Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

Нефтеотдача продуктивных пластов и, в конечном ито­ге, объем извлеченной нефти зависят как от свойств нефти и коллекторов, так и от методов воздействия, т. е. применяемой системы разработки залежи.

Даже при самом благоприятном сочетании свойств пластов и нефти в терригенных пластах не удаётся извлечь на поверхность более 60%, а в редких случаях около 70% нефти от геологических запасов нефти в залежи. В карбонатных коллекторах и при тяже­лой вязкой нефти, как правило, извлекают не более 15—20% не­фти. В результате даже при открытии крупных запасов нефти потери ее в природных условиях неизбежны.

В связи с этим перед нефтяной промышленностью встает за­дача — применение более совершенных и эффективных методов воздействия на продуктивные пласты в целях повышения их неф­теотдачи и, следовательно, увеличения извлекаемых запасов на нефтяных объектах.

Эта задача особенно актуальна в отношении уже открытых крупных залежей и местоскоплений как в старых нефтедобыва­ющих районах, где имеются вполне обустроенные промыслы, так и в новых регионах и областях.

Разные методы повышения нефтеотдачи пластов в течение нескольких десятков лет применяются у нас в стране и за ру­бежом.

К ним относятся три группы методов, включая: 1) методы, связанные с улучшением процесса заводнения; 2) тепловые ме­тоды воздействия на залежь и 3) методы воздействия химреаген­тами — закачка растворителей в пласты.

В залежах, характеризующихся повышенной вязкостью не­фти (до 30 сп в пластовых условиях) применяются методы, отно­сящиеся к 1 группе. Среди них выделяют: закачку воды с повер­хностно-активными веществами (ПАВ), закачку водорастворимых полимеров (ПАА), закачку углекислоты, различных эмуль­сий, в том числе из смеси УВ и ПАВ и др.

ПАВ, к которым относятся моющие и пенообразующие сред­ства, позволяют снизить поверхностное натяжение на границе нефть—вода и улучшить смачиваемость породы водой. В резуль­тате увеличивается коэффициент вытеснения нефти водой, и прирост нефтеотдачи достигает 6—8%.

Применение ПАА (акриламида в виде геля) способствует уве­личению вязкости нагнетаемой в пласт воды (загущивание воды), что приводит к уменьшению разницы в подвижности нефти и воды в пласте и в результате приводит к росту коэффициента охвата нефтенасыщенного пласта заводнением. При этом дости­гается прирост нефтеотдачи до 10%.

Закачка углекислого газа (СО₂) вследствие его хорошей ра­створимости в нефти при закачке в пласты, насыщенные не­фтью повышенной вязкости, существенно снижает вязкость пластовой нефти. При этом вязкость воды, наоборот, увели­чивается, что, однако, является хорошим показателем, так как сближается степень подвижности нефти и воды, что приводит к равномерному продвижению воды в продуктивном пласте при заводнении. По данным экспериментов, прирост нефте­отдачи от применения этого метода достигает 14—15%.

Успешно используется на нефтяных местоскоплениях Та­тарии, в особенности для карбонатных коллекторов, реагент СНПХ-9630, разработанный НИИнефтепромхим (г. Казань) на основе смеси углеводородного растворителя и ПАВ. Он используется для ограничения водопритока в добывающих скважинах с высокой обводненностью (60—90%). Метод ос­нован на блокировании водонасыщенных зон пласта высо­ковязкой эмульсией, которая возникает после закачки реа­гента в пласт. Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает сохранение проницае­мости нефтенасыщенных пропластков. Технология примене­ния реагента предусматривает закачку 3—5 м³ реагента на 1 м³ эффективной толщины пласта. Оторочка продавливается в пласт водой, а скважина выдерживается в течение 24—48 ч на реагирование, после чего осваивается. Дополнительная добыча нефти после применения реагента составляет не ме­нее 20 т на 1 т реагента.

Термические методы воздействия с целью повышения нефте­отдачи пластов основаны на снижении вязкости нефти под дей­ствием теплоносителей, таких как пар, горячая вода и внутри-пластовый движущийся очаг (фронт) горения (ВДОГ), прогрев призабойной зоны скважин.

Лабораторные и промысловые испытания по применению различных способов термического воздействия на нефтяные пла­сты показали их высокую эффективность в отношении повыше­ния как текущих дебитов нефти, так и увеличения конечной неф­теотдачи до 50-80%.

Анализ результатов промысловых экспериментов по приме­нению термических методов позволил определить пределы при­менимости благоприятных параметров для нефтяных объектов, где можно успешно применять тепловое воздействие.

Закачка в пласт горячей воды, как и прогрев призабойной зоны, может с успехом применяться для залежей тяжёлых вяз­ких, а также лёгких маловязких, но парафинистых нефтей и вы­сокопористых пластов. Для закачки горячей воды благоприятны терригенные пласты (песчаники, алевролиты) как с хорошей проницаемостью, так и неоднородные малопроницаемые плас­ты мощностью более 15 м, залегающие преимущественно неглу­боко (до 1200 м), но возможно и глубже.

Для закачки пара в пласт наиболее благоприятны однород­ные пласты (пески, песчаники) большой толщины (более 15 м), залегающие на глубине менее 1000 м, обладающие высокой по­ристостью (более 20%) и проницаемостью (не менее 1000 мд) и содержащие тяжелую (0,9—1,0 г/см³) вязкую (минимум 50 сп) нефть.

Создание внутри пластового очага горения наиболее целесо­образно в маломощных (3—15 м) пластах песчаников, которые залегают на небольших глубинах (до 900—1000 м), обладают хо­рошими коллекторскими свойствами и содержат высоковязкие нефти (более 100 сп) с плотностью до 0,966 г/см³. При использо­вании водно-воздушных смесей успешное применение ВДОГ возможно и для менее вязких нефтей (менее 40 сп).

Наибольший эффект от периодического прогрева призабой­ной зоны скважин получен в малодебитных скважинах, а также в скважинах с небольшим выносом песка и удаленных от ВНК.

Внутриочаговое горение поддерживается за счет подачи воз­духа в продуктивный горизонт через одну или несколько инжекционных скважин. Зажигание производят у нагнетательных сква­жин, а в направлении к эксплуатационным скважинам движется очаг горения (высокотемпературная зона с Т=200 и более °С).

Внутрипластовое горение может быть сухим или влажным. В последнем случае в пласт нагнетают периодически воздух и воду, а в первом — только воздух.

Промысловые опыты показали, что «влажное» горение более эффективно, так как расход воздуха снижается, а темп разработ­ки повышается по сравнению с «сухим» горением.

При закачке теплоносителей в пласт (горячей воды или пара) производят либо непрерывное их нагнетание в скважины, либо с последующим нагнетанием холодной воды.

Применение термических методов ограничено сравнительно небольшой глубиной залегания продуктивных пластов, что свя­зано с большими потерями тепла по стволу скважины. Ограни­чения по толщине пласта при выборе объектов для закачки теп­лоносителей также объясняются потерями тепла через кровлю и подошву. В этом отношении с увеличением толщины пласта, наоборот, уменьшаются потери тепла. Поэтому более высокая эффективность прогрева продуктивных пластов горячей водой или паром наблюдается в пластах толщиной более 15 м.

Применение теплоносителей в целях повышения нефтеотда­чи пластов с успехом проводится как на залежах тяжелой вязкой нефти, так и на залежах легкой, но высокопарафинистой нефти. Однако процесс внутри пластового горения ограничивается при­менением только на залежах тяжёлой вязкой нефти (вязкость — несколько десятков сантипуаз).

Наиболее полное вытеснение нефти из пластов и достиже­ние наибольшей нефтеотдачи возможно при применении тре­тьей группы методов — растворителей нефти, чаще всего кото­рыми являются газы.

Газ легко растворяется в нефти, в результате чего нефть ста­новится менее вязкой и более текучей. При закачке газов в не­фтяной пласт граница раздела фаз отсутствует и формируется зона смесимости. В качестве растворителя нефти используются пропан, бутан, смесь пропана с бутаном, а также газ высокого давления.

Установлено, что смешиваемость газа с нефтью в пластовых условиях может происходить, если плотность дегазированной нефти не более 0,8 г/см³ (лёгкие нефти).

В целях повышения нефтеотдачи пластов используют различ­ные способы закачки газов, например, закачивают сухой газ (уг­леводородный или газ горения), либо вытесняют нефть отороч­кой из углеводородного газа с добавкой сжиженного, которая проталкивается сухим газом, либо вытесняют нефть оторочкой сжиженного газа, а проталкивают ее сухим или жирным газом.

Для повышения конденсатоотдачи пластов на газоконденсат­ных местоскоплениях также используют закачку газов в продук­тивные пласты.

Газоотдача продуктивных пластов значительно выше, чем неф­теотдача, однако полностью газ не извлекается из залежи, а чаше всего около 60—80% ее геологических запасов.

На величину извлекаемого газа влияют как природные геоло­гические условия (строение залежи, неоднородность продуктив­ных пластов, трещиноватость пород-коллекторов, наличие кон­денсата, нефтяной оторочки и т. д.), так и методы добычи, кото­рые используют разработчики.

Так, при наличии высокой неоднородности продуктивного пласта возникает опасность наибольшего прорыва газа по тре­щинам и другим наиболее проницаемым участкам, и в результа­те подступающая вода может отсечь такие участки. Тогда часть запасов газа может оказаться изолированной в отдельных бло­ках, не связанных с остальной частью залежи. Более высокая газоотдача характерна для сравнительно однородных по коллек-торским свойствам пластов, а также для залежей с высоким пла­стовым давлением и с большими геологическими запасами.

В целях предотвращения прорывов газа и воды по ослаблен­ным зонам (трещин и др.), преждевременного обводнения газо­вой залежи, а также для повышения газоотдачи проводят раз­личные промысловые мероприятия, например, своевременную изоляцию прорвавшихся вод, или снижают пластовое давление до минимальной величины, проводя отбор газа из скважин под вакуумом.

Дата добавления: 2014-01-05