Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования

Коэффициентом «нефтеотдачи» пласта принято назы­вать разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

В лабораторной практике обычно измеряется нефтеотдача за безводный и полный периоды. При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной и водной.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных геологических условиях не одинаковы. В пологих структурах с большими площадями контакта воды и нефти до­быча нефти в водный период оказывается более значительной и длительной. Поэтому необходимо выделять нефтеотдачу в без­водный и водный периоды эксплуатации залежей. Конечные же нефтеотдачи следует сравнивать с учетом водного фактора (вод­ный фактор—среднее количество извлекаемой воды, приходя­щейся на 1 т добываемой нефти).

При современном уровне развития технологии и техники неф­тедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи зна­чительно меньше единицы. Например, при разработке некоторых залежей на Биби-Эйбате (Азербайджанская ССР) за 25 лет эксплуатации коэффициент нефтеотдачи едва достигал 0,1. Даже в том случае, если сетка расположения скважин плотная, а вод­ные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 0,7—0,8.

Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газо­вой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытесне­нии нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Некоторые исследователи считают, что в большинстве зале­жей с активным напором воды суммарная нефтеотдача не пре­вышает 60 % к тому моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин становится экономически нецелесообразной.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. В таких условиях нефтеотдача составляет 8—30%, а в большинстве случаев 15—20%. Это объясняется ограничен­ным объемом газа, который имеется в пласте, и небольшим соот­ношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому про­рыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточ­ной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газо­вой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Поэтому в зависимости от строения залежи наблюдаются высокие пределы нефтеотдачи в месторождениях с газовой шап­кой (0,6—0,7). Однако при значительной неоднородности пластов коэффициент нефтеотдачи не превышает 30 %. Снижение эффек­тивности расширения газовой шапки при этом обусловлено в ос­новном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой вяз­костью его, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает, по-видимому, угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделе­ния газа от нефти улучшаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения.

Если бы пористая среда пласта представляла собой систему трубок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вы­теснении нефти водой и газом газовой шапки практически можно было бы достигнуть почти полной нефтеотдачи. Микронеодно­родный и сложный характер строения перового пространства — причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образова­ния водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное же движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей (т. е. при отсутствии менисков) характеризуется высокими ко­эффициентами нефтеотдачи, близкими к 95—100%.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды спо­собствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследова­ний с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверх­ность твердой фазы, и ее часть, находящаяся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов - наиболее существен­ная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом.

Оказалось также, что нефтеотдача зависит от многочисленных свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и т. д.).

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы суще­ствования остаточной нефти:

1) капиллярно удержанная нефть;

2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойден­ных и плохо промытых водой;

4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых «экра­нов» (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Упомянутые виды остаточной нефти, по-видимому, содер­жатся в том или ином объеме во всех истощенных залежах.

Пленочной называется нефть, покрывающая тонкой сма­чивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количе­ство этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Данные измерения тонких слоев жидкости, а также иссле­дований распределения остаточной воды в пористой среде пока­зывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. Последняя находится в узких порах кол­лектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно связанная нефть удер­живается в порах капиллярными силами и ограничивается ме­нисками на поверхностях раздела нефть — вода или нефть — газ. Формы существования капиллярно удержанной нефти и ее коли­чество определяются геометрией перового пространства и свой­ствами поверхностей раздела фаз. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах капиллярно удержанная нефть, по-видимому, содержится в мелких капилля­рах в местах контакта зерен.

В природных условиях, кроме пленочной и капиллярно удер­жанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изо­лированных линзах, тупиках и в местных непроницаемых экра­нах и перемычках.

Остаточная нефть этого вида весьма распространена. Дока­зательством служат многочисленные случаи притока чистой нефти в скважины, пробуренные за водонефтяным контактом в промытой части пласта. По этой же причине перераспределе­ние и увеличение отбора жидкости из обводненного пласта иногда приводит к повторному увеличению притока нефти к скважинам.

Если бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70—80%). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свиде­тельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пла­сте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднород­ности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективный — водонапор­ный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться (где это экономи­чески целесообразно) к сохранению естественного или к воспро­изведению искусственного режима вытеснения нефти водой. При этом, однако, возникают свои проблемы улучшения технологии заводнения залежей, так как и при водонапорном режиме, нефте­отдача редко превышает 50—60 % от начальных запасов. Тех­нология заводнения может быть улучшена выбором таких пара­метров процесса, поддающихся регулировке, которые обеспечи­вают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводне­нии залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное натяжение ее на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веще­ствами), вязкость и температуру. Но необходимо предвари­тельно определить скорость вытеснения нефти (или депрессию давления в пласте), обеспечивающую наибольшую нефтеотдачу, и значения упомянутых регулируемых свойств воды, при которых можно получить наибольшую эффективность вытеснения из пла­ста нефти. По всем этим вопросам в нефтепромысловой лите­ратуре опубликованы результаты большого числа лабораторных и промысловых опытов, проведенных различными исследовате­лями. Результаты оказались противоречивыми. В одних случаях, например, нефтеотдача увеличивается с уменьшением поверх­ностного натяжения s и значения ( — угол избиратель­ного смачивания), в других же эта закономерность оказалась более сложной — нефть в большей степени вытеснялась водой, имеющей повышенное поверхностное натяжение, из гидрофиль­ных пористых сред, тогда как низкое поверхностное натяжение оказывалось более эффективным в гидрофобных пластах.

Изучению влияния на нефтеотдачу скорости вытеснения нефти водой из пористой среды также посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов. Часть исследователей считают, что максимальную нефтеотдачу можно получить при небольших скоростях продвижения водонефтяного контакта. Другая часть авторов полагают, что наибольшая нефтеот­дача наблюдается при повышенных скоростях вытеснения нефти водой. Третья часть исследователей пришли к выводу, что конеч­ная нефтеотдача не зависит от скорости вытеснения нефти водой.

По результатам, полученным многими исследователями, полная нефтеотдача не зависит от соотношения вязкости нефти и воды, если профильтровать через породу достаточно большие количества воды. Это также оспаривается другими исследова­телями.

Из сказанного следует, что по важнейшим вопросам физики и физико-химии вытеснения нефти из пористых сред нет единого мнения. Основная причина этого заключается в том, что свойства нефтесодержащих пластов и насыщающих их жидкостей харак­теризуются большим разнообразием. И каждый из упомянутых выше выводов, по-видимому, справедлив, но только для тех условий вытеснения нефти водой, при которых он был получен.

Рассмотренная общая схема вытеснения нефти водой недо­статочно освещает процессы, происходящие в пористой среде при замещении нефти водой или газом. Например, если не учи­тывать количественных показателей, то схема вытеснения нефти водами различного состава из пластов даже с неодинаковыми физическими свойствами остается той же самой. Во всяком случае из нее нельзя получить ответ на вопрос: почему различные воды вытесняют при всех прочих равных условиях неодинако­вое количество нефти из породы? Точно так же одной общей схемы вытеснения недостаточно для решения многих других вопросов промысловой практики, как например, выбор режима нагнетания воды в залежь при ее разрезании, в результате чего обеспечивается наибольшая нефтеотдача, каковы при этом должны быть свойства нагнетаемой воды и как они должны быть связаны со свойствами пластовой системы и т.д.

Выяснить все эти вопросы чрезвычайно важно — при этом открылись бы научно обоснованные пути значительного повы­шения нефтеотдачи пластов за счет правильного подбора каче­ства вод и наиболее эффективного режима вытеснения нефти. Действительно, по результатам многочисленных лабораторных исследований разница в значениях нефтеотдачи породы в про­цессе вытеснения одной и той же нефти водами различного со­става с большим диапазоном скоростей продвижения водонефтяного контакта изменяется в пределах от 0 до 10—15 %, а иногда и более.

Многие исследователи считают, что разница в нефтеотдаче при вытеснении нефти из одной и той же породы водами различ­ного состава получается вследствие неодинакового характера течения и интенсивности капиллярных процессов в пласте.

Для заводненных пластов эта проблема приобретает очень большое значение, в связи с тем, что нефть и вода в пластах, как несмешивающиеся жидкости по разному взаимодействуют с породой, с активными рабочими агентами и между собой в зависимости от насыщенности, компонентного состава нефти, минералогического состава воды, вещественного состава пород и структуры пористой среды.

Заводнение нефтяных залежей при разработке может быть естественным, когда извлекаемая из пластов нефть замещается пластовой водой – контурной или подошвенной, подпирающая нефть, и искусственным, когда нефть из пластов вытесняют водой нагнетаемой с поверхности или других водоносных пластов через специальные скважины. Различие между этими видами заводнения нефтяных скважин могут быть очень большими, но выражаются они одними и теми же показателями:

- коэффициент дренирования залежей

- коэффициент охвата пластов заводнением

- коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды

Этих трех показателей достаточно для полной характеристики эффективности заводнения любого нефтеносного пласта, в целом – нефтеотдачи пласта, как произведения трех указанных коэффициентов и отдельных элементов ее при детальном изучении. При этом в каждый коэффициент вкладывается следующий физический и гидродинамический содержательный смысл.

Коэффициент дренирования залежей - определяет долю их общего нефтенасыщенного объема, в котором обеспечена фильтрация жидкостей данной системой скважин (, и выражается отношением:

Коэффициент охвата пластов заводнением определяет долю объема дренируемого нефтенасыщенного пласта, охваченного (занятого) водой и выражается отношением

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды определяет степень замещения нефти водой в пористой среде и выражается отношением

где начальная насыщенность пористой среды водой,

остаточная нефтенасыщенность пористой среды в зоне, занятой водой.

На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы:

I. на коэффициент дренирования залежей –

1. Расчлененность, прерывистость (монолитность), сбросы пластов.

2. Условия залегания нефти, газа и воды в пластах.

3. Размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания пластов.

4. Состояние призабойных зон пластов, как следствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации.

II. на коэффициент охвата пластов заводнением –

1. Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств).

2. Трещиноватость, кавернозность (тип коллектора).

3. Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента.

III. на коэффициент вытеснения нефти водой –

1. Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов (средняя проницаемость).

2. Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды.

3. Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой

Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов нет, и по-видимому не будет и в будущем. Поэтому методы увеличения остаточных запасов нефти из заводненных пластов должны подбираться и обосновываться (с точки зрения системы и технологии) исходя из основных факторов, снижающих показатели эффективности заводнения.

Большая часть из этих факторов относится к категории управляемых.

К числу управляемых факторов относятся:

- размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания;

- состояние призабойных зон пластов вследствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации;

- трещиноватость пластов;

- соотношение вязкостей нефти и вытесняющей воды;

- межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой;

- смачиваемость поверхности пор (гидрофильность, гидрофобность).

К неуправляемым факторам, влияющим на показатели эффективности заводнения относятся:

- расчлененность, прерывистость, сбросы пластов;

- условия залегания нефти, газа и воды в пластах;

- микронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчиваемость свойств);

- тип коллектора;

- микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов, средняя проницаемость.

Эффективность использования геологических запасов нефти залежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Q_ни к начальным балансовым запасам Q_нб:

b= Q_ни / Q_нб.

Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.

Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной S_н и остаточной S₀ нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е.

b=(S_н –S₀)/S_н.

Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является, по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно. Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больше.

Коэффициент физической нефтеотдачи b_физ – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат:

b_физ=(Q_ни +DQ)/Q_нб,

где DQ – количество нефти, добываемой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти.

При анализе разработки нефтяных месторождений возникает необходимость в оценке степени использования запасов в частично выработанных зонах залежи. Для такой оценки в общем случае, независимо от метода воздействия или при отсутствии искусственного воздействия на залежь, можно пользоваться коэффициентом использования запасов, который в отличие от коэффициента нефтеотдачи характеризует незавершенный, продолжающийся процесс разработки залежи.

Коэффициентом использования запасов b_и называется относительная величина, показывающая, какая доля извлекаемых запасов нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности разработки:

где - суммарная добыча нефти из залежи с начала разработки до какого-то определенного момента времени t; Q_i(t) – функция годового отбора нефти в зависимости от времени разработки.

В частом случае при вытеснении нефти из пласта водой или другими агентами, т.е. при искусственном воздействии на залежь, для оценки степени использования запасов нефти в частично выработанной залежи можно пользоваться коэффициентом выработки, также характеризующим незавершенный процесс разработки залежи.

Коэффициент выработки b _в – это относительная величина, показывающая, какая доля балансовых запасов нефти извлекается из залежи (или части ее), не выработанной до предела экономической рентабельности разработки при вытеснении нефти различными агентами (водой, газом, взаимно смешивающимися жидкостями и т.д.):

где Q_нбв –начальные балансовые запасы нефти в объеме пласта, охваченном воздействием к данному моменту времени.

В настоящее время не существует общепринятого представления о характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах. Эта проблема чисто фундаментальная.

После завершения разработки нефтяной залежи в ней остается значительное количество остаточной нефти. Природа остаточной нефти разнообразна. В настоящее время имеются лишь косвенные представления о распределении остаточной нефти. Можно считать, исходя из многообразия факторов, что реально образуются различные формы остаточной нефти как в пределах конкретного объекта разработки, так и для месторождений различного типа.

По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределены следующим образом:

1) нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой – 27%;

2) нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;

3) нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%;

4) капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%

Остаточная нефть (п.п. 1-3), которая не охвачена процессом заводнения вследствие высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Величину остаточной нефтенасыщенности определяют по данным анализа керна из обводненных пластов, геофизическими методами, позволяющими определить нефтеводонасыщенность пород околоскважинной зоны, геофизическими измерениями в обсаженных скважинах (ИННК).

Остаточные запасы нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кальматацией призабойных зон при бурении и нагнетании воды.

Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие силы.

Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером пор и поровых каналов.

Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах переформирования насыщенности пластов нефти и водой незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).

Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величина этого градиента может составлять 0,1–10 МПа/м. Его действие приводит к всплытию воды в нефти или газа в нефти.

Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.