Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

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

268

МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

характеризующие успешность процесса

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

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|