Критерии подбора объектов воздействия для повышения нефтеотдачи

На стадии промышленного испытания и промышленного внедрения методов повышения нефтеотдачи пла­стов возникает проблема их эффективного применения. Риск экономических потерь от применения методов уве­личения нефтеотдачи весьма ощутим, так как затраты на их осуществление значительно выше, чем при обычном заводнении или разработке на режимах истощения. Для любого месторождения могут оказаться применимыми не­сколько методов. Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать следующее:

• нефтенасыщенность пластов или степень их истощения, заводнения;

• свойства нефти и пластовой воды- вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, со­лей;

• коллектор и его свойства - песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднород­ность, прерывистость, расчлененность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав;

• расположение и техническое состояние пробуренных скважин;

' наличие материально-технических средств, их качество, характеристику и стоимость;

• отпускную цену на нефть;

• потребность в увеличении добычи нефти.

Их совокупность создает многовариантную задачу, которая решается лишь при специальных конкретных изучении и технико-экономическом анализе с ограничениями, заданными заранее. Первые три качественных усло­вия (физико-геологические свойства пластов, нефти и воды) очень сильно, но неоднозначно определяют целесооб­разный метод увеличения нефтеотдачи пластов (табл. 7.2).

На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеотдачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоплены достаточно обширные знания и представления о количественных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды и пла­стов, для успешного их применения (табл. 7.3 и 7.4).

Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничиваю­щие или сдерживающие применение всех методов.

Таблица 7.2 Методы увеличения нефтеотдачи в зависимости от геолого-физических условий

Нефть, вода	Пласт	Метод
Маловязкая, легкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния	Песчаный неистощенный, высокопро­ницаемый, слабопроницаемый, неод­нородный	Заводнение, циклическое воздействие, водогазовая смесь, закачка ПАВ, при­менение газа высокого давления
Маловязкая, нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния	Карбонатный неистощенный, высоко­проницаемый, трещиноватый, порис­тый Песчаный истощенный (заводнен­ный), высокопроницаемый, монолит­ный Карбонатный заводненный, высоко­проницаемый, слаботрещинноватый, неоднородный	Заводнение, циклическое воздействие, применение щелочей, истощение Мицеллярный раствор, углекислый газ, водогазовые смеси Применение углекислого газа, цикли­ческое воздействие
Средневязкая, смолистая (активная) парафинистая нефть, вода с малым содер­жанием солей, особенно кальция и магния	Песчаный неистощенный, высокопро­ницаемый, слабопроницаемый Карбонатный неистощенный, высоко­проницаемый, слабопроницаемый, трещиновато-пористый Песчаный заводненный, высокопро­ницаемый, монолитный, однородный	Заводнение (горячая вода), примене­ние полимеров, закачка водогазовой смеси, щелочи Заводнение (горячая вода), цикличе­ское воздействие, закачка щелочи, уг­лекислого газа Применение углекислого газа, микро­эмульсий, водогазовых смесей
Высоковязкая тяжелая нефть, вода пластовая с большим содержанием со­лей	Песчаный глубокозалегающий, высо­копроницаемый, слабопроницаемый Песчаный, высокопроницаемый, сла­бопроницаемый, неглубокозалегаю-щий	Внутрипластовое горение Закачка пара, пароциклические обра­ботки

Таблица 7.3

Основные критерии для применения (	шзико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу
Параметры	Закачка СО;	Водогазовые смеси	Полимерное заводнение	Закачка ПАВ	Закачка мицел-лярных раство­ров
Вязкость пластовой нефти, мПа-с	<15	<25	5-100	<25	<15
Нефтенасыщенность, %	>30	>50	>25
Пластовое давление, МПа	>8	Не ограничено
Температура пласта, °С	Не ограничена	<70	<90
Проницаемость пласта, мкм2	Не ограничена	>0,1 Не ограничена	>0,1
Толщина пласта, м	<25	Не ограничена	<25
Трещинноватость	Неблагоприятна
Литология	Не ограничена	Песчаник	Песчаник и карбонаты	Песчаник
Соленость пластовой воды, мг/л	Не ограничена	<2	<5
Жесткость воды (нали­чие солей кальция и магния)	Не ограничена	Неблагоприятна	Не ограни­чена	Неблагоприятна
Газовая шапка	Неблагоприятна	Не ограничена	Неблагоприятна
Плотность сетки сква­жин, га/скв	Не ограничена	<24	Не ограни­чена	<16

Таблица 7.4 Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов

Параметры	Внутрипластовое горение	Вытеснение паром	Пароциклическая обработка	Вытеснение горя­чей водой
Вязкость пластовой нефти, мПа-с	>10	>50	>100	>5
Нефтенасыщенность, %	>50
Пластовое давление, МПа	Не ограничено
Проницаемость, мкм2	>0,1	>0,2	Не ограничена
Толщина пласта, м	>3	>6	>3
Трещинноватость	Неблагоприятна
Литология	Не ограничена
Глубина, м	<1500	<1200	<1500
Содержание глины в пла­сте, %	Не ограничено	5-10
Плотность сетки скважин, га/скв	<16	<6	Не ограничена

1. Трещинноватость пластов. Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый про­рыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование.

2. Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной вы­сокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20-100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате проис­ходит неэффективный расход рабочих агентов.

3. Нефтенасыщенность пластов. Высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 70-75%) недопус­тима для применения всех известных методов увеличения нефтеотдачи по экономическим причинам, так как вы­тесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25-30%, а остальная часть расходуется бес­полезно на водонасыщенную часть пласта. Многие методы (внутрипластовое горение, вытеснение паром, заводне-ние с ПАВ) неприменимы при нефтенасыщенности пластов менее 50% просто из-за неокупаемости затраченных средств.

4. Активный водонапорный режим. Когда нефтяная залежь разрабатывается при активном естественном водонапорном режиме (обычно это небольшие по размеру залежи с высокопродуктивными пластами и малой вяз­костью нефти), то при этом достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная Нефтенасыщен­ность пласта (менее 25-30%) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды. В этих условиях применение методов увеличения нефтеотдачи пласта осложняется тем, что либо достигаемая низкая ос­таточная Нефтенасыщенность исключает применения многих методов, либо краевые зоны залежей, находящихся под активным водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному воздействию дорогостоящими ра­бочими агентами. Нагнетание их в законтурные скважины ведет к потере агентов, а во внутриконтурные скважины - к снижению эффективности.

5. Вязкость нефти. Этот фактор очень сильный и в большинстве случаев самый решающий по экономи­ческим критериям. Все физико-химические методы, применяемые с обычным заводнением, экономически оправ­даны только при вязкости нефти менее 25-30 мПа-с. Полимерное заводнение допускает более высокую вязкость (до 100-150 мПа-с) в высокопроницаемых пластах. Термические методы целесообразно применять при более высо­кой вязкости нефти, так как в этом случае достигается больший эффект снижения ее вязкости при нагреве. Однако при вязкости нефти более 500-1000 мПа-с и тепловые методы с обычной технологией становятся нерентабельны­ми. При такой высокой вязкости нефти требуется очень плотная сетка скважин (менее 1-2 га/скв), что связано с большими затратами, расходами энергии и не всегда экономически оправдывается.

6. Жесткость и соленость воды. Все физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов резко снижают свою эффективность при высокой солености, и особенно при большом содержании солей кальция и маг­ния в пластовой воде, используемой для приготовления растворов. Кроме того, для приготовления растворов лю­бых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и биоорганизмы, чтобы устранить условия для образования сероводорода в пласте и последующей коррозии оборудования. При тепловых методах эти свойства воды не имеют значения, но для приготовления пара в парогенераторах также требуется чистая умягченная ли­шенная кислорода вода.

7. Глинистость коллектора. Вясокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10%) противопока­зано для всех методов увеличения нефтеотдачи пластов. При высоком содержании глины в пластах физико-химические методы снижают свою эффективность вследствие большой адсорбции химических продуктов, адсоб-ция химических реагентов пропорциональна удельной поверхности пористой среды, которая для алевролитов и полимиктовых коллекторов в 10-50 раз выше, чем для кварцевых песчаников. В результате этого химические про­дукты выпадают из растворов, оседают вблизи нагнетательных скважин, а в основной части пласта нефть вытесня­ется обедненными растворами. Применение тепловых методов в высокоглинистых коллекторах, когда глина слу­жит цементирующим материалом зерен породы, приводит к нарушению консолидации пластов и большому выно­су песка в добывающие скважины.