Свойства коллектора, состав жидкостей и газов

В нефтеносном пласте породы, образующие коллектор, не являются инертными по отношению к жидким средам, заполняющим поры. Рас­смотрим влияние присутствия глинистых минералов и структуры водо-нефтяной эмульсии на взаимодействие жидкой и твердой фаз пласта при нагнетании теплоносителя.

Влияние присутствия глинистых минералов. Как правило, глины

взаимодействуют с водой и другими веществами, имеющими поляризационные молекулы и входящими иногда в состав нефти. Контакт с нагнетаемыми жидкостями заданного химического состава — нагретой: пресной или соленой водой, а также с конденсатом, образовавшимся при закачке водяного пара, приводит к нарушению установившегося процесса адсорбции нефти на глинистых минералах внутри пласта. Вследствие этого некоторые глинистые минералы, например монтмориллониты, могут сильно набухать в присутствии пресной воды, что влечет за собой снижение характерной проницаемости среды и может привести даже к закупорке. Этого можно избежать при нагнетании соленой воды.

В ряде случаев присутствие некоторых органических соединений в составе глинистых минералов (соединений типа керогена) или некоторых компонентов сырой нефти, хорошо адсорбирующихся на глинах (тяжелых фракций), приводит к образованию защитного покрытия, мешающего адсорбированию воды и, следовательно, набуханию глин.

Необходимо добавить, что, адсорбировав влагу в начале термического воздействия на пласт, глинистые минералы удерживают ее в течение всего цикла, так как уровни температур процесса недостаточно велики для полной десорбции воды.

Влияние структуры водонефтяной эмульсии. После нагнетания в пласт нагретой воды или водяного пара внутри пласта образуется водо-нефтяная эмульсия, включающая в основном тяжелые фракции нефти. Если вода или

водяной пар содержит кислород, наиболее вероятной причиной формирования подобных эмульсий является образование поверхностно-активных молекул при окислении тяжелых углеводородов, причем окисление тем активнее, чем выше температура. Следует отметить, что эмульсии образуются и в отсутствие воздуха. При одинаковых - температурных условиях термического воздействия на пласт эмульсии, полученные при нагнетании пара, разрушить значительно сложнее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке воды. До сих пор не предложено ни одного удовлетворительного объяснения данного эффекта. Можно, однако, представить ряд вызывающих его причин, равно приемлемых при наличии кислорода, например десорбция некоторых поверхностно-активных компонентов, осевших на коллекторе, или нарушение термодинамического

равновесия на поверхностях раздела жидкостей вследствие изменения температуры и появления водяного пара.

 

 

4.2.5. Специальные методы нагнетания пара [82]

4.2.5.1. Нагнетание пара в водоносный слой, лежащий под нефтеносным [82]

Нагнетание пара в водоносный слой небольшой толщины, располо­женный под пластом, содержащим вязкую нефть, и связанный с этим пластом, позволяет повысить уровень нефтедобычи, преодолев трудности, вызываемые слабой приемистостью скважин. Эксперименты, проведенные в лабораторных условиях на физических моделях, показали возможность достижения высоких уровней нефтедобычи при таком методе нагнетания, если разрабатываемый нефтеносный пласт характеризуется повышенным содержанием битума.

Этот способ воздействия был использован при разработке месторож­дения Слокум. Нефтеносный пласт толщиной 14 м (вязкость нефти от 10 до ЗО сПз, глубина залегания кровли пласта 150 м) лежит над водоносным слоем толщиной 4 м, подошву которого образует слой глины (рис. 4.11). Нагнетательные скважины перфорированы на горизонте водоносного слоя. Измерения в контрольных и добывающих скважинах, а также результаты каротажа, проведенного после окончания работ, помогли определить «положение зоны, занятой паром. Эта зона распространилась от свода водоносного слоя в его нижнюю область и в нефтеносный пласт. На первой стадии работ по нагнетанию, проводившихся на шести смежных участках, зона, занятая паром, составляла около 25% конечного своего объема, и увеличение нефтенасыщенности привело к добыче 36% нефтяных запасов пласта, 42% закачанной в пласт тепловой энергии аккумулировано в жидкостях, поднятых на поверхность; следствием этого является не слишком хорошее отношение нефть—пар. Однако часть этой энергии была использована для предварительного подогрева воды, поступающей в парогенераторы. Дальнейшие работы были призваны увеличить эффективность процесса. В 1978 г. было отмечено, что в последующих стадиях отношение объема полученной нефти к объему закачанного парадстигло 0,26 м³/т, включая нефть, полученную при нагнетании воды после окончания нагнетания пара.

 

Рис. 4.11. Участок месторождения Слокум, на котором было

проведено нагнетание пара в водоносный слой:

1 — добывающая скважина; 2 — нагнетательная скважина;

3 — кровля пласта; 4 — объем пласта, прогретый за счет

(

теплопроводности, S_hi = 65%; 5 — зона, занятая паром;

6 — слой глины; 7 - нефтеносный горизонт,, S_hi =65%;

8 — водоносный горизонт, S_hi = 3%; 9 — исходная граница контакта воды и нефти

Так как эффективность промывки со стороны водоносного пласта ограничена быстрым прорывом нагретых жидкостей, было предложено проводить вытеснение циклами, чередуя снижение пластового давления и его восстановление путем нагнетания пара, причем параметры каждого цикла были определены в лабораторных условиях на модели. Подобная методика прошла испытания при добыче битума вязкостью 2000 сПз на месторождении Пис Ривер (Канада). Глубина залегания пласта составляла 550 м. его толщина 27 м. Насыщенность битумом в нижнем слое пласта толщиной 3 м составляла 45 %, а на всей остальной толщине - 88 %. Работы проводились на семи соединенных друг с другом шестиугольных участках, площадью по 2,8 га по следующей программе:

1.Нагнетание пара в основание пласта вплоть до прорыва (длительность -около 2 лет).

2.Поддержание пластового давления нагнетанием пара при повышенном расходе в течение 6 мес. при одновременном увеличении давления в бывающих скважинах.

3.Согласование расходов нагнетания пара и извлечения нефти для поддержания уровня пластового давления в течение 1,5 лет.

4.Снижение давления внутри пласта при нагнетании пара с небольшим расходом; длительность периода — примерно 1,5 года.

5.Повторение периодов 2,3,4.

Использование такой методики позволит получить отношение объема добытой нефти к количеству закачанного пара, равное 0,25 м³/т, и довести коэффициент нефтеотдачи от 40 до 70 %. [82]

4.2.5.2. Искусственное образование трещин и нагнетание пара [82]

Искусственное образование трещин — один из способов увеличения приемистости нагнетательной способности скважин. Этот метод прошел испытания на месторождений Локо, разрабатывавшемся ранее с исполь­зованием различных технологий, показавших незначительную приемистость пласта, плохую связь между скважинами и существование предпочтительных направлений распространения нагнетаемых теплоносите­лей, характерных для данной нефтеносной формации. В таких условиях образование разломов между скважинами было достигнуто при нагнетании воды, в которую с учетом свойств коллектора не было введено никаких добавок или укрепляющих реагентов. Учитывая небольшую глубину залегания обрабатываемых пластов (= 150 м), а также малые объемы нагнетаемой жидкости, основной целью было создание горизонтальной трещины в толще пласта между скважинами. После гидроразрыва пласта в него нагнетался пар под давлением, превышающим горное. Работы проводились на трех участках площадью 1 га с пятью скважинами, причем на двух первых участках обрабатывался слой, залегающий на глубине 60 м, а на третьем — более глубокий («150 м). На первом участке была получена хорошая связь между нагнетательной скважиной и всеми добывающими, на втором участке между нагнетательной скважиной и тремя добывающими и на третьем участке - между нагнетательной скважиной и двумя добывающими. Преждевременный прорыв пара не наблюдался, было получено быстрое увеличение уровня добычи; отношение нефть-пар возросло от 0,16 до 0,28 м³ /т.

Периодическое нагнетание пара под давлением, превышающим дав­ление трещинообразования, без предварительного гидроразрыва пласта проводится на месторождении битуминозных песков Колд Лейк (Канада), характеризуемом малой приемистостью. Зная, что нефтеносный пласт залегает на глубине около 500 м, вызывали образование вертикальных трещин, распространявшихся в определенных направлениях, которые учитывались при выборе мест бурения скважин.

Циклический процесс нефтедобычи приводит к снижению содержания битума в призабойной области, что позволяет постепенно увеличивать приемистость пласта и даже получить после нескольких циклов обработки гидродинамическую связь скважин. На установке Леминг, добыча на которой в 1979 г. составила 300 000 м³/год, было получено отношение нефть/пар 0,3-0,5 м³/т. Работы на этой установке продолжены, и уровень добычи на ней доведен до 800 000 м³/год.

4.2.5.3. Комбинированное тепловое воздействие на пласт

Комбинированные процессы сочетают различные методы теплового воздействия на неоднородные пласты, содержащие ТН, которые гарантируют максимальное извлечение нефти при оптимальном использовании эффекта теплового и других составных методов воздействия с учетом конкретных условий объекта.

Комбинированные технологии теплового воздействия на пласт

направлены на увеличение охвата пласта воздействием, а, следовательно, на повышение нефтеотдачи. В основном это применение тепловых оторочек из различных загустителей (полимеров, пенных систем, ПАВ, щелочи и др.),

позволяющих повысить нефтеотдачу до 60% и более [86].

Закачанная в пласт горячая вода может быть преобразована в пар I непосредственно в пласте, для чего необходимо дополнительное тепло, которое можно получить за счет окисления нефти кислородом. Такой процесс может быть осуществлен как при одновременном нагнетании в пласт горячей воды и воздуха, так и созданием водовоздушной смеси. Такая технология позволяет снять ограничение по глубине применения паротеплового воздействия.

Сочетание внутрипластового горения с закачкой в пласт пенных систем приводит к выравниванию фронта горения и охвату им практически швеей толщины нефтенасыщенпого пласта. Пенообразующие ПАВ закачиваются в выжженную зону пласта.

Существенно можно увеличить нефтеотдачу путем улучшения соотношения подвижностей нефти и воды, т. е. уменьшения вязкости нефти или увеличение вязкости волы, либо одновременного действия оба факторов. Этому соответствует технология термополимерного воздействия на пласт. Технология предназначена для применения на залежах ТН, содержащихся в терригенных неоднородных пластах, и направлена на повышение нефтеотдачи. Процесс обеспечивает выравнивание фильтрационных сопротивлений разнопроницаемых слоев, увеличивает период безводной добычи нефти, снижает темп обводнения продукции добывающих скважин и в конечном итоге повышает нефтеотдачу пластов.

Метод термощелочного воздействия основан на комбинировании сочетании) термического и щелочного воздействия на пласт, которое осу­ществляется путем предварительного нагнетания в пласт оторочки пара с —Последующей закачкой оторочки раствора щелочи. Увеличение коэффициента охвата обеспечивается за счет эффекта «саморегулирования», выражающегося в относительном повышении фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах пласта. При заводнении щелочной горячей водой отмечается прирост нефтеотдачи до 14,5% по сравнению с заводнением горячей водой или вытеснением газом