Газоводяна дія на пласти

Застосування інших газів і сумішей

Застосування газу високого тиску

Під час витіснення нафти сухим газом (практично одним метаном) високого тиску в умовах, що забезпечують взаємне змішування флюїдів у пласті, зона суміші утворюється за рахунок масопереносу проміжних (С₂ - С₄) компонентів з нафти, де вміст більший, в газову фазу. Це досягається в результаті проникнення сухого газу в зони пласта, що насичені нафтою. Просуваючись пластом і багатократно контактуючи з нафтою, газ настільки збагачується проміжними компонентами, що їх концентрація у ньому досягає рівноважної величини. В разі відповідності термогідродинамічних умов збагачений газ і пластова нафта утворюють суміш критичного складу, тобто повного взаємного змішування.

Царина застосування цього методу пов'язана головним чином з покладами легких (густиною до 0,85) нафт, що залягають на великих глибинах і пов'язані з слабопроникними колекторами, де можна створювати високі тиски, які необхідні для досягнення умов повного взаємного змішування нафти і газу.

Останнім часом у практиці розробки нафтових родовищ почали застосовувати азот і газоподібні продукти горіння, що представляють собою суміші різних газів. Економічні підрахунки, експериментальні і практичні роботи дають право вважати ці агенти не тільки прийнятними, але й вигідними агентами для витіснення нафти.

Як і під час застосування вуглеводневих газів і двоокису вуглецю, процес витіснення найбільш ефективно буде відбуватися за умови реалізації в пласті взаємного змішування агентів. Відмінності по суті будуть заключатися у величині тиску, за якого цей процес буде реалізовуватись.

У ряді зарубіжних країн будуються спеціальні заводи для одержання цих агентів. Так, під час спалювання 1 м³вуглеводневого газу одержують до 8-9 м³газів горіння.

Нагнітання газу в пласти з метою підтримання пластового тиску почали значно скоріше, ніж заводнення. До застосування штучного заводнення нагнітання газу в пласти вважали економічно оправданим, оскільки це дозволяло підвищувати нафтовилучення на 5 - 10 %, а в пластах, що залягають круто, на 15 - 20 %. Тоді стало ясно, що використання газу за відсутності змішування з нафтою менш ефективне за воду. Тут основну роль відіграє мала в'язкість газу (в 10-15 разів нижче в'язкості води).

На відміну від води, що у гідрофільному пласті при її нагнітанні займає дрібні пори, газ в загазованій зоні займає великі пори (фаза, що не змочує породу). Це дало можливість зробити висновок про доцільність сполучення позитивних якостей води і газу. Виявилось, що комбінована дія на пласт газом і водою (газоводяна дія)більш ефективна, ніж нагнітання в пласт тільки одного з цих агентів. За умови оптимального застосування цього процесу нафтовіддачу можна збільшити на 7 - 15 %.

Газоводяна дія на пласт може відбуватися при різних модифікаціях нагнітання робочих агентів: послідовне нагнітання агентів (води - потім газу або газу - потім води), одночасне їх нагнітання за різних співвідношень у суміші, циклічне (поперемінне) нагнітання агентів, а також у вигляді комбінації названих модифікацій. Протікання процесу можливе в умовах рівноважності газу з нафтою і за умови взаємного змішування його з нафтою.

Вплив газоводяної дії на нафтонасичені пласти вивчалися досить ґрунтовно в ЦНДЛ ВАТ „Укрнафта”, де проводились лабораторні експерименти на фізичних моделях пластів в умовах, що максимально наближені до пластових, здійснювались для пластових умов нафтогазоносного покладу пласта АВ₁ Самотлорського родовища та нафтового покладу в менілітових відкладах Битківського родовища. Були вибрані для дослідження два об'єкти, які значно відрізняються як своїми запасами, так і своєю геолого-промисловою характеристикою.

Глибина залягання покладу в пласті АВ₁ - 1610-1755 м. Тут виділяється два типи колекторів: у нижній частині покладу це слабоглинисті пісковики товщиною 0,4-9 м, відкритою пористістю 0,25 та проникністю до 1500 мД;у верхній частині - це мікропереслоювання пісковиків, алевролітів відкритою пористістю 0,22-0,23 та проникністю 0-100 мД. Тут глинистість колектора досягає 30 - 40 %. Густина нафти в пластових та поверхневих умовах складає 770 та 862 кг/м³,відповідно. Пластовий тиск складає 16,0-17,2 МПа, а тиск насичення нафти газом 9,5-14,3 МПа за пластової температури біля 63°С та газовому факторі 95-143 м³/м³. Вміст парафіну-3 %, смол силікагелевих - 2,3 %, асфальтенів - 2,5 %. В'язкість нафти – 1,4-1,9 мПа·с, а об'ємний коефіцієнт 1,18-1,26.

Глибина залягання менілітового покладу нафти, де чергуються пісковики, алевроліти та аргіліти, 1500-2200 м. Тут, на відміну від поліміктових пісковиків Західного Сибіру, пісковики кварцеві. Середня товщина продуктивних відкладів біля 250 м, а ефективна товщина знаходиться в межах 30-35м.

Густина нафти в пластових та поверхневих умовах складає 750 та 864 кг/м³. Пластовий тиск, як і тиск насичення нафти газом, складає 27,0 МПа. Об'ємний коефіцієнт складає 1,3. Пластова температура та газовий фактор складають відповідно 57°С і 140 м³/м³. Вміст парафіну - 9,1 %, смол силікагелевих – 9 %, асфальтенів - 2 %.

Для цих двох названих об'єктів були виконані такі лабораторні дослідження:

- витіснення нафти водою в умовах, коли Р_пл > Р_нас;

- витіснення нафти газом в умовах, коли Р_пл > Р_нас;

- витіснення нафти водою в умовах часткового зниження пластового тиску нижче тиску насичення нафти газом (Р_пл < Р_нас);

- витіснення нафти шляхом послідовного нагнітання в модель води і газу як в умовах, коли Р_пл > Р_нас, так і в умовах, коли Р_пл < Р_нас;

- витіснення нафти шляхом послідовного нагнітання в модель газу і води як в умовах, коли Р_пл > Р_нас, так і в умовах, коли Р_пл < Р_нас;

- витіснення нафти одночасним нагнітанням в модель газу та води при їх різному співвідношенні у витісному агенті з обводнених та загазованих пластів в умовах перевищення пластового тиску над тиском насичення нафти газом та в умовах зниження пластового тиску в порівнянні з пластовим тиском;

- витіснення нафти попереднім (циклічним) нагнітанням газу та води.

Із сказаного випливає, що в лабораторних умовах на фізичних моделях пластів були вивчені практично всі можливі під час розробки нафтових родовищ умови витіснення нафти водою і газом та визначені величини коефіцієнтів витіснення нафти для пластових умов, що перелічені вище.

Виконаними роботами було показано, що витіснення нафти послідовним нагнітанням газу і води, як і води та газу, більш ефективне від заводнення чи витіснення газом. Якщо витіснення нафти водою для умов Битківського та Самотлорського родовищ становило відповідно 53 - 55 %, а витіснення нафти газом для цих родовищ відповідно дозволяло на момент прориву останнього видобувати 26 % продукції (при 3-4 порових об'ємах нагнітання газу – 41-42 %) і (при 2-3 об'ємах нагнітання газу – 48 - 50 %), то послідовне застосування цих агентів дозволяло збільшити коефіцієнт витіснення нафти до 0,65 та 0,68-0,7 відповідно.

Було встановлено, що найбільш ефективним способом вилучення нафти є одночасне нагнітання газу та води. Коефіцієнти витіснення при оптимальному співвідношенні у витісному агенті газу та води тут досягалиcя вказаних величин 0,74-0,75, тобто збільшувались на 18-20 % обидва. Було також встановлено, що циклічне нагнітання газу та води за величини циклів кожного з агентів до 0,1 від об'єму нафтонасичених пор ділянки, на яку діємо, так само ефективне, як і одночасна дія цих агентів.

Кожний з перелічених методів ефективний за певних компонентних складів і фазових станів нафти і тиску, під яким може відбуватися процес змішування. Витіснення нафти сухим газом високого тиску найбільш ефективне для покладів з пластовим тиском понад 20 МПа, витіснення збагаченим газом - 10-20 МПа, а зрідженим газом і двоокисом вуглецю – 8-14 МПа. Отже, ці методи доцільно застосовувати для покладів з великими глибинами залягання пластів – більше 1000-1200 м. Сприятливими є також низька в’язкість пластової нафти (менше 5 мПа·с) і товщина пластів 10-15 м. Вони можуть використовуватись за різної проникності пластів, але найдоцільніше за низької проникності, коли не вдається реалізувати методи заводнення. Для заводнених пластів ці методи неприйнятні, крім витіснення нафти вуглекислим газом.

Дата добавления: 2013-12-14