Методы повышения извлекаемых запасов нефти и условия их применения

Применяют, конечно, все доступные средства:

1) рациональная схема разработки нефтяных месторождений;

2) воздействие на ПЗП в скважинах с целью улучшения местных условий фильтрации;

3) повышение дебитов скважин;

4) выравнивание профиля притока.

Увеличения нефтеотдачи можно добиваться (кроме правильной расстановки скважин с учетом геологического строения пластов, равномерного стягивания контура нефтеносности, пополнения энергетических ресурсов залежи за счет заводнения и нагнетания газа в пласт и т.д.) также, если искусственно развивать и поддерживать в пласте благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективный процесс вытеснения нефти из коллектора.

11.1. При заводнении необходимо выбрать такой режим (динамику) нагнетания воды, который бы обеспечивал повышение значения нефтеотдачи и улучшения моющих и нефтевытесняющих свойств вод. Применяют карбонизированные (СО₂) воды, или полимеры, повышающие вязкость воды. Горячая вода значительно повышает нефтеотдачу. Пар, горение, растворители (сжиженные газы), растворы ПАВ и физические воздействия на пласты (электрическое, вибрация и др.) Известно что: режим (скорость) нагнетания воды, градиенты давлений, распределение в пласте линий тока увеличивают нефтеотдачу. Известно также, что благоприятные процессы массообмена протекают в неоднородных пластах при циклическом нагнетании воды.

11.1.1. Поверхносно-активные вещества ПАВ: ионогенные и неионогенные. Применяют в основном вторые. Они активнее, меньше адсорбируются на поверхности пород. Их воздействие многостороннее: резко снижают поверхностное натяжение воды на границе нефти с породой, способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давлений для фильтраций в порах, уменьшают расход воды, улучшают моющие свойства воды.

11.1.2. Роль СО₂: в сжиженном состоянии нагнетается в пласт в виде оторочки и продвигается дальше в виде карбонизированной воды (4-5%). Нефтеотдача повышается вследствие взаимного растворения СО₂ и нефти, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастания ее объема, снижения поверхностного натяжения на границе с водой. Также на фронте вала образуется смесь легких УВ и СО₂. Возможно, что CO₂ взаимодействует с породой, увеличивая ее проницаемость.

11.1.3. Оторочка загущенной воды - известно, что нефтеотдача коллектора зависит от соотношения подвижности и воды и нефти: Кн и Кв - фазовая проницаемость воды и нефти, µ _H и µ _В - динамическая вязкость воды и нефти.

При большой М возникает вязкостная неустойчивость фронта вытеснения, сопровождающаяся быстрыми прорывами воды к скважинам при низких значениях нефтеотдачи. Уменьшить подвижность воды можно увеличением ее вязкости загустителями. При этом в неоднородных коллекторах нефтеотдача растет из-за выравнивания фронта вытеснения. Полимеры растворяют в воде - ПАА (полиакриламид). Он играет роль поли- электролита.

11.2. Вытеснение нефти растворителями и газом высокого давления

Эффективность вытеснения нефти растворителями возрастает, если они с нефтью взаиморастворяются (исчезает граница раздела между вытесняющей и вытесняемой средой), изменения физических свойств жидкостей в зоне их контакта, перемешивания жидкостей в порах, массопереноса под действием молекулярной диффузии и др. причин. Выбирают состав оторочки по пластовым условиям - для смешивания УВ с нефтью надо, чтобы они в пласте были в жидком состоянии. При этом моновытеснитель должен иметь Тпл ниже его критической Т, а Рпл выше давления пара этого растворителя. При вытеснении смесью УВ газов это достигается при Тпл. ниже Ткр. смеси, а Рпл выше Рнас. системы при Тпл.

Ci - массовая доля компонентов (у нас С_З + С₄), Тiкр – их критические температуры.

11.2.1. Определение необходимого объема оторочки растворителя - определяется условиями проведения процесса (соотношения вязкостей той и другой жидкостей, длиной пути для растворителя, скоростью вытеснения) и свойствами пласта (неоднородностью коллектора, его строением).

Рисунок 29. Схема плоско-параллельного вытеснения пластовой жидкости оторочкой растворителя

Отсюда, размер зоны смеси оторочки с вытесняемой и вытесняющей средами, что является наиболее важным показателем процесса. где С, а - коэффициенты, зависящие от динамических вязкостей пластовой µ₂ и вытесняющей жидкостей µ₁. X_i – координаты сечения с насыщенностью p=0,5. В реалии возникают две зоны смеси 1 и 4.

Минимально необходимый объем оторочки равен такому ее объему, когда обеспечивается сохранение 100% насыщенности на всей длине обрабатываемого участка пласта.

Находят по уравнению баланса.

- объем оторочки, m – пористость породы, ω - площадь сечения пласта, L₁ и L₂ - длины зоны смесей, являющиеся функцией пройденного расстояния Е. Минимально необходимый Vот составляет 3-4% от объема обрабатываемого пласта. В реальных условиях из-за неоднородности пласта ее Vот увеличивается до 10-12% от объема пор обрабатываемого участка.

11.3. Зависимость нефтеотдачи от темпов отбора жидкости - зависит от строения пласта, водонефтенасыщенности коллектора, физико-химических свойств флюида и пласта. Нефтеотдача растет с ростом скорости вытеснения нефти (т.е. градиента давления), когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти. В хороших коллекторах при низких капиллярных давлениях нефтеотдача слабо зависит от темпов отбора нефти из пласта. В неоднородных пластах повышение градиентов давления в пласте увеличивает нефтеотдачу.

При высокой водонасыщенности коллектора нефтеотдача увеличивается при форсировании отбора жидкости из скважины и при перераспределении фильтрационных потоков в пласте с тем, чтобы охватить воздействием скважин пропластки, линзы и тупиковые зоны пласта, участвовавшие ранее в работе в недостаточной степени. Все это надо учитывать.

11.4. Силы, удерживающие нефть и газ в пласте

Пластовая энергия при разработке расходуется на преодоление сил, противодействующих движению нефти и газа в пласте: силы внутреннего трения жидкостей и газов и трения их о породу, а также капиллярных сил. Силы трения обусловлены вязкостью жидкостей и газов.

Капиллярные силы сопротивления связаны с образованием в пористой среде при движении газо-жидкостных смесей (нефти, воды, газа), разделенных границами раздела (менисками). Поверхностные явления и капиллярные силы многосторонне влияют на процессы вытеснения нефти. В области ВНК давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов проникновения воды в нефтяную часть гидрофильного пласта не только под действием внешнего перепада давлений, но и под действием капиллярных сил. При этом капиллярные силы способствуют возникновению в пористом пространстве неоднородной пористой среды водонефтяных смесей, затрудняющих вытеснение нефти из коллектора. Опыт показывает, что часто при разработке залежей нефти возникают специфические условия, когда эффект капиллярного проникновения воды в нефтеносную толщу (породу) оказывает благоприятное влияние на результаты вытеснения нефти. Например, в трещинных коллекторах или в слоистых пластах с высоким соотношением проницаемости пород в пропластках вода быстро проскальзывает к скважинам по трещинам и высокопроницаемым каналам. В этих условиях при нагнетании в пласт воды, способных интенсивно впитывать в нефтеносные блоки и пропластки коллектора некоторое дополнительное количество нефти может быть получено благодаря действию капиллярных сил.

Считается, что иногда (если нефть высокопарафинистая и асфальтовая) значительное количество ее может удержаться в пласте из-за неньютоновских свойств нефти в капиллярной пористой среде. Такие нефти обладают в состоянии покоя некоторой пространственной структурой и способны сопротивляться сдвигающему напряжению, пока оно не превысит начального напряжения сдвига. В удаленных от скважины зонах начальное напряжение сдвига может быть сравнимым с напряжениями, возникающими в жидкой среде под влиянием работающей скважины.

Установлено, что под влиянием молекулярных сил на стенках пор, насыщенных нефтью, возникают адсорбционно-сольватные слои, обладающие аномальными вязкостными свойствами, которые также влияют на характер фильтрации нефти в порах пласта и на полноту ее извлечения из коллектора.

11.5. Коэффициент конденсатоотдачи. Исследование на УКГ-3

Разработка газоконденсатных месторождений ведется либо на истощение, либо с поддержанием Рпл. путем обратной закачки добытого газа, но «сухого». В первом случае часть С₅+в выделяется в пласте и остается не извлеченной. Количество его зависит от содержания его в газоконденсатные смеси и ее свойств и термодинамических условий пласта. Для определения коэффициента конденсатоотдачи из пласта надо знать пластовые потери конденсата к концу разработки месторождения. Пластовые потери конденсата оцениваются до промышленной разработки залежи. В зависимости от содержания С₅+в в пластовом газе потери оцениваются различными способами. Если С₅+в < 30 г/м³ коэффициент конденсатоотдачи (Кк) определяется по рис.30 или усовершенствованной УГК-3. Точность замера Р_пл и в УГК-3=0,2%. Для этого надо, чтобы в бомбе PTV Vж>5см³. В зависимости от состава ГКС при снижении давления выпадает до 30% конденсата, что достаточно для визуального измерения (точность тогда 0,01 см³). Пластовую пробу ГКС с ее Рпл и запускают в УГК-3.

На УГК-3 получают 6-8 точек по снижению Р и строят кривую дифференциальной конденсации. Зная общее количество выпавшего конденсата в бомбе и количество его, взятого для анализа (на дегазацию) подсчитывают количество стабильного конденсата.

Для определения остаточных запасов конденсата следует установить его количество, которое будет получено в составе газа, извлеченного из пласта. Расчет извлеченного из пласта конденсата на различных этапах разработки, за каждый из которых добывается одинаковое количество газа Q= Q₀/n, проводится формуле

где n — общее число этапов; Q₀ — запасы газоконденсатной смеси, м³; q₀ — начальное потенциальное содержание углеводородов С₅ + в в пластовом газе, г/м³, q_жm- количество С₅ + в, перешедшего в жидкую фазу в пластовых условиях при Р и Т на последнем (m-м)этапе снижения давления, г/м³; q_ж(i-1) - количество С₅ + в, перешедшего в жидкую фазу в пластовых условиях на (i-1)-м этапе.

Пример. Определить количество извлеченного из пласта конденсата в составе пластового газа при текущем пластовом давлении Рт=15,5 мПа; начальном пластовом давлении Р_Н=31,0 мПа, q₀=320 г/м³ и известной кривой дифференциальной конденсации (см. рис. 30, кривая 1).

Разделим весь период разработки на 10 этапов, с отбором Q=0,1Q₀. Находим, что при р_т = 15,5 мПа m-м этапом будет m = 5.

По кривой дифференциальной конденсации определяем С₅+в на каждом этапе (m= 1, 2, 3, 4, 5 и т.д.), перешедшее в жидкую фазу.

Номер этапа, пластовое давление Р по этапам и количество конденсата, перешедшего в жидкую фазу представляем в виде табл. 12 по данным которой строится кривая 2 (рис. 30).

Нижняя часть табл. 12 показывает величину извлекаемого в составе пластового газа конденсата на различных этапах разработки залежи, так, например, при Р_т=15,5 мПа = 126,3 г/м³ конденсата.

Рисунок 30. Кривые дифференциальной

конденсации пластовой смеси.

1 - дифференциальная конденсация пластовой

смеси при пластовой температуре;

2 – суммарное извлечениеконденсата из пласта;

3 – изменение потенциальногосодержания

конденсата в пластовом газе

Таблица 12 Расчет количества конденсата, извлеченного из пласта в составе пластового газа на различных этапах разработки залежи

Показатели	С5+в
m(i)   p, 0,1 мПа   2n-2m+1   qжm, г/м³   qжm/(2n-2m+1)   2n-2i+3   2n-2i+1   qж(m-1)/(2n-2i+3)(2n-2i+1)   Σqж(m-1)/ (2n-2i+3)(2n-2i+1)   4(n-m)   Σ[qж(m-1)/(2n-2i+3)(2n-2i+1)] 4(n-m)   m/n*q0   Qизв	-     -   -   -   -   -   -   -   -   -     -	22,5   1,18   -   -   -   -   -   -   -     1,2     30,8	2,65       0,07   0,07     2,24       4,9     59,1	4,60       0,18   0,25     7,00       11,6     84,4	6,77       0,35   0,60     14,40       21,2     106,8	9,28       0,62   1,22     24,40       33,7     126,3	12,50       1,03   2,25     36,00       48,5     142,5	16,28       1,76   4,01     48,00       64,3     159,7	22,60       3,26   7,27     58,2       80,8     175,2	36,60       7,54   14,81     59,1       85,7     203,3	104,0       36,60   51,41   -   -           216,0

Коэффициент извлечения конденсата из пласта к этому периоду разработки месторождения будет:

11.6. Определение изменения потенциального содержания С₅+в в пластовом газе при снижении пластового давления

Для расчета промысловых ресурсов конденсата и составления материального баланса добычи необходимо знать изменение потенциального содержания С₅+в в пластовом газе в процессе разработки. Изменение потенциального содержания С₅+в в процессе разработки рассчитывается по формуле:

Расчет по этой формуле с исходными данными, принятыми в предыдущем примере, приведен в табл. 13, результаты расчета представлены кривой 3 (см. рис.30).

Таблица 13 Расчет интегрального содержания С₅+в в извлекаемом из пласта газе при снижении пластового давления в процессе разработки

Показатели	С5+в
m(i)   pН, 0,1 мПа   qжm, г/м³   2n-2m+1   n/(2n-2m+1)   qжn/(2n-2m+1)   2n-2m-1   2n-2m+3   (2n-2m-1)/(2n-2m+3)     2n-2i+5   2n-2i+3   4n/(2n-2i+5)(2n-2i+3)   qж(i-2)4n/(2n-2i+5)(2n-2i+3)   Qизв.m	-   -   -   -   -   -   -     -   -   -   -   -   -   -   -   -	22,5     0,526   11,8   -   -   -     -   -   -   -   -   -   -   11,8       308,2	0,587   26,4       0,79     0,465   10,5     -   -   -   -   37,1       282,9	0,666   46,0       0,765     0,510   23,0       0,124   2,79   2,79   69,0   322,8     253,8	0,786   67,6       0,734     0,563   28,8       0,157   7,07   9,86   106,4   329,9     223,5	0,909   92,6       0,692     0,630   55,5       0,205   14,1   23,96   148,1   344,0     199,9	0,11   124,0       0,632     0,700   71,4       0,280   24,6   48,56   195,4   368,5     173,1	1,428   163,0       0,555     0,790   88,4       0,404   41,1   89,66   251,4   409,6     158,2	2,00   226,0       0,429     0,850   97,7       0,635   71,0   160,66   323,7   480,6     156,9	3,30   266,0       0,200     0,666   75,2       1,140   129,0   289,66   441,2   609,6     168,4	10,0   0,1040       -0,333     -33   -366       2,640     579,66     899,6     225,6

Выход конденсата можно определять как в сепараторе УГК-3, так и непосредственно в бомбе равновесия (рис.31, 31а, 31б, 31в, 31г).

Рисунок 31. Изобары конденсации стабильного конденсата в 1 ступени сепарации

Давление, мПа: 1-6,0: б): 2—8,0; 3—12,0; 4—16,0

Рисунок. 31а. Зависимость выхода стабильного конденсата во 2 ступени сепарации от давления и температуры газа, выходящего из 1 ступени сепарации

1, 2, 3 — при давлении 1 ступени сепарации- р_сеп = 8,0 мПа и температурах 15. 30 и 40 °С соответственно; 4, 5. 6 — при р_сеп = 12,0 мПа и температурах 20, 40 н 55 °С соответственно; 7. 8. 9 — при

р_сеп= 16,0 мПа и температурах 32. 50 и 66 °С соответственно

Рисунок. 31б. Изотермы конденсации стабильного конденсата в зависимости от давлений в 1 ступени сепарации

1 -t = 40 °С; 2 — t = 20 °С; 3—t=0

Рисунок. 31в. Зависимость выхода стабильного конденсата во 2-ой ступени сепарации при р_С1=6,0 мПа от температуры в 1 ступени сепарации

1,2, 3 — соответственно при = 20; 5; -10 °С и р_сеп = 8,0 мПа; 4, 5, 6 — при тех же температурах и р_сеп = 120 мПа; 7, 8, 9 — при тех же температурах и р_сеп = 16,0 мПа

Рисунок. 31г. Зависимость выхода стабильного конденсата во 11 ступени сепарации при р₁₁=6,0 мПа, t₁₁=10ºС от давления в 1 ступени сепарации р_сеп для различных температур

1, 2, 3, 4 соответственно при температуре 1 ступени сепарации 30; 40; 50; 60 °С