Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

 

На стадии промышленного испытания и промышленного внед­рения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает проблема эффективного их применения. Объективно вопрос формулируется та'к: какой наиболее существенно повышающий извлекаемые за­пасы и уровень добычи нефти при благоприятных экономических показателях метод увеличения нефтеотдачи пластов необходимо выбрать для конкретного нефтяного месторождения (залежи) с определенными геолого-физическими свойствами и условиями разработки? Ответить на этот вопрос всегда не просто, так как для любого месторождения (залежи) могут оказаться применимыми несколько методов. Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать следующее:

нефтенасыщенность (водогазонасыщенность) пластов или сте­пень их истощения, заводнения;

свойства нефти и пластовой воды — вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей;

коллектор и его свойства — песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчле­ненность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав;

расположение и техническое состояние пробуренных скважин;

наличие материально-технических средств, их качество, харак­теристику и стоимость;

отпускную цену на нефть;

потребность в увеличении добычи нефти.

Их совокупность создает многовариантную задачу, которая ре­шается лишь при специальных конкретных изучении и технико-экономическом анализе с ограничениями (требованиями), задан­ными заранее. Первые три качественных условия (физико-геологи­ческие свойства пластов, нефти и воды) очень сильно, но неодно­значно определяют целесообразный метод увеличения нефтеотдачи пластов (табл. 21).

Таблица 21

Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от геолого-физических условий

На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеот­дачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоп­лены достаточно обширные знания и представления о количествен­ных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды и пластов, для успешного их применения (табл. 22 и 23).

Таблица 22

Основные критерии для применния физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов

Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов.

Трещиноватость пластов. Предельная неоднород­
ность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорого­
стоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерацио­
нальное использование. Как отмечалось, объем трещин не превы­
шает 1,5—2 % от общего объема пор пластов, а гидропроводность
их может достигать 60—80 % от общей гидропроводности пластов.
Поэтому в сильнотрещиноватых пластах при низком охвате рабо­
чим агентом и малой дополнительной добыче нефти наступает пре­
дел экономической рентабельности процесса, даже при неоправ­
данных затратах.

Газовая шапка. Для всех методов весьма неблаго­
приятно наличие естественной или искусственной высокой газона­
сыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20— 100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате, как и в трещиноватом пласте, происходит неэф­фективный расход рабочих агентов.

3. Нефтенасыщенность пластов. Высокая водонасы-щенность нефтяного пласта (более 70—75 %) недопустима для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи по экономическим причинам, так как вытесняющая способность доро­гостоящих агентов используется лишь на 25—30 %, а остальная часть расходуется бесполезно на водонасыщенную часть пласта. Многие методы (горение, вытеснение паром, водорастворимыми ПАВ) неприменимы при нефтенасыщенности пластов менее 50 % просто из-за неокупаемости затраченных средств. Если основная часть остаточной нефти в пласте находится в заводненном объеме в рассеянном состоянии, то требуется применение методов, способ­ных сделать ее подвижной (углекислый газ, мицеллярные рас­творы), а если большая часть остаточной нефти размещена в не­охваченных слоях и прослоях, то требуются методы, повышающие охват вытеснением (полимеры, водогазовые смеси, щелочи). По­этому нефтенасыщенность пластов перед началом применения методов увеличения нефтеотдачи пластов — очень важный опре­деляющий критерий. Требуется тщательное конкретное изучение нефтенасыщенности пласта, ее детерминированного распростране­ния по объему залежей, охвата заводнением и степени вытеснения в заводненном объеме, прежде чем принять решение о примене­нии того или иного метода или технологии процесса. Совершенно однозначно установлено, что, чем выше исходная средняя нефте­насыщенность пластов, тем выше абсолютный и относительный технологический и экономический эффект от любого метода увели­чения нефтеотдачи пластов.

 

4. Активный водонапорный режим. Когда нефтяная
залежь разрабатывается при активном естественном водонапорном
режиме (обычно это небольшие по размеру залежи с высокопро­
дуктивными пластами и малой вязкостью нефти), то при этом
достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточ­ная нефтенасыщенность пласта (менее 25—30 %) за счет вы­
тесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды.
В этих условиях применение методов увеличения нефтеотдачи пла­
ста осложняется тем, что либо достигаемая низкая остаточная
нефтенасыщенность исключает возможность применения многих
методов, либо краевые зоны залежей, находящиеся под активным
водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному
воздействию дорогостоящими рабочими агентами. Нагнетание их
в законтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутрикон-
турные скважины — к снижению эффективности.

 

 

Таблица 23

Основные критерии для применния тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов

 

 

5. Вязкость нефти. Этот фактор очень сильный и в боль­
шинстве практических случаев самый решающий по экономическим критериям. Все физико-химические методы, применяемые в сово­купности с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25—30 мПа-с. Полимерное заводнение допускает более высокую вязкость (до 100—150 мПа-с) в высоко­проницаемых пластах. Термические методы (вытеснение нефти паром, горение, пароциклические обработки) целесообразно при­менять при более высокой вязкости нефти, так как в этом случае достигается больший эффект снижения ее вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более 500—1000 мПа-с и тепловые методы с обычной скважинной технологией становятся уже нерен­табельными. При такой высокой вязкости нефти требуется очень плотная сетка скважин (менее 1—2 га/скв), что связано с боль­шими затратами, расходами энергии и не всегда экономически оправдывается. В этих случаях более целесообразной может ока­заться термошахтная разработка, допускающая бурение скважин на малом расстоянии друг от друга (20—50 м).

6. Жесткость и соленость воды. Для применения ме­тода увеличения нефтеотдачи пластов важное значение приобре­тают свойства пластовой воды и воды, используемой для приготов­ления рабочего агента. Все физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при вы­сокой солености, и особенно при большом содержании солей каль­ция и магния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов, вследствие деструкции молекул, адсорбции химических реагентов, образования осадков, инверсии структуры и снижения вытесняющей способности растворов. Кроме того, для приготовле­ния растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и биоорганизмы (бактерии), чтобы устранить условия для образования сероводорода в пласте, для разрушения растворов микроорганизмами и последующей коррозии оборудова­ния. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения, если не считать, что для приготовления пара в парогенераторах также требуется чистая умягченная лишенная кислорода вода.

7. Глинистость коллектора. Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10 %) противопоказано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содер­жании глины в пластах физико-химические методы снижают свою эффективность вследствие большой адсорбции химических продук­тов. Адсорбция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды, которая для алевролитов и полимик-товых коллекторов в 10—50 раз выше, чем для кварцевых песча­ников В результате этого химические продукты выпадают из растворов оседают в ближайшей окрестности нагнетательных скважин а в основной части пласта нефть вытесняется обедненными растворами. Применение тепловых методов в высокоглинистых коллекторах, когда глина служит цементирующим материалом зе­рен породы, приводит к нарушению консолидации пластов и боль­шому выносу песка в добывающие скважины.