Нетрадиционные методы разработки нефтяных залежей и геологические условия их применения

Нетрадиционными методами разработки ус­ловно принято называть все методы воздействия на пласт, отличающиеся от широко применяемого (традиционного) ме­тода заводнения с нагнетанием в пласты обычной воды. Эти методы необходимы для разработки залежей нефти, на ко­торых обычное заводнение не может быть проведено вооб­ще, и для залежей, где оно не обеспечивает достаточных ко­эффициентов извлечения нефти. Таким образом, применение нетрадиционных методов предусматривает увеличение коэф­фициентов нефтеизвлечения по сравнению с их значением при использовании природного режима и обычного заводне­ния. Поэтому часто традиционные методы разработки назы­вают методами увеличения коэффициента извлечения нефти (МУН).

Технология и технические средства для применения тради­ционных методов описываются в курсе "Разработка нефтя­ных и газовых месторождений". В настоящем учебнике вни­мание концентрируется на геологических критериях приме­нимости методов.

Основное внимание сосредоточено на методах в их наибо­лее простом виде — при нагнетании в пласт одного из аген­тов. Эти методы широкого промышленного применения не нашли, но они явились исходными для создания в последние годы арсенала более эффективных комплексных методов. Их краткая характеристика дана в конце данного параграфа.

Ниже приведены характеристики методов в простом виде и их возможностей при использовании в разных геологичес­ких условиях.

Простые наиболее освоенные нетрадиционные методы по видам применяемых агентов можно объединить в следующие группы:¹

ü физико-химические методы — методы, базирующиеся на заводнении, но предусматривающие повышение его эффек­тивности путем добавки к воде различных химических реа­гентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и др.),

ü теплофизические методы — нагнетание в пласты теплоно­сителей — горячей воды или пара,

ü термохимические методы — применение процессов внутрипластового горения нефти — "сухого", влажного или сверхвлажного,

ü методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агента­ми — растворителями, углеводородными газами под высоким давлением и др.

¹ В литературе приводится группирование методов и по другим принци­пам.

Каждый из новых методов может быть успешно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении того или иного метода важно выбрать соот­ветствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в промысловых условиях показывает, что оценка их эффек­тивности по данным лабораторных и теоретических исследо­ваний нередко бывает завышенной. В связи с этим при вы­боре объектов наряду с экспериментальными данными необ­ходимо учитывать результаты широкого промыслового ис­пытания методов в различных геолого-промысловых услови­ях.

Поэтому приводимые ниже рекомендации по применению различных новых методов следует принимать в качестве предварительных.

Выявлены некоторые общие для известных сегодня мето­дов повышения нефтеизвлечения геологические факторы, при которых их эффективность резко снижается вследствие бес­полезного расходования значительной части вытесняющих агентов в непродуктивных частях объемов залежей: низкая нефтенасыщенность, интенсивная трещиноватость коллекто­ров, высокая глинистость коллекторов и др.

При обосновании применения нетрадиционных методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие и тре­буют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования, или плотных сеток скважин. Поэтому при их проектировании и внедрении особое внимание следует уде­лять вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктив­ные пласты в качестве вытесняющего агента водных раство­ров химических веществ с концентрацией 0,001—0,4% и бо­лее. Обычно в пласте создают оторочки растворов в объеме 10 — 50% общего объема пустот залежи, которые вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и при обычном заводнении. С их помощью молено существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (до 50 — 60 мПа·с), когда возможно примене­ние методов воздействия, в которых большую роль играет заводнение. Применение методов на начальных стадиях раз­работки позволяет ожидать увеличение коэффициентов из­влечения нефти по сравнению с их значением при обычном заводнении на 3—10 пунктов. Ниже кратко характеризуются физико-химические методы с добавкой в воде одного из хи­мических веществ.

Полимерное заводнение. Наиболее приемлемым считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтра­лизации.

Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти:

Это повышает устойчивость раздела между водой и неф­тью (фронта вытеснения), способствует улучшению вытесня­ющих свойств воды и более полному вовлечению объема за­лежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкос­тью пластовой нефти (10 —50 мПа·с). Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно снижения темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при проницаемости пород-коллекторов более 0,1 мкм².

При фильтрации раствора в обводненной пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот, поэтому наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов), при глинистости коллекторов не более 8—10%. Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при темпера­туре пластов не выше 80 °С. В последнее время разработаны композиции полимеров с другими химреагентами, позволяю­щими использовать их и в поздние периоды разработки.

При щелочном заводнении в качестве химреагентов, до­бавляемых к нагнетаемой в пласты воде, можно использовать каустическую или кальцинированную соду, аммиак, силикат натрия. При взаимодействии щелочи с органическими кисло­тами пластовой нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы. В результате улучшаются отмывающие свойства воды. Метод наиболее эффективен в гидрофобных малоглинистых колекторах.

На месторождениях Западной Сибири и Татарии в доволь­но широком объеме осуществляются опытно-промышленные работы по вытеснению нефти оторочкой серной кислоты.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ). Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по экспери­ментальным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улуч­шает отмывающие свойства воды: повышается смачиваемость породы, снижается поверхностное натяжение воды на грани­це с нефтью и т.д.

Поскольку главным результатом воздействия ПАВ является улучшение смачиваемости, его применение целесообразно при повышенной гидрофобности коллекторов. Вследствие высокой адсорбционной способности ПАВ в водонасыщенных пластах метод рекомендуют применять с начала разра­ботки. Метод рекомендуется при вязкости пластовой нефти 10 —30мПа·с, проницаемости пласта выше 0,03 —0,04 мкм², температуре пласта до 70 °С. Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промыш­ленных работ в разных геолого-промысловых условиях пред­ставления об эффективности добавок ПАВ в чистом виде становятся менее оптимистичными. Прирост нефтеотдачи оказывается меньше ожидаемого. В настоящее время попу­лярность приобретают методы, основанные на применении композиций ПАВ и других реагентов.

Применение двуокиси углерода. СО₂ можно нагнетать в сжиженном виде в пласт в виде оторочки, которую продви­гают нагнетаемой вслед за ней водой. Чаще применяют вод­ный раствор СО₂, оторочка которого также проталкивается нагнетаемой в пласт водой. Углекислота очень хорошо рас­творяется в нефти. Переходя в нефть, она увеличивает ее объем в 1,5—1,7 раза, снижает вязкость, что улучшает вытес­нение нефти из пор.

СО₂ не адсорбируется на стенках пустот породы, поэтому метод может успешно применяться на поздних, водных ста­диях разработки залежей, с обычным заводнением, т.е. в ка­честве вторичного при нефтенасыщенности 35 — 40%. Нефте­отдача при этом может быть увеличена на 5—10 пунктов.

Большой эффект достигается при вязкости нефти 10 — 15мПа·с. При большей вязкости смесимость СО₂ с нефтью ухудшается. Поскольку смесимость улучшается с увеличением давления, следует выбирать объекты с пластовым давлением более 10мПа. По существу, этот метод может быть отнесен и к группе методов смешивающегося вытеснения.

Мицеллярное заводнение. В качестве вытесняющего аген­та в пласт нагнетают мицеллярный раствор в объеме около 10 % пустотного пространства залежи, узкую оторочку кото­рого перемещают более широкой оторочкой буферной жид­кости — раствора полимера, а последнюю — водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностноактивные вещества, стабилиза­тор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул, внутри которых молекулы нефти и воды могут перемещаться относительно друг друга. Метод предусматривает достижение близких значений вязко­сти пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости.

Он предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещи­новатых), относительно однородных, не содержащих карбо­натного цемента, во избежание нарушения структуры рас­твора. Желательна средняя проницаемость пластов более 0,1 мкм². Остаточная нефтенасыщенность пласта технологи­чески не ограничивает применения метода, но из-за большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целе­сообразно, чтобы она была более 25 — 30 %. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти — от 3 до 20 мПа·с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость рас­твора и буферной жидкости, что обусловливает технологиче­ские трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объ­ектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 80 °С.

Теплофизические методы. Применение этих методов ос­новано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разра­ботки залежей высоковязких нефтей вплоть до 1000мПа·с и более.

В России для залежей с вязкостью нефти 30 — 60 мПа·с те­оретически обоснован и получил наибольшее признание про­цесс, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20 — 30 % от объема пустотного пространства залежи, которая затем пе­ремещается закачиваемой в пласт водой.

При большей вязкости нефти нагнетание пара должно быть более продолжительным и даже постоянным. Примене­ние метода позволяет достигать значений коэффициентов извлечения нефти до 0,4 — 0,6.

Метод обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, гидрофилизацию породы-коллектора, тепловое расширение породы и содержащихся в ней жидкостей.

Выбор залежей для применения метода основывается глав­ным образом на необходимости создания условий для мини­мальных потерь тепла, вводимого с поверхности. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежа­ние чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная толщина — 10 —40 м. При меньшей толщине резко возрас­тают потери тепла в породах, покрывающих и подстилаю­щих продуктивный пласт. При чрезмерно большой толщине горизонта возможен низкий охват воздействием по вертика­ли. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более 0,5 мкм²), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Нагнетание пара может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствую­щему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно вы­бирать объекты с пластами, не подверженными разрушени­ям, с низкой глинистостью (не более 10%). Более благопри­ятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые, с обломками глинис­тых пород.

Применение метода эффективно при расстояниях между скважинами не более 200 — 300 м.

Наиболее крупные проекты разработки залежей с закач­кой пара в пласт реализованы на Сахалине и в Республике Коми.

Метод вытеснения нефти горячей водой может применять­ся для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти и залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпа­дения парафина в твердом виде в пласте. Повышение коэф­фициента извлечения нефти обусловливается теми лее факто­рами, что и при нагнетании пара. Однако этот процесс на­много менее эффективен, поскольку для прогрева пласта, вследствие отставания фронта прогрева пласта от фронта вы­теснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объе­мы горячей воды (в 3 — 4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым далее незна­чительное снижение пластовой температуры в процессе раз­работки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует при заводнении нагнетать воду с температурой, превышаю­щей пластовую на величину ее потерь по пути к забою сква­жины. Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы. Они основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением боль­шого количества тепла (внутрипластовым "горением"). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла не­посредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя нагнетательной скважины и пере­мещения зоны (фронта) горения по пласту путем последую­щего нагнетания воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

прямоточное сухое горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится "поджог" нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при ко­тором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фрон­та горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода на­гнетаемого воздуха.

Второй процесс намного более эффективен, так как реа­лизуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая необходимость увеличения давления нагнета­ния воздуха с ростом глубины залегания пластов и современ­ные возможности имеющихся в отрасли компрессоров высо­кого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах до 1500 —2000 м. Методы могут быть рекомендова­ны для залежей с вязкостью пластовой нефти, от 30 до 1000мПа·с и более. Такие нефти содержат достаточное коли­чество тяжелых фракций, служащих в процессе горения топ­ливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм² и нефтенасыщенности более 30 — 35 %. Толщина пласта должна быть более 3 —4 м. Рекомендации по верхнему пределу тол­щины в литературе неоднозначны. Среди других рекоменда­ций имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная толщина может достигать 70 — 80 м и более. При этом про­цесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с температурой горения 700 °С и выше применим для терригенных коллекторов. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение про­текает при температуре 300 — 500 °С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен лишь при плотных сетках скважин, до 2 — З га/скв. При реализации влажного горения, благодаря значительным размерам зоны прогрева впереди фронта горения, возможно применение сеток до 12 — 16 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения. К этой группе но­вых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами: двуокисью СО₂, сжиженными нефтяными газа­ми (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С₂ —С₆), сухим газом высокого давления. Каждый из методов эффективен при оп­ределенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Вытеснение нефти сухим газом высокого давле­ния наиболее эффективно для залежей с пластовым давлени­ем более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом — 10 — 20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода — 8 — 14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов — более 1000—1200м. Благоприятны также вязкость пластовой нефти менее 5 мПа·с, толщина пластов до 10—15 м. Методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод — заводнение.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью — более 60 — 70%. Вытеснение угле­кислым газом, как уже отмечалось выше, может быть доста­точно эффективным и при меньшей ее величине (35 — 40%), что позволяет использовать его после значительного обвод­нения пластов в результате разработки с применением обычного заводнения.

Ввод в разработку новых залежей со сложными геолого-физическими условиями (пониженная проницаемость, макро- и микронеоднородность, повышенная или высокая вязкость нефти и др.) потребовал поиска вытесняющих агентов с бо­лее действующими характеристиками.

В последние годы резко возросли масштабы исследова­тельских и промысловых работ по поиску и применению новых способов воздействия на нефтяные пласты. В них ак­тивно включились соответствующие научные организации России. Широко эти работы поставлены в Татарстане, Баш­кортостане, Удмуртской Республике, Западной Сибири и в других нефтедобывающих районах.

Большое признание нашли методы воздействия, основан­ные на сочетании двух или более агентов, каждый из кото­рых в отдельности оказывается малоэффективным.

Так, широко применяют физико-химические методы с до­бавками к воде совместно полимера и ПАВ, а также методы с добавлением к этим двум компонентам кислот или щело­чей.

Соотношение компонентов строго дозируется для обеспе­чения повышенных вытесняющей и отмывающей способнос­тей нагнетаемой воды в конкретных геолого-физических ус­ловиях.

Наглел признание разработанный в ТатНИПИнефти метод циклического поочередного нагнетания в пласты воды и до­бытой из залежи нефти, что способствует увеличению охвата процессом вытеснения залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти.

Повышению охвата процессом заводнения пластов с низкой вязкостью нефти при их малой проницаемости и неод­нородном строении способствует поочередное циклическое нагнетание в них воды и газа.

Сочетание заводнения с газовым воздействием может быть обеспечено также путем некоторого, строго регламен­тированного выделения в пласте газа из нефти за счет сни­жения пластового давления менее давления насыщения. Со­здание таким способом в пласте режима вытеснения газиро­ванной нефти водой способствует лучшему вытеснению неф­ти из малопроницаемых коллекторов.

Большого успеха в разработке залежей вязкой и высоко­вязкой нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекто­рах добились нефтяники Удмуртской Республики. Для таких залежей малоэффективными оказались и обычное заводне­ние, и полимерное заводнение, и даже известные тепловые методы, применяемые каждое в отдельности. Созданы и вне­дряются принципиально новые высокоэффективные технологии теплоциклического воздействия — многократное повтор­ное нагнетание пара и холодной воды через нагнетательные и добывающие скважины, термополимерное воздействие, осно­ванное на сочетании двух таких факторов, как температура и водный раствор полимера (нагнетается прогретый полимер).

Комбинирование различных методов открывает широкие возможности для создания новых технологий разработки за­лежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.