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 при-забойной 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.

5. 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 СС, 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.