, во избежание нарушения структуры рас­твора. Желательна средняя проницаемость пластов более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологи­чески не ограничивает применения метода, но из-за большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целе­сообразно, чтобы она была более 25 — 30 %. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти — от 3 до 20 мПа·с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость рас­твора и буферной жидкости, что обусловливает технологиче­ские трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объ­ектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 80 °С.

Теплофизические методы.Применение этих методов ос­новано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разра­ботки залежей высоковязких нефтей вплоть до 1000мПа·с и более.

В России для залежей с вязкостью нефти 30 — 60 мПа·с те­оретически обоснован и получил наибольшее признание про­цесс, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20 — 30 % от объема пустотного пространства залежи, которая затем пе­ремещается закачиваемой в пласт водой.

При большей вязкости нефти нагнетание пара должно быть более продолжительным и даже постоянным. Примене­ние метода позволяет достигать значений коэффициентов извлечения нефти до 0,4 — 0,6.

Метод обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, гидрофилизацию породы-коллектора, тепловое расширение породы и содержащихся в ней жидкостей.

Выбор залежей для применения метода основывается глав­ным образом на необходимости создания условий для мини­мальных потерь тепла, вводимого с поверхности. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежа­ние чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная толщина — 10 —40 м. При меньшей толщине резко возрас­тают потери тепла в породах, покрывающих и подстилаю­щих продуктивный пласт. При чрезмерно большой толщине горизонта возможен низкий охват воздействием по вертика­ли. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Нагнетание пара может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствую­щему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно вы­бирать объекты с пластами, не подверженными разрушени­ям, с низкой глинистостью (не более 10%). Более благопри­ятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые, с обломками глинис­тых пород.

Применение метода эффективно при расстояниях между скважинами не более 200 — 300 м.

Наиболее крупные проекты разработки залежей с закач­кой пара в пласт реализованы на Сахалине и в Республике Коми.

Метод вытеснения нефти горячей водой может применять­ся для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти и залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпа­дения парафина в твердом виде в пласте. Повышение коэф­фициента извлечения нефти обусловливается теми лее факто­рами, что и при нагнетании пара. Однако этот процесс на­много менее эффективен, поскольку для прогрева пласта, вследствие отставания фронта прогрева пласта от фронта вы­теснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объе­мы горячей воды (в 3 — 4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым далее незна­чительное снижение пластовой температуры в процессе раз­работки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует при заводнении нагнетать воду с температурой, превышаю­щей пластовую на величину ее потерь по пути к забою сква­жины. Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы.Они основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением боль­шого количества тепла (внутрипластовым "горением"). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла не­посредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя нагнетательной скважины и пере­мещения зоны (фронта) горения по пласту путем последую­щего нагнетания воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

прямоточное сухое горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится "поджог" нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при ко­тором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фрон­та горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода на­гнетаемого воздуха.

Второй процесс намного более эффективен, так как реа­лизуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая необходимость увеличения давления нагнета­ния воздуха с ростом глубины залегания пластов и современ­ные возможности имеющихся в отрасли компрессоров высо­кого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах до 1500 —2000 м. Методы могут быть рекомендова­ны для залежей с вязкостью пластовой нефти, от 30 до 1000мПа·с и более. Такие нефти содержат достаточное коли­чество тяжелых фракций, служащих в процессе горения топ­ливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30 — 35 %. Толщина пласта должна быть более 3 —4 м. Рекомендации по верхнему пределу тол­щины в литературе неоднозначны. Среди других рекоменда­ций имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная толщина может достигать 70 — 80 м и более. При этом про­цесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с температурой горения 700 °С и выше применим для терригенных коллекторов. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение про­текает при температуре 300 — 500 °С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен лишь при плотных сетках скважин, до 2 — З га/скв. При реализации влажного горения, благодаря значительным размерам зоны прогрева впереди фронта горения, возможно применение сеток до 12 — 16 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.К этой группе но­вых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами: двуокисью СО2, сжиженными нефтяными газа­ми (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2 —С6), сухим газом высокого давления. Каждый из методов эффективен при оп­ределенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Вытеснение нефти сухим газом высокого давле­ния наиболее эффективно для залежей с пластовым давлени­ем более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом — 10 — 20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода — 8 — 14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов — более 1000—1200м. Благоприятны также вязкость пластовой нефти менее 5 мПа·с, толщина пластов до 10—15 м. Методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод — заводнение.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью — более 60 — 70%. Вытеснение угле­кислым газом, как уже отмечалось выше, может быть доста­точно эффективным и при меньшей ее величине (35 — 40%), что позволяет использовать его после значительного обвод­нения пластов в результате разработки с применением обычного заводнения.

Ввод в разработку новых залежей со сложными геолого-физическими условиями (пониженная проницаемость, макро- и микронеоднородность, повышенная или высокая вязкость нефти и др.) потребовал поиска вытесняющих агентов с бо­лее действующими характеристиками.

В последние годы резко возросли масштабы исследова­тельских и промысловых работ по поиску и применению новых способов воздействия на нефтяные пласты. В них ак­тивно включились соответствующие научные организации России. Широко эти работы поставлены в Татарстане, Баш­кортостане, Удмуртской Республике, Западной Сибири и в других нефтедобывающих районах.

Большое признание нашли методы воздействия, основан­ные на сочетании двух или более агентов, каждый из кото­рых в отдельности оказывается малоэффективным.

Так, широко применяют физико-химические методы с до­бавками к воде совместно полимера и ПАВ, а также методы с добавлением к этим двум компонентам кислот или щело­чей.

Соотношение компонентов строго дозируется для обеспе­чения повышенных вытесняющей и отмывающей способнос­тей нагнетаемой воды в конкретных геолого-физических ус­ловиях.

Наглел признание разработанный в ТатНИПИнефти метод циклического поочередного нагнетания в пласты воды и до­бытой из залежи нефти, что способствует увеличению охвата процессом вытеснения залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти.

Повышению охвата процессом заводнения пластов с низкой вязкостью нефти при их малой проницаемости и неод­нородном строении способствует поочередное циклическое нагнетание в них воды и газа.

Сочетание заводнения с газовым воздействием может быть обеспечено также путем некоторого, строго регламен­тированного выделения в пласте газа из нефти за счет сни­жения пластового давления менее давления насыщения. Со­здание таким способом в пласте режима вытеснения газиро­ванной нефти водой способствует лучшему вытеснению неф­ти из малопроницаемых коллекторов.

Большого успеха в разработке залежей вязкой и высоко­вязкой нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекто­рах добились нефтяники Удмуртской Республики. Для таких залежей малоэффективными оказались и обычное заводне­ние, и полимерное заводнение, и даже известные тепловые методы, применяемые каждое в отдельности. Созданы и вне­дряются принципиально новые высокоэффективные технологии теплоциклического воздействия — многократное повтор­ное нагнетание пара и холодной воды через нагнетательные и добывающие скважины, термополимерное воздействие, осно­ванное на сочетании двух таких факторов, как температура и водный раствор полимера (нагнетается прогретый полимер).

Комбинирование различных методов открывает широкие возможности для создания новых технологий разработки за­лежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.