Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки

       Острота проблемы увеличения нефтеотдачи пластов  обусловлена тем обстоятельством, что при неуклонном спаде добычи нефти, истощении легко доступных  активных запасов, расположенных в  благоприятных природно-геологических  условиях, в стране практически отсутствуют эффективные технологии по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Имеющиеся инженерные решения в этом направлении в основном носят поисковый характер и, как правило, имеют ряд серьезных ограничений.

       Доля  активных запасов в стране, оцененная рядом авторов, не превышает 50 % от общего объема остаточных запасов нефти. Следовательно, перспектива всей нефтедобывающей отрасли и научных изысканий, в частности, связана с совершенствованием разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

       Решение проблемы повышения эффективности  разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами связано с созданием новых и усовершенствованием существующих физико-химических методов, обеспечивающих более полное извлечение нефти и уменьшение объемов добычи попутной воды. В связи с этим важное значение приобретают методы регулирования разработки месторождений, вступающих в позднюю стадию, с высокой выработкой запасов и значительной обводненностью добываемой продукции.

       В СССР и России начиная с 50-х годов стали настойчиво искать способы повышения эффективности заводнения нефтяных месторождений и увеличения конечной нефтеотдачи пластов.

       В начале повышение эффективности  заводнения осуществлялось в основном изменением схемы размещения водонагнетательных скважин (законтурное, осевое, блоковое, очаговое, избирательное, площадное и др.). Много внимания уделялось оптимизации давления нагнетания воды, выбору объектов разработки, повышению эффективности заводнения за счет рационального размещения добывающих скважин и др.

       Результаты  применения повышенных давлений на линии  нагнетания, близких к горным, показали, что с увеличением перепада давления между пластом и скважиной  происходит увеличение работающей толщины  и коэффициента гидропроводности пласта. Среднее увеличение работающей толщины пласта при росте давления 132 с 11 до 15 МПа составляет около 20

       В начале 60-х годов стали усиленно изучать методы улучшения нефтевытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали исследовать и применять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др. Эти методы были направлены на устранение или уменьшение отрицательного влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефть в заводненных объемах пластов.

       К этим способам относятся применение слабоконцентрированных растворов  водорастворимых ПАВ, щелочей и  полимеров, циклическое воздействие на пласт, изменение направления потоков жидкостей и другие, увеличивающие нефтеотдачу на 2— 8 %. К наиболее высокопотенциальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением и мало¬вязкой нефти мицеллярными растворами, увеличивающими нефтеотдачу на 15— 20 %. Эффективность метода вытеснения нефти углекислым и углеводородным газами, совмещенного с заводнением, занимает промежуточное положение (5— 15 %).

       С ростом обводненности добываемой жидкости эффективность приведенных выше МУН снижается и при высокой обводненности они становятся малоэффективными. Поэтому масштабы их применения к 1992— 1993 гг. сократились.

       Неоднородность  продуктивных пластов по проницаемости, как было показано в предыдущих разделах, обусловливает то, что закачиваемая для ППД вода проходит по наиболее проницаемым пропласткам и слоям, оставляя не выработанными менее проницаемые прослои. Разработка продуктивных пластов системой скважин в условиях неоднородных пластов ведет к образованию застойных зон между скважинами (в том числе и в высокопродуктивных пластах), обусловливаемому гидродинамикой процессов вытеснения и распределением поля давлений в системе скважин. В таких измененных геолого-промысловых условиях разработки продуктивных пластов основным условием повышения эффективности их эксплуатации становится значительное снижение проницаемости обводненных наиболее проницаемых прослоев пласта с тем, чтобы направить закачиваемую воду в менее проницаемые малообводненные прослои, а также изменить распределение поля давлений с целью охвата заводнением застойных зон. В связи с этим были начаты и получили развитие лабораторные и промысловые исследования, направленные на разработку методов увеличения коэффициента охвата пластов воздействием закачиваемой водой.

       Наряду  с закачкой больших объемов растворов  химреагентов в последние годы начали закачивать сравнительно небольшие объемы химических реагентов, которые ведут к так называемому направленному изменению свойств призабойной зоны пласта. Одним из таких методов является применение вязкоупругих составов, представляющих собой растворы полиакриламида с повышенным содержанием сшивателя и других химических продуктов.

       При разработке монолитных пластов с  резкой неоднородностью по проницаемости  или при наличии в разрезе  двух или более пластов (пропластков) получают применение биополимеры, гипан + жидкое стекло, управляемая гелевая система (жидкое стекло + соляная кислота), резиновая крошка, кремнийорганический продукт и другие.

       В терригенных коллекторах, представленных большим количеством малопроницаемых  пластов со значительным содержанием  глинистых материалов, нефть вырабатывается слабо. Для их активного вовлечения в эксплуатацию разработаны различные методы: декольматация, разглинизация, воздействие на призабойную зону пласта различными волновыми и другими физическими методами в сочетании с применением химических реагентов, например, акустико-химическое воздействие (АХВ), комплексное химико-депрессионное воздействие (КХДВ). Все большее применение находят физические методы: термобароимплозионное воздействие (ТБИВ), депрессионная перфорация (ДП), сейсмоакустическое воздействие. Эти методы применяются в нагнетательных скважинах для увеличения приемистости и выравнивания профиля приемистости, а также увеличения дебитов добывающих скважин.

       В последние годы получают развитие методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов. Их перспектива связана, в первую очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и экологической безопасностью.

       Методы  вибросейсмического воздействия на призабойные зоны скважин известны уже более 20 лет, широко испытываются на промыслах, и предварительные результаты показывают их перспективность.

       В последние годы, благодаря созданию мощных источников вибрации и теоретической  разработке основ процессов локализации  и накопления энергии в заданных точках, стало возможным приступить к созданию технологий увеличения нефтеотдачи пластов, особенно истощенных в процессе разработки традиционными методами. Механизм воздействия механических волн на пластовые системы и технические средства для его реализации изучаются отечественными и зарубежными авторами.

       Как видно из приведенного краткого обзора, за последние годы исследователями в содружестве с промысловыми инженерами выполнены значительные работы по созданию новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов, достаточно эффективные в условиях высокой обводненности нефтяных залежей.

       Анализ  результатов промысловых испытаний  новых способов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов показывает, что для залежей, находящихся на поздней стадии разработки, наиболее перспективными являются физико-химические, гидродинамические, волновые и микробиологические методы воздействия на пласт. Применение указанных методов воздействия на обводненные пласты может привести к повышению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды или к увеличению коэффициента охвата воздействием закачиваемой водой, или одновременному увеличению как коэффициента вытеснения, так и охвата воздействием.

       Таким образом, МУН пластов на поздней  стадии заводнения залежей можно  разделить на три группы:

       1) методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды;

       2) методы, направленные на повышение охвата залежи воздействием воды;

       3) методы комплексного воздействия на залежь, позволяющие одновременно увеличить как коэффициент вытеснения нефти, так и охват пласта воздействием.

       Методы  увеличения коэффициента вытеснения нефти  с использованием различных химических продуктов применяются на начальных стадиях разработки месторождений.

       При использовании второй группы методов, основанных на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора, примененяют полимеры, полимеры со сшивателями, полимердисперсные системы (ПДС), коллоидно-дисперсионные системы (КДС), волокнисто-дисперсные системы (ВДС) и другие осадкогелеобразующие композиции. Эти методы наиболее широко начали применяться на поздней стадии разработки месторождений, что связано со снижением эффективности гидродинамических и ряда физико-химических методов на основе ПАВ, кислот и щелочей.

       Рис. 5.1. Классификация физических и физико-химических МУН, применяемых при высокой обводненности нефтяных залежей. 

       Комплексное воздействие на нефтеводонасыщенный  коллектор достигается при использовании следующих технологий:

       1) закачка алкилированной серной кислоты (АСК);

       2) щелочно-силикатное и щелочно-полимерное заводнение,

       применение  тринатрийфосфата;

       3) комбинированные технологии, основанные на закачке ПДС с поверхностно-активными веществами и щелочами, ПДС - СТА (стабилизированный тощий абсорбент) и др.;

       4) методы, основанные на совместной закачке полимеров, ПАВ, кислот, щелочей и растворителей;

       5) совместное использование физических методов (акустическое воздействие, вибровоздействие) и нефтевытесняющих агентов;

       6) гидродинамические МУН.

       Рассмотрим более подробно некоторые из МУН, прошедших широкие промысловые испытания и показавших достаточно высокую технологическую и экономическую эффективность.

5.2. Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.

5.2.1.Применение водорастворимых ПАВ.

       Первые  результаты экспериментальных и  промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ (ПАВ) как  добавок при заводнении нефтяных пластов были опубликованы в США в 40 — 50-х годах.

       За  рубежом используют ПАВ в основном ионогенного типа в различных компонентных составах. Впервые в отечественной практике этот метод в виде водных растворов ПАВ типа ОП-10 проходил промышленные испытания с 1964 г. на Арланском месторождении. Технологии заводнения нефтяных залежей с применением водорастворимых и нефтерастворимых ПАВ испытывались на более чем 30 опытных участках месторождений России, приуроченных к различным типам коллекторов.

       Механизм  процесса вытеснения нефти из пластов  водным малоконцентрированным раствором ПАВ типа ОП-10 основан на снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой с 35— 45 до 7— 8,5 мН/м и изменении краевого угла смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Следовательно, натяжение смачивания (a cosB) уменьшается в 8— 10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что оптимальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде следует считать 0,05— 0,1 %.

       При вытеснении нефти растворами ПАВ  последние могут дифундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, отчего изменяются реологические свойства нефти.

       Показано, что после контакта исследовавшихся  нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры в нефти облегчает продвижение ее капель через поры пласта - нефтеотдача возрастает. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей.

       Вытеснение  нефти водным малоконцентрированным  раствором ПАВ при начальной  нефтенасыщенности и сниженном  межфазном натяжении приводит к  уменьшению объема нефти, блокированной  водой в крупных порах заводненной части пласта, но несущественному.