Повышение эффективности разработки низкопроницаемых неоднородных коллекторов при газовом и водогазовом воздействии
Практически все месторождения Западной Сибири разрабатываются с помощью заводнения, при этом более половины запасов нефти остаются в пласте. Для низкопроницаемых коллекторов коэффициент извлечения нефти ниже 0,3. Эффективность систем ППД падает по причине преждевременного прорыва закачиваемых вод по пропласткам и зонам с высокой проницаемостью, а в низкопроницаемые зоны вода практически не поступает. Для повышения эффективности разработки запасы нефти, сосредоченные в низкопроницаемых коллекторах, необходимо разрабатывать с поддержанием пластового давления (ППД) [26, 81, 98, 23]. Исследование возможности и эффективности использования газа, водогазовых смесей в качестве рабочего агента для поддержания пластового давления в низкопроницаемых коллекторах также является актуальной задачей исследований, поскольку при разработке низкопроницаемых коллекторов отмечается сравнительно низкий коэффициент приёмистости скважин ППД, обусловленный повышенным содержанием глинистого материала в виде цемента в породах коллектора и обладающими способностью изменять свои фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) из-за набухания глинистой составляющей при закачке в пласт воды иного химического состава, чем пластовая вода.
Проведенные исследования [95, 96] работы нагнетательных скважин позволили установить зависимость между содержанием глинистых материалов в коллекторе и уменьшением приёмистости нагнетательных скважин. По результатам исследований определили, что у пластов с содержанием глин от 3 до 6 % от весовой доли, приёмистость уменьшается в 1,5-5 раз. Пласты, содержащие 7-10 % от весовой доли глинистых минералов имеют снижение приемистости в 6-30 раз. Данные исследования согласуются с исследованиями, проведенными М.А. Цветковой [121] в которых при содержании глины более 15-20 % коллектор становиться практически непроницаемым. Таким образом, наибольший интерес с точки зрения разработки представляют пласты с содержанием глины до 20 %. По классификации А.Я. Хавкина [120], такие коллектора получили название глиносодержащие.
В наибольшей степени снижение проницаемости (приёмистости) происходит при закачке в продуктивные пласты пресной воды. Экспериментальному исследованию влияния минерализации закачиваемой воды на проницаемость (приёмистость) глиносодержащих коллекторов посвящены работы многих авторов [32, 96, 91, 40, 57, 72]. В данных работах проведены эксперименты на кернах по фильтрации пресной и пластовой воды продуктивных пластов ряда месторождений Западной Сибири. В результате получены данные, что закачка пресной воды приводит к снижению проницаемости образцов на 40-60 %, по сравнению с закачкой пластовой воды. Повторная прокачка пластовой воды приводит лишь к частичному восстановлению проницаемости. У высокопроницаемых коллекторов восстановление проницаемости составляет 20-40 %, у малопроницаемых коллекторов на 5-15 %. По мнению авторов данных работ, снижение проницаемости связано с набуханием глинистого цемента, которое приводит к уменьшению сечения поровых каналов, также этот процесс связывают с закупориванием поровых каналов глинистым коллоидным раствором, который образуется за счет диспергирования глинистых частиц при контакте с пресной водой.
С увеличением минерализации воды проницаемость глиносодержащих пород увеличивается [33]. Наибольшее влияние на проницаемость оказывает вода с минерализацией от 0 до 30 г/л. Дальнейшее увеличение концентрации солей в растворе не приводит к существенному росту проницаемости.
В тоже время значительная часть попутного нефтяного газа (ПНГ) до сих пор сжигается на факелах из-за недостаточно развитой инфраструктуры транспорта, хранения и переработки газа. По данным Министерства природных ресурсов и экологии РФ, ежегодная средняя добыча ПНГ в РФ составляет более 55 млрд. м³; в 2012 году добыто 71,8 млрд. м³ ПНГ. Сожжено: в 2010 году 13,9 млрд. м³; в 2011 году 14,6 млрд. м³; в 2012 году 17,1 млрд. м³. Попутный нефтяной газ содержит широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) – смесь этана, пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана, гексана и т.д. В состав также могут входить СО2, N2, аргон, гелий, меркаптаны, тиофены, H2S(иногда более 20 %), пары воды. Компонентный состав ПНГ может меняться в зависимости от давления в залежи и типа нефти.
Сравним процессы вытеснения нефти из пласта при закачке воды, газа и водогазовой смеси. Количественная доля запасов, которая может быть извлечена, определяется коэффициентом извлечения нефти. Конечный КИН выражается формулой:
КИН=Кохв·Квыт
Исследования и эксперименты [88, 118] показали, что при вытеснении нефти водой достигается высокий коэффициент вытеснения, а при вытеснении нефти газом – коэффициент охвата.
Увеличение степени нефтеизвлечения (по сравнению с заводнением) при водогазовом воздействии может достигаться за счет следующих факторов:
· увеличение коэффициента охвата за счет использования особенностей физических свойств водогазовой смеси частично перекрывать каналы высокой проводимости;
· вытеснение нефти газом при перемещении его в верхнюю часть пласта;
· снижение вязкости пластовой нефти за счет растворения в ней газа;
· изменение свойств гидрофильности и гидрофобности пород пласта после контакта с водогазовой смесью;
· дополнительное вытеснение нефти газом из крупных гидрофобных пор и верхних тупиковых зон.
Для изучения физики процессов при газовом и водогазовом воздействии проведено много экспериментов [48, 52, 58, 55, 90, 92], в том числе и на керне низкопроницаемых пластов юрских отложений. Изучалась эффективность вытеснения нефти при совместной закачке газа и воды в модели пластов с различной проницаемостью для условий юрских отложений при компонентных составах нефти и газа, близких к выполнению условий смешивания. При пластовых температуре и давлении вязкость водогазовой смеси в несколько раз превышает вязкость воды; увеличивается коэффициент охвата пласта воздействием; повышается давление в порах, в результате вытесняются остаточные неподвижные запасы нефти. Прирост коэффициента вытеснения, по сравнению с закачкой воды, в большинстве опытов составил около 16-25 % [60].
На полноту вытеснения нефти водой большое влияние оказывает смачиваемость нефтяного коллектора. В гидрофильных коллекторах происходит более быстрое проникновению воды в мелкие поры за счет капиллярного давления, при этом в крупных порах остается часть нефти. Остаточная нефть в данном случае будет иметь вид рассеянных капель, которые удерживаются за счет капиллярных сил в крупных порах. В гидрофобных коллекторах капиллярные силы не позволяют внедряться воде в поры породы, сила сопротивления обратно пропорциональна размеру этих пор (чем меньше поры, тем сильнее сопротивление). Поэтому в гидрофобном коллекторе в первую очередь нефть вытесняется водой из крупных пор. Остаточная нефть в гидрофобном коллекторе сосредоточена преимущественно в мелких порах и в виде тонкого слоя на поверхности более крупных поровых каналов.
Реальные коллектора обладают смешанной смачиваемостью. Более крупные поры остаются гидрофобными, а мелкие поры остаются гидрофильными. Таким образом, при закачке воды нефтеотдача породы смешанной смачиваемости должна быть выше нефтеотдачи чисто гидрофильных или чисто гидрофобных коллекторов. Но при обычном заводнении реальных коллекторов водой достичь соотношение между процессами пропитки и дренирования, при которых достигается максимум нефтеотдачи, практически неосуществимо.
В связи с вышесказанным, закачка в продуктивные коллектора, при некотором оптимальном соотношении, двух агентов, один из которых будет частично смачивать поверхность пласта, а другой будет являться несмачивающей фазой (вода и газ), позволит повысить полноту вытеснения нефти. Достигается это благодаря сочетанию процессов пропитки и дренирования, независимо от действительных поверхностных свойств коллекторов.
Рассмотрим механизм вытеснения нефти водой и газом.Наибольшая эффективность газового воздействия достигается в условиях смешивающегося режима вытеснения или при различных вариантах совместной, последовательной или чередующейся закачкой воды. Это водогазовое воздействие - искусственный процесс воздействия на продуктивный пласт комбинированным нагнетанием воды и газа. Целью водогазового воздействия является получение прироста коэффициента охвата пласта как по площади, так и по толщине, увеличение коэффициента вытеснения по сравнению с традиционным заводнением водой, что, в свою очередь, позволяет достигать более высокой нефтеотдачи, увеличения дебитов по нефти, снижении обводненности продукции. Технологии водогазового воздействия могут классифицироваться по способу нагнетания газа и воды, по процентному соотношению газа и воды между собой, по типу и составу газа, по источнику газа, по режиму вытеснения, по выбору технологического оборудования для реализации технологии, по типу объекта, выбранного для воздействия.
В бывшем СССР испытывались различные технологии, основными из которых являлись:
· закачка углеводородного газа в течение всего периода воздействия;
· различные варианты ВГВ, в том числе закачка оторочек газа и воды;
· совместная или чередующаяся закачка воды и газа;
· закачка перед оторочкой углеводородного газа малообъемной оторочки углеводородного растворителя.
При совместной закачке воды и газа в продуктивный коллектор, капиллярные силы способствуют проникновению воды в поровые каналы малого диаметра. Газ, в первую очередь, будет вытеснять нефть из более крупных пор. То есть вытеснение нефти одновременно газом и водой будет происходить путем пропитки мелких и дренирования крупных пор [21, 87, 117].
В зоне пласта, где осуществляется совместная закачка воды и газа, растет фильтрационное сопротивление, что приводит к увеличению коэффициента охвата. Рост данного сопротивления обусловлен набуханием глинистой составляющей при закачке воды.
Кроме того, набухание глинистой составляющей приводит к изменению фильтрационных потоков в коллекторе. Вначале вследствие капиллярных сил пресная вода преимущественно поступает в мелкие поры, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по причине набухание глинистого цемента. Благодаря этому, нагнетаемая вода начинает внедряться уже в более крупные поры пласта. За счет набухания глины, содержащейся в крупных порах, возможно изменение соотношения размеров пор и закачиваемый газ будет иметь возможность поступать в мелкие поры, куда затем за счет капиллярных сил внедряется вода.
В итоге, коэффициент вытеснения нефти при совместно или периодическом нагнетании воды и газа при условии набухания глинистого цемента определяется двумя эффектами:
· эффектами характерными для вытеснения нефти пресной водой (сокращение эффективной пористости, рост градиента давления, рост фильтрационных сопротивлений);
· эффектами поступления газа за счет набухания глины как в крупные поры, так и в мелкие поры пласта, что дополнительно повышает полноту извлечения.
При последовательном вытеснении нефти газом и водойпосле предварительного вытеснения нефти газом остаточная нефть будет находиться в виде капиллярно удержанной (обойденной газом) в каналах малого размера и в виде пленочной в каналах большего размера [21, 88].
Закачка пресной воды, вызывающей набухание глины, позволит, за счет капиллярной пропитки, извлечь нефть из мелких пор, уменьшить количество остаточной нефти в крупных порах, поскольку вода не полностью вытесняет газ из крупного канала, а оставшийся в нем газ занимает ту часть пор, которую занимала бы остаточная нефть. Механизм вытеснения при последовательной закачке пресной воды и газа и снова пресной воды отличается от предыдущего только тем, что при закачке газа в обводненный пласт он поступает в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием, увеличивая тем самым коэффициент охвата, поскольку вследствие набухания глины увеличились фильтрационные сопротивления в промытой зоне [108].
В настоящее время опубликовано много работ [106, 65, 51, 31, 60] по исследованиям возможности применения технологий водогазового воздействия (ВГВ) на пласт.
Существуют два основных механизма вытеснения нефти газом и водой, которые зависят от такого параметра, как минимальное давление смешиваемости (МДС), который в свою очередь напрямую зависит от пластового давления и состава вытесняющего газа. Первый это механизм смешивающего вытеснения, который предполагает полную взаимную растворимость нефти и газа. В данном случае будут отсутствовать силы поверхностного натяжения на границе между флюидами. Этот процесс будет отличаться от простого смешивания объемов нефти и газа. Термодинамические условия вытеснения (пластовое давление) недостаточны для создания смешивающегося вытеснения, область применения метода смешивающегося вытеснения нефти газом связана с глубокозалегающими месторождениями легких нефтей, с низкопроницаемыми коллекторами, где можно обеспечить высокие пластовые давления (30-40 МПа) и условия последовательного многоконтактного обмена компонентами между нефтью и газом. Механизм смешивающегося вытеснения в пласте обеспечивает достижение высокой эффективности вытеснения из пор коллектора. Механизм несмешивающегося вытеснения нефти газом и водой подразумевает что при вытеснении нефти газом из гидрофильных пород вода будет смачивать породу и проникать в мелкие поры, а газ, являясь несмачивающей фазой, будет вытеснять нефть из крупных пор.
Как известно, в пористой среде находится смесь жидкости, в которой растворен газ не в виде отдельных молекул, а в виде микрозародышей из нескольких молекул газа, окруженных сольватной оболочкой, в состав которой входят поверхностно-активные вещества (ПАВ) [77, 78]. Также в пористой среде находится свободный газ в виде мельчайших газовых пузырьков, свободно двигающихся в порах. На удаление от скважины в пористом пласте содержится наименьшее количество газовых пузырьков, но по мере приближения к скважине давление в пласте падает и часть растворенного газа выделяется из жидкости в виде мельчайших пузырьков [62].
При фильтрации газированной жидкости при снижении давления газ адсорбируются на поверхности поровых каналов, так как затрачивается работа, необходимая для образования пузырька у твердой поверхности, меньшая, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. Тем самым происходит увеличение расхода жидкости, объясняемый на микроуровне эффектом “проскальзывания” жидкости относительно твердой поверхности пор, данный эффект приводит к большей мобильности фазы, непосредственно соприкасающейся со слоем адсорбированных газовых пузырьков, и повышению ОФП при двухфазной фильтрации. Такой эффективный процесс вытеснения происходит до образования сплошных газонасыщенных участков, так как с этого момента газ, имея меньшую вязкость, будет перемещаться в зоны пониженного давления (забоям скважин) быстрее нефти по газонасыщенным участкам. Также будет происходить возрастание сопротивления движения жидкости и снижение ОФП жидкости [106].
Эффективность процесса газового вытеснения на нефтяные пласты будет определяться допрорывным объемом газа или его равновесной насыщенностью. По данным исследований [107], этот допрорывный объем газа для легких нефтей с малым содержанием ПАВ равен 8 % от общего объема, занятого нефтегазовой смесью.
Успешность использования углеводородного, углекислого и других газов при переменной, последовательной и совместной закачке в пласт для повышения нефтеотдачи зависит от определенных критериев, представляющих совокупность геолого-физических, технологических, экономических условий, которые определяют технологичность, техническую реализуемость и экономическую целесообразность промышленного использования данной технологии.
На основании проведенных лабораторных и экспериментальных исследований, их анализа и обобщения были предложены следующие критерии выбора объектов для водогазового воздействия [22, 102]:
· глубина залегания пласта. Для успешного проведения процессов закачки газа пластовое давления, связанное напрямую с глубиной залегания продуктивного пласта, должно быть не менее 15-18 МПа, а глубина, соответственно, не менее 1500-1800 м. При нагнетании обогащенного газа минимально допустимая глубина нефтяного пласта уменьшается, а сухого газа (метана) – увеличивается;
· наличие непроницаемой покрышки над пластом, в который ведется закачка газа, также является критерием успешного проведения процесса. Это необходимо для предотвращения перетоков газа в другие горизонты;
· нефтяные залежи, имеющие обширные водонефтяные зоны, благоприятны для закачки газа, поскольку сегрегация газа в верхнюю часть пласта улучшает процесс извлечения нефти;
· применение процесса более эффективно для легких нефтей с вязкостью менее 5-10 мПа·с и низким содержанием асфальто-смолистых веществ (менее 10 %), недонасыщенных растворенным газом и имеющим давление насыщения ниже начального пластового на 25-50 % и более. Низкие величины параметров более предпочтительны и более эффективны, так как при этом требуются меньшие давления и более сухой газ для его ведения в режимах, близких к режимам полной смесимости нефти и газа;
· в диапазоне температур от 50 до 80 ºС нефть обогащается легкими компонентами в результате растворения в ней газовой фазы, а в диапазоне от 80 до 100 ºС преимущественно имеет место испарение легких компонентов нефти в газовую фазу, поэтому необходимо, чтобы температура была выше 40-50 ºС;
· эффективность газового воздействия в тонких пластах обусловлена охватом пласта газовой смесью по всей толщине. В пластах большей толщины процесс закачки газа эффективен за счет вытеснения нефти из верхней части пласта, которая не вырабатывается при заводнении. Пределы эффективной нефтенасыщенной толщины, наиболее благоприятные для водогазового воздействия, составляют толщины от 2 до 20 м. Для пластов большей толщины процесс может быть эффективным при двустороннем напоре вытесняющих агентов (сверху-газ, снизу-вода). Снижение нефтенасыщенной толщины в общей доле пласта снижает эффективность газового воздействия, его контроль и управление;
· при закачке газа в неоднородном пласте газ фильтруется преимущественно по высокопроницаемым пропласткам или трещинам, низкопроницаемые пропластки при этом остаются не охваченными воздействием. Применение закачки газа и воды в значительной степени устраняет этот недостаток. Степень влияния неоднородности пласта неоднозначна для разных модификаций водогазового воздействия. По результату проведенных экспериментальных исследований [66, 88, 4, 59, 111], в которых исследовалась эффективность водогазового воздействия для различных типов неоднородности пласта, сделан вывод, что закачка водогазовых смесей в неоднородный пласт способствует более равномерному продвижению нагнетаемых агентов по пропласткам;
· при закачке газа в чистом виде процесс наиболее эффективен для малопроницаемых пластов с проницаемостью от 0,005 до 0,1 мкм². При последовательной закачке агентов водогазовое воздействие наиболее эффективно для малопроницаемых пластов (5-10 мД). При совместной или попеременной закачке газа и воды наиболее пригодны среднепроницаемые пласты (10-80 мД);
· водогазовое воздействие, в котором в качестве газовой фазы используется углеводородный газ, применимо для терригенных и карбонатных коллекторов. Минералогический состав не взаимодействует с углеводородными газами. Поэтому пригодность водогазового воздействия определяется пригодностью пласта для заводнения. При наличии в породе глинистых набухающих компонентов эффективность водогазового воздействия уменьшается, особенно при использовании для поддержания пластового давления пресных вод.
Реализация газового воздействия на продуктивные пласты осложнена необходимостью переоборудования устьев как нагнетательных, так и добывающих скважин, так как в данном случае предъявляются повышенные требования к герметичности фонтанных арматур при эксплуатации с высокими газовыми факторами (до 2000 м³/ м³).
При выборе объектов необходимо учитывать наличие доступных дешевых источников газа. Наличие попутного газа также может служить источником газового воздействия на продуктивные пласты. Источником газа для технологий газового и водогазового воздействия могут быть газовые пласты, объекты подготовки и переработки нефти (попутный нефтяной газ), специальные агрегаты, извлекающие азот из воздуха, или агрегаты, вырабатывающие продукты сгорания ПНГ. В качестве газового агента используется: углекислый газ, углеводородный газ, азот, продукты сгорания углеводородного газа, дымовые газы. В качестве углеводородного газа используется природный газ из газовых пластов, так и попутный нефтяной газ (ПНГ), добываемый вместе с нефтью из нефтяных пластов.
Разработка и внедрение методов закачки газа под высоким давлением связана с поисками наиболее рациональной системы разработки нефтяных месторождений, под которой понимается система разработки, позволяющая добывать плановое количество нефти при наименьших суммарных затратах и с минимальными потерями нефти (максимальной нефтеотдачей).
Основными этапами при выборе системы разработки месторождений являются:
· необходимость и способ воздействия на пласт;
· схема расположения скважин, их число и режим работы;
· темп и порядок ввода скважин в эксплуатацию;
· экономическое обоснование системы разработки.
Из применяемых схем расположения нагнетательных и добывающих скважин при выборе систем размещения скважин для проектирования процессов нагнетания газа предпочтение следует отдавать линейной или рядной. При площадной системе расположения скважин увеличивается удельный расход вытесняющего агента, ухудшаются условия регулирования процесса. Процессы нагнетания газа в продуктивные пласты являются высоконапорными и связаны с введением в залежь большого количества энергии. Поэтому рационально использовать разряженную сетку скважин. В практике заводнения плотность сетки скважин изменяется от 20 до 200 га/скв.
Вследствие высокой подвижности вытесняющего агента (газа) и высокой приёмистости, число нагнетательных скважин при закачке газа под высоким давлением является минимальным по сравнению с традиционными агентами поддержания пластового давления (воды).
В случае разбивки пласта тектоническими нарушениями на отдельные изолированные блоки необходимо, чтобы в каждом блоке была, как минимум, одна нагнетательная скважина.
Взаимное расположение нагнетательных и добывающих скважин выбирается таким образом, чтобы обеспечить в пласте движение флюидов сверху вниз с целью максимального использования гравитационного фактора. При этом нагнетательные скважины должны располагаться рядами или зонами в куполе пласта, а ряды добывающих скважин проектируются ниже по структуре. Расположение добывающих скважин обычно принимается равномерным, расстояние между рядами скважин и скважинами в ряду составляет от 500 до 1000 м и более.