Фазовые проницаемости. Кривые относительных фазовых проницаемостей

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности норового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами.

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков — движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Рассмотрим вначале графики двухфазного потока. Движение смеси нефти и воды. На рис.10.2 приведена зависимость относительной проницаемости песка для нефти и воды от насыщенности S порового пространства водой

, , (10.24)

где: k_н и k_в — фазовые проницаемости для воды и нефти;

k — абсолютная проницаемость.

 

Если в несцементированном песке содержится 20% воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю (т. е вода является неподвижной фазой). Это связано с тем, что при небольшой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах, в узких местах контактов зерен, не участвующих в фильтрации жидкостей, а также в виде неподвижных местных пленок и микрокапель располагается на поверхности породы. В некоторой части пор она все же содержится и поэтому фазовая проницаемость по нефти вскоре после начала увеличения водонасыщенности быстро уменьшается и в присутствии 30% связанной воды относительная проницаемость для нефти снижается уже в два раза. Из этого следует, что необходимо беречь нефтяные пласты и забои скважин от преждевременного обводнения. При проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает их водонасыщенность в наиболее узкой части потока (в призабойной зоне пласта). В результате значительно уменьшается относительная проницаемость пород для нефти, а также уменьшается дебит скважины. Водные фильтраты бурового раствора (не обработанного специальными веществами) обычно прочно удерживаются породами вследствие гидрофильных свойств последних и плохо удаляются из пор пласта при освоении скважин.

Рис. 10.2 Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства. Поверхностное натяжение жидкостей: 1 — 34 мН/м; 2 — 5 мН/м.

 

Из рис.10.2 также следует, что если водонасыщенность песка S составляет 80%, относительная проницаемость для нефти уже равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20%, а в песчаниках, как увидим далее, оказывается еще большей. Нефть в таком случае прочно удерживается в породе капиллярными и другими силами.

Изменение физико-химических свойств жидкостей влияет на движение фаз. Известно, например, что с уменьшением поверхностного натяжениях нефти на разделе с водой снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды, в результате увеличиваются относительные проницаемости породы для жидкости (рис.10.2).

Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочными и сильно минерализованными хлоркальциевыми водами. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с хлоркальциевыми. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды.

При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности (рис.10.3).

Рис.10.3. Влияние соотношения вязкости на относительные проницаемости песка пористо­стью 40—42% (к = 3, 2—6, 8 мкм²) для нефти и воды: 1 — нефть; 2 — вода.

 

Изменения свойств пластовой системы, сопровождающиеся ухудшением условий фильтрации фаз, приводят к уменьшению относительных проницаемостей породы для нефти и воды. С уменьшением проницаемости (например при одинаковом значении пористости) повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это означает, что вода, чаще всего смачивающая поверхность породы, лучше, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности.

Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому линии проницаемостей располагаются ниже, чем соответствующие кривые, полученные для пористых сред большой проницаемости.

Сумма эффективных проницаемостей фаз обычно меньше величины абсолютной проницаемости породы, а относительная проницаемость изменяется от нуля до единицы. Следует, однако, отметить, что в последнее время высказывается мнение о возможности получения при определенных условиях относительной проницаемости одной из фаз, превышающей единицу.

В заключение следует отметить, что при движении нефти и воды (так же как и при фильтрации любых других фаз) в пористой среде их относительные объемные скорости течения (водо-нефтяной фактор) определяются не только относительной проницаемостью, но и соотношением вязкости фаз.

 

10.3 Различия вязкостей нефти и воды как фактор, осложняющий процесс вытеснения нефти. Параметр безразмерной вязкости μ ₀, его влияние на характер выработки запасов.

 

Безразмерная вязкость – величина характеризующая различие физических свойств нефти и вытесняющего агента (в основном воды).

Определяется отношением вязкости нефти к вязкости вытесняющего реагента (в частности воды).

, (10.25)

где: µ₀ – безразмерная вязкость;

µ_н – вязкость нефти;

µ_в – вязкость воды.

 

В гидрофильных пористых средах (θ ≤ 30°) полнота извлечения нефти определяется прежде всего действием капиллярных сил. При малых скоростях фильтрации вода капиллярно впитывается в мелкие норовые каналы, тогда как более крупные поровые каналы остаются не охваченными вытесняющим агентом. В рассматриваемом случае капиллярные силы ухудшают условия вытеснения нефти, поскольку оставшаяся в крупных порах несмачивающая фаза находится в виде изолированных глобул или насыщает сравнительно высокопроницаемые участки однородного пласта, которые со всех сторон охвачены нагнетаемой водой. При этом оставшаяся в таком виде в норовом пространстве нефть при практически возможных скоростях фильтрации остается неподвижной.

Исходя из теоретических соображений, при повышении скорости фильтрации в крупных порах под действием градиента гидродинамического давления до скорости капиллярного проникновения в мелкие поры воды должна наступить оптимальная или критическая скорость, при которой в любом сечении линейного пористого образца фронт воды независимо от размеров поровых каналов перемещается с одной и той же скоростью. При этом должна достигаться максимальная безводная нефтеотдача.

При дальнейшем повышении скорости вода более активно проникает в крупные поровые каналы, что должно привести к расчленению нефтяной фазы на макроцелики с последующим их капиллярным диспергированием на более мелкие целики. Безводная нефтеотдача при этом должна умень­шаться.

По литературным данным отмечается две типичные зависимости без­водной нефтеотдачи от скорости фильтрации: а) безводная нефтеотдача увеличением скорости вытеснения достигает некоторого значения и стабилизируется на этом уровне; б) с увеличением скорости фильтрации безводная нефтеотдача уменьшается. Эта зависимость получена в экспе­риментах с повышенной вязкостью нефти.

В ре­зультате экспериментальных исследований на объемно-прозрачных моде­лях пористых сред, проведенных Б. Е. Киселенко, установлена связь между безводной нефтеотдачей и характером продвижения фронта воды в зависимости от отношения вязкостей нефти и воды и скоростей вытес­нения.

Анализируя кривые 1, 2, 3 (рис.10.4) можно видеть, что для каждого соотношения вязкостей (до ) существует определенный диапазон скоростей вытеснения, при которых безводная нефтеотдача остается по­стоянной и примерно одинаковой. Это область устойчивого продвижения водонефтяного контакта, где имеется благоприятное сочетание капилляр­ных и вязкостных сил в процессе вытеснения. По мере увеличения отношения вязкостей диапазон скоростей, при которых происходит устойчивое продвижение фронта вытеснения, уменьшается. При весьма высоких, а также низких скоростях вытеснения (рис.10.4, кривая 1) величина безводной нефтеотдачи умень­шается. Опыты показали, что это снижение безводной нефтеотдачи при скоростях, близких к капиллярному вытеснению, и отношениях вязкостей нефти и воды, близких к единице, связано с неравномерным продвижением водонефтяного контакта. Из-за микронеоднородности пористой среды образуются языки воды, проникающие в нефтяную часть пласта под дей­ствием капиллярных сил. Размер зоны, занятой языками воды, в экспе­риментах не превышал 20% длины модели пласта.

Рис.10.4 Зависимость безводной нефтеотдачи от отношения вязкости нефти, воды и скоростей вытеснения

 

С увеличением отношения вязкостей роль капиллярных языков в формировании фронта вытеснения резко уменьшается (от кривой 1 к кривой 3). При отношении вязкостей, равном 10, снижение безводной нефтеотдачи при малых скоростях не наблюдается.

При больших скоростях (больших критических) наступает снижение безводной нефтеотдачи (кривая 1), что объясняется нарушением устой­чивости продвижения водонефтяного контакта. Наблюдается вязкостная неустойчивость, при которой вода в виде языков проникает в нефтяную часть пласта. С увеличением отношения вязкостей нефти и воды (кривые 1, 2, 3) вязкостная неустойчивость наступает при более низких скоростях вытеснения, т. е. уменьшается диапазон скоростей, при которых проис­ходит устойчивое продвижение водонефтяного контакта.

В опытах при отношениях вязкостей и выше практически ни при каких скоростях вытеснения не удавалось получить устойчивого продвижения водонефтяного контакта. О неустойчивом продвижении можно заключить и из анализа кривых 4, 5, 6 на рис.10.4.

Одним из способов повышения коэффициента нефтеотдачи залежей вязкой нефти является искусственное снижение отношения вязкостей нефти и воды (закачка загущенной воды).

Графики, построенные по результатам экспериментов по закачке загущенной воды (вода и глицерин) при постоянной скорости вытеснения (v = 0, 008 см/с), приведены на рис.10.5.

Рис.10.5 Зависимость нефтеотдача от количества прокачанной жидкости

Опыты были продолжительные, причем количество закачанной в пласт воды было доведено до двух объ­емов. По данным всех кривых нефтеотдача при дальнейшей прокачке после прорыва воды через пласт продолжает нарастать. Однако достигаемая нефтеотдача оказывается различной, чем больше отношение вязкостей, тем она меньше.

Применение загущенной воды позволяет увеличить нефтеотдачу, что можно установить путем сравнения кривых 2 и 3 с кривой 4. Выше оказалась нефтеотдача и в том случае, когда закачку загущенной воды производили с самого начала процесса вытеснения (кривая 2). Когда же загущенную воду закачивали после того, как из модели пласта добыли около одного объема жидкости, первоначально находившейся в пласте, т. е. пласт был значительно заводнен (кривая 3), нефтеотдача оказалась ниже. Однако загущение воды не дает возможности получить при одной и той же величине μ ₀ такую же нефтеотдачу, как при нефти с меньшей вязкостью (кривая 1).

Совместное рассмотрение кривых 2 и 3 на рис. 10.5 приводит к выводу, что загущенная вода дает лучший результат при закачке ее с самого начала процесса.

Безразмерная вязкость существенно влияет на характер эксплуатации скважин, выработку запасов и параметры разработки залежи. На рисунке 10.6 представлены кривые зависимости КИЗ от обводненности добываемой продукции при различных безразмерных вязкостях.

Рис.10.6 Кривые зависимости КИЗ от обводненности добываемой продукции при различных безразмерных вязкостях

 

Исходя из графика, можно выделить 3 области с различными показателями: 1 - µ0=3; 2 - µ0< 3; 3 - µ0> 3

1. При соотношении вязкости нефти и вытесняющего реагента равной 3 (или близкой к 3) обводненности добываемой продукции происходит постепенно, по линейному закону. Это связано с тем, что из-за незначительной разницы в вязкостях прорыв закачиваемого реагента по пласту происходит поинтервально и постепенно.

2. При соотношении вязкости нефти и вытесняющего реагента меньше 3 наблюдается продолжительный период безводной или низкообводнённой эксплуатации. Это связано с тем, что закачиваемый реагент наиболее полно вытесняет нефть из пор, движется по пласту с меньшей скоростью. Но при дохождении фронта вытеснения до добывающих скважин происходит мгновенное их обводнение. В связи с тем, что в весь нефтяной вал был вытеснен перед фронтом. При этом возможен перевод обводившихся скважин под нагнетание.

3. При соотношении вязкости нефти и вытесняющего реагента выше 3 происходит быстрый прорыв закачиваемого вытесняющего реагента к добывающим скважинам. Сначала по системе трещин и впоследствии к обводнению всего интервала. Из-за значительной разницы в вязкостях нефть остаётся захороненной в породе в низкопроницаемых поропластах, фронт вытеснения не равномерен, к скважинам прорываются языки воды.

С ростом µ₀ (при одинаковой насыщенности породы) доля нефти в потоке жидкости будет падать.

Снижение µ₀ приводит к разработке месторождения с более низким водо-нефтяным фактором. Это в свою очередь позволяет в процессе разработки добывать меньше закачиваемой воды, что ведёт к снижению затрат на её отделению, обработке и закачке обратно в пласт.

Методы применяемые для снижения µ₀:

1. Снижение вязкости нефти – для снижения вязкости необходимо повысить температуру пласта, тем самым и нефти. Для этого используют закачку пара, горячей воды, внутрипластовое горение.

2. Увеличение вязкости закачиваемого реагента – для увеличения вязкости используют специальные загустители. Закачка полимеров. Сшитых компонентов с водой.

Метод снижения µ₀ выбирают на основе экономической целесообразности (учитывая затраты на технологию с одной стороны и увеличение КИН и снижения обводненности с другой).

 

10.4 Методы повышения коэффициента нефтеизвлечения (КИН).

 

История развития нефтедобычи в нашей стране показала, что поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт является высокопотенциальным и эффективным методом разработки нефтяных месторождений.

Несмотря на все достоинства метода заводнения, он, тем не менее, не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в неоднородных пластах и при повышенной вязкости нефти. Поэтому в 50-х-70-х годах прошлого столетия велись интенсивные теоретические и лабораторные исследования механизма заводнения нефтяных пластов и поиск методов повышения эффективности заводнения и методов увеличения нефтеотдачи пластов.

За рубежом, как правило, применяется трехэтапная схема разработки нефтяных месторождений:

1. разработка на естественном режиме, которая называется первичным методом разработки;

2. поддержание пластового давления закачкой воды, (вторичный метод);

3. применение методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН) (третичные методы).

В СНГ разработка на естественном режиме играет вспомогательную роль, т.е. применяется, в основном, двух этапная схема разработки. Все методы повышения нефтеотдачи пластов применяются в сочетании с заводнением.

В прямом смысле методы повышения нефтеотдачи пластов – это такие методы, которые направлены на повышение степени извлечения нефти из всего объема пласта. С учетом того, что коэффициент нефтеизвлечения определяется по формуле:

, (10.26)

 

К_выт – отношение максимально возможного объема извлеченной нефти из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков.

По госстандарту за К_выт принимают отношение вытесненного объема нефти из образца керна к начальному объему нефти в этом образце при прокачке воды до десяти поровых объемов.

Коэффициент вытеснения зависит

• от физических свойств пласта,

• его микронеоднородности, смачиваемости пород водой,

• характера проявления капиллярных сил,

• структурно-механических свойств нефти,

• от температурного режима пластов.

Коэффициент вытеснения нефти водой для месторождений не превышает 0, 6 - 0, 7; коэффициент охвата - от 0, 7 до 0, 9.

Коэффициент охватазалежи, представляет собой отношение части эффективного объема эксплуатационного объекта, включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которыми она располагает, к общему эффективному объему залежи (объекта).

При разработке газовых и газоконденсатных залежей, которая осуществляется с использованием возможностей природных режимов, в условиях непрерывно снижающегося пластового давления вследствие большой подвижности пластового газа весь объем залежи обычно представляет собой единую гидродинамическую систему, все точки которой взаимодействуют между собой. В результате практически весь объем залежи включается в процесс дренирования, т. е. К_охв=1

Условия разработки нефтяных эксплуатационных объектов, особенно при больших площадях нефтеносности и повышенной вязкости нефти, часто характеризуются слабой гидродинамической связью между отдельными их частями, в результате чего изменение давления в одной точке объекта может не оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим величина К_охв часто меньше единицы.

На коэффициент охвата пластов заводнением влияют следующие факторы :

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

2. Трещиноватость, кавернозность(тип коллектора);

3. Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего объекта.

Знание перечисленных факторов и их вляния на эффективность заводнения месторождений необходимо для обоснования методов повышения нефтеотдачи, систем размещения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти.

Или коэффициентом нефтеотдачи называют – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Q_ник начальным балансовым запасам Q_нб:

, (10.27)

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 который предполагается завершить в определенных условиях.

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

, (10.28)

Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, а показывает 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, и показывает только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно.

К методам увеличения нефтеотдачи следует отнести такие, которые позволяют увеличить хотя бы одну из его составляющих – коэффициента вытеснения или коэффициента охвата заводнением.

В 50-х годах 20 -го века повышение эффективности заводнения осуществлялось, в основном, изменением схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин (законтурное, блоковое, очаговое, площадное заводнение), оптимизацией давления нагнетания, выбором объектов заводнения и др.

В начале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных химреагентов: полимера, поверхностно-активных веществ, щелочи, кислот и др. Одновременно продолжалось совершенствование системы разработки. Начали применять метод нестационарного заводнения и изменение направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости, уплотнение сетки скважин.

В 80-х годах на месторождениях проводились широкомасштабные опытно-промышленные работы по применению физико-химических и тепловых методов разработки.

Начиная с 90-х годов ХХ века начали широко применять горизонтальную технологию бурения скважин (ГС, разветвленный, боковые стволы) и микробиологическое (микроорганизмы – бактерии за счет разложения части нефти выделяют газы и ПАВ) воздействия.

Методы повышения нефтеотдачи пластов известный специалист в области нефтеотдачи Сургучев М.П. предлагает разбить на следующие группы:

1. Гидродинамические методы, куда относятся технология нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков, метод форсированного отбора жидкости, оптимизация плотности сетки скважин и разукрупнение эксплуатационных объектов;

2. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. К ним можно отнести закачку водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров, щелочей, эмульсий, кислот, воздействие на пласт физическими полями;

3. Газовые методы: закачка углеводородных газов, двуокиси углерода СО₂, дымовых газов, азота;

4. Тепловые методы: закачка горячей воды, водяного пара, внутрипластовое горение.

5. Микробиологические методы.

По целевому назначению и механизму воздействия можно выделить следующие группы:

1. Повышение охвата дренированием:

• Совершенствование системы размещения скважин;

• Выделение объектов разработки;

• Совершенствование методов вскрытия пластов.

2. Выравнивание фронта вытеснения и повышение охвата заводнением:

• циклическое воздействие на пласт;

• закачка водогазовых смесей;

• щелочное заводнение;

• полимерное заводнение (загустители воды).

3. Повышение К_выт и снижение остаточной нефти в заводненной зоне.

Эти методы можно разбить на следующие направления:

3.1. Снижение вязкости нефти, объемное расширение нефти:

• тепловые методы воздействия на пласт;

• закачка СО₂;

• микробиологические методы.

3.2. Снижение межфазного натяжения:

• закачка микроэмульсии;

• закачка растворов щелочи и ПАВ;

• закачка газов высокого давления.

3.3 Ослабление молекулярных связей:

• вибровоздействие;

• воздействие физическими полями: электрическими, акустическими, магнитными.

За счет применения заводнения и всевозможных МУН конечный коэффициент извлечения нефти можно довести:

• при вязкости нефти 10 мПа⋅ с до 77-70%;

• при вязкости нефти 10-50 мПа⋅ с до 70-60%;

• при вязкости нефти 50-200 мПа⋅ с до 60-56%;

Остаточные запасы нефти в пласте находятся в заводненных зонах, в слабопроницаемых заводненных зонах, а также в обособленных линзах в разрезе и в плане, совсем не охваченные дренированием системой скважин. При столь широком многообразии состояния остаточной нефти, а также при большом различии свойств нефти и воды и неоднородности нефтенасыщенных пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи пластов.

Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов, в основном, характеризуется направленным воздействия на одну-две причины образования остаточной нефти.

Различные МУН характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов:

водогазовое воздействие на 5-10%;

полимерное заводнение на 5-8%;

щелочное заводнение на 2-8%;

закачка СО₂ на 8-15%;

закачка пара на 15-35%;

внутрипластовое горение на 15-30%.

Для нормального развития технологии и уменьшения риска неэффективных затрат на применение новой технологии она проходит следующие этапы:

1. Изучение физико-химических свойств, гидрогазотермодинамических явлений;

2. Определение условий вытеснения нефти, воздействия на нефть и пористую среду;

3. Проведение лабораторных опытов по вытеснению и изучение механизма процесса;

4. Реализация технологии в промысловых условиях на опытных участках;

5. Проектирование – создание математических моделей, методов проектирования, изучение технологии;

6. Промышленные испытания в различных геолого-физических условиях;

7. Технико-экономическое обоснование применения метода в промышленном масштабе, определение потребных материально-технических средств и масштаба применения;

8. Задание и производство химических продуктов, технических средств и, оборудования;

9. Промышленное внедрение технологии на месторождениях.

Наряду с методами увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях применяются большое количество различных методов интенсификации добычи нефти и обработки призабойной зоны скважин. Нередко ряд авторов эти методы также относят к методам увеличения нефтеотдачи пластов, что неверно.

К методам увеличения нефтеотдачи следует отнести только те методы, которые, воздействуя на объем пласта, приводят к увеличению извлекаемых запасов нефти.

Методы ОПЗ, в отличие от методов увеличения нефтеотдачи пластов, только ускоряют (интенсифицируют) процесс извлечения нефти из пласта. Они воздействуют только на малый объем пласта, поэтому принципиально не могут повысить ни коэффициент вытеснения, ни коэффициент охвата процессом заводнения.

Следует, однако, заметить, что в определенных условиях воздействие на призабойную зону скважин может способствовать увеличению нефтеотдачи пласта.

Рассмотрим кратко сущность методов повышения нефтеотдачи пластов.

Назначение гидродинамических методов - увеличение коэффи­циента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагне­тания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и по­рядке их ввода в работу. Эти методы представляют собой даль­нейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и по­этому не требуют существенного изменения ее.

Циклическое заводнение

Технология его заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным груп­пам скважин. В результате такого нестационарного воздейст­вия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых про­слоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение рас­хода или прекращение закачки воды) вода удерживается ка­пиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть вы­ходит из них.

Основные критерии эффективного, применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие сло­исто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (бо­лее раннее применение метода: на начальной стадии повыше­ние нефтеотдачи составляет 5-6 % и более, тогда как на поздней - лишь 1 -1, 5%); в) технико-технологическая возмож­ность создания высокой амплитуды колебаний давления (рас­ходов), которая реально может достигать 0, 5-0, 7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (сред­него расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения дав­ления - сокращаться до нуля в результате отключения нагне­тательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каж­дая из нагнетательных и добывающих скважин работает в ре­жиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспече­ния более равномерной нагрузки на оборудование залежь не­обходимо разделить да отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

Изменение направлений фильтрационных потоков

Технология метода заключа­ется в том, что закачка воды прекращается в одни скважины из­менение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во- первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось кото­рых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю­щейся водонасьпценности).

Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан­ций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений и др.). Он позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением.

Форсированный отбор жидкости

Технология заключается в поэтапном увеличе­нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав­ления). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения забойного. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлека­ются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.

Усло­виями эффективного применения метода считают: а) обвод­ненность продукции не менее 80-85 % (начало завершающей стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения де­битов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропуск­ная способность системы сбора и подготовки продукции доста­точна).

Газовые методы:

В настоящее время ограничились применением углеводород­ного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.

Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких неф­тей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м³) при дав­лении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа- 15-20 МПа (для сравнения сжиженного - 8 -10 МПа). С улучшением смесимости повы­шается нефтеотдача.

Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью по­род и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнета­тельных скважин).

Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать: углы падения пластов: при углах более 15° закачка газа в сводовую часть, при меньших — площадная закачка (в по­логих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти); глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глу­бине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано; однородность пласта по проницаемости и невысокую вяз­кость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная не­устойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины; гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природ­ный газ соседних газовых месторождений или газ из магист­ральных газопроводов. Приемистость скважин устанавливают опытно или оцени­вают по формуле дебита газовой скважины, умножая расчет­ное значение на опытный коэффициент. Для поддержания дав­ления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, при­веденных к пластовым условиям. Разделив общий расход на приемистость одной скважины, можно определить число газо­нагнетательных скважин. Обычно давление нагнетания на 15-20 % выше пластового давления.

⇐ Предыдущая14151617181920212223Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. Анализ относительных показателей финансовой устойчивости
2. Затвердевание металлических материалов. Термические кривые охлаждения при кристаллизации металлов.
3. Использование относительных ссылок
4. Кривые безразличия и их свойства
5. Модуль 2. Фазовые равновесия в силикатных системах и диаграммы состояния
6. На рисунке изображены кривые предельных издержек (МС), предельного дохода (MR) и среднего дохода (AR) фирмы – монопольного производителя.
7. Ординалистская функция полезности. Бюджетные ограничения и кривые безразличия
8. ОТЖИГ БЕЗ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ
9. СИСТЕМЫ ИМЕНОВАННЫХ И ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ЕДИНИЦ
10. Три уровня строения материала; фазовые переходы 1 и 2 рода.