Разработки нефтяных залежей

Новые методы увеличения нефтеотдачи (МУН) при разработки (повышения коэффициентов извлечения нефти) по виду применяемого процесса можно подразделять на следующие группы:

физико-химические методы - вытеснение нефти водными растворами химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей), мицеллярными растворами и др.;

теплофизические методы - нагнетание в пласты теплоносителей - горячей воды или пара;

термохимические методы - применение процессов внутрипластового горения нефти - “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;

методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами - растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

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

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

Заводнение с использованием химических реагентов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02-0,2%. Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей 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 обычное заводнение. С их помощью может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти (вплоть до
50-60 мПа×с), при котором возможно применение методов воздействия, основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3-10%. Ниже кратко рассматриваются наиболее известные методы.

Вытеснение нефти водными растворами полимеров. Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: m_о=m_н/m_в. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя 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 низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов - более 0,1 мкм². Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ. Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа×с, проницаемости пласта выше 0,03-0,04 мкм², температуре пласта до 70^о С.

В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10% от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости - раствора полимера, а последнюю - рабочим агентом - водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод 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. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм². Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применение метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25-30%. Рекомендуется 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 70-90⁰ С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же фактора, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

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

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей - более 40 - 50 мПа×с, для которых метод заводнения не пригоден.

Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти - 0,4-0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляция нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность - 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. 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.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящие к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью - не
более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны - полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара, температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного 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 даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так де, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы. Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемыми 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 и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании 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 горячей воды, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс 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 рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500-2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000 мПа×с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, 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%. Мощность пласта должна быть более 3-4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность 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 с связи с высокой температурой горения - 700⁰ С и выше - более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре - соответственно 400-500 и 200-300⁰ С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16-20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения. К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами - двуокисью углерода СО₂, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С₂-С₆), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего 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 100-1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти - менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов - до 10-15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод - заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном - не более 96-97⁰ С, так при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуется для пластов с высокой нефтенасыщенностью - более 60-70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35-40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.