Разработка остаточных запасов нефти месторождений на завершающей стадии разработки

Понятие о трудноизвлекаемых запасах(ТрИЗ).

ТрИЗ – запасы месторождений, залежей или их отдельных участков, которые вследствие неблагоприятных геолого-физических характеристик, могут разрабатываться только с применением методов и технологий, требующих повышенных капитальных вложений и эксплуатационных затрат в сравнении с традиционно используемыми технологиями.

В структуре вовлеченных в разработку запасов нефти в России доля ТрИЗ составляет порядка 70%, на которые приходится 25% добываемой нефти, соответственно 30% традиционных запасов обеспечивают порядка 75% добычи. Таким образом, можно констатировать, что повышение нефтеотдачи пласта месторождений с ТрИЗ является важнейшей задачей нефтяной отрасли страны.

К ТрИЗ можно отнести:

- запасы всех типов месторождений, разрабатываемых с применением тепловых методов или закачкой реагентов, обеспечивающих смешивающееся вытеснение нефти;

- запасы подгазовых частей тонких(<3м) нефтяных оторочек;

- запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам(<0,005мкм²);

- запасы нефти водонефтяных и газонефтяных зон;

- остаточные запасы нефтяных месторождений при степени выработки и обводненности >75%;

- запасы нефти карбонатных коллекторов;

- запасы нефти в платах, залегающих на глубинах >4000м;

- запасы нефтей с аномальными свойствами;

- запасы нефтей шельфовых месторождений.

Распределение остаточной нефти в пласте.

При разработке месторождений с ТрИЗ, в основном, применяются методы увеличения нефтеотдачи пласта, при реализации которых принципиально важно знать насыщенность пластов, как распределена в них остаточная нефть и в каком состоянии она находится в порах.

Неполное вытеснение нефти водой из пластов обусловливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачиваемостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения.

Можно выделить 4 группыостаточных запасов нефти:

1. Запасы, оставшиеся в низкопроницаемых пропластках и участках, не охваченных вытеснением.

2. Запасы в застойных зонах пластов, объем которых обратно пропорционален перепаду давления. Отметим, что с уменьшением объема остаточных запасов резко увеличивается срок разработки, что, в свою очередь, приводит к отрицательным экономическим показателям.

3. Запасы нефти, остающиеся в линзах ти,так называемых, тупиковых зонах.

4. Запасы капиллярно уднрживанмой и пленочной нефти.

В микронеоднородной пористой среде нефть вытесняется водой с опережением из наиболее крупных пористых частей пласта, а с отставанием и остается невытесненной - из мелкопористых частей пласта. В гидрофильной пористой средеза фронтом вытеснения под действием капиллярных сил нефть вытесняется водой из мелких пор в крупные. Для энергетического равновесия и обеспечения минимума свободной энергии происходит противоточная капиллярная пропитка в микромасштабе – вода занимает мелкие поры, а нефть переходит в крупные поры и блокируется водой, оставаясь в них в виде глобул. В таком состоянии будут наименьшими поверхность контакта нефти с водой и свободная поверхностная энергия. Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно для большинства нефтеносных пластов, то остаточная нефть может оставаться в порах в виде пленки. У гидрофобной поверхности крупных пор пленка нефти затем сливается с глобулой нефти, пришедшей из мелких пор. Глобулы нефти, блокированные водой в крупных порах капиллярными силами, - основная причина снижения общей проницаемости для нефти и воды в заводненном объеме. Но нефть в глобулах не теряет способности перемещаться при устранении капиллярных сил.

В гидрофобных коллекторах первоначально связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные поры. Вторгшаяся в пласт при заводнении вода смешивается со связанной водой, оставаясь в наиболее крупных порах. Остаточная же нефть остается в порах менбшго размера и также не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил. На этом основополагающем факте базируется вся теория методов повышения нефтеотдачи пластов .Имевшиеся представления об остаточной нефти в виде псевдотвердых слоев на поверхности пор опровергаются опытами смешивающегося вытеснения.

Известно, что коэффициент вытеснениф нефти водой из пористой среды зависит от ее проницаемости, распределения размеров пор, а также от вязкости нефти и характера смачиваемости. В гмдрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти коэффициент вытеснения может достигать значений 0,8-0,9, тогда как в слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5-0,65, а в гидрофобной среде – не превышает 0,25-0,4. Вместе с тем при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярными растворами коэффициент вытеснения может достигать значений 0,95-0,98. Отбор нефти из пласта скважинами и макронеоднородность пластов, выражающаяся, в первую очередь, изменениями проницамости по толщине и простиранию являются причинами неполного охвата пластов дренированием и заводнением. В заводненном пласте остаются нефтенасыщенные слои, линзы и участки, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами, либо отделены от них непроницаемыми линзами и прослоями.

Процесс неполного охвата пласта заводнением и вытеснением осложняется при неблагоприятном вязкостном соотношении нефти и воды. С повышением вязкости нефти и уменьшением вязкости воды охват пласта заводнением и дренированием резко уменьшается и является главной причиной низкой конечной нефтеотдачи пласта. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность существенно зависит от системы размещения скважин и условий вскрытия в них пластов, воэдействия на обособленные линзы и пропластки. следовательно, целью физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластовпосле их заводнения является извлечение нефти, оставшейся в заводненных зонах пласта с насыщенностью 20-30%, рассредоточенной в пористой среде, блокированной в отдельных порах водой, а также нефти, оставшейся в неохваченных зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах с высокой нефтенасыщенностью, значение которой может достигать до 80% начальных запасов.

При этом подвижная нефть остается и в заводненных зонах пласта и в неохваченных процессом заводнения слоях и пропластках, так как предельная минимальная нефтенасыщенность(10-20%) не достигается даже в зонах, прилегающих к нагнетательным скважинам. А, в зонвх стягивания нефти у добывающих скважин на завершающей стадии разработки остаточная нефтенасыщенность также значительно выше критической в виду того, что в неоднородных пластах при повышенной вязкости нефти экономически рентабельная предельная обводненность продукции скважин достигается при средней нефтенасыщенности пластов в призабойной зоне 50 и более процентов. Эту особенность распределения остаточной нефтенасыщенности пластов – увеличение ее от линии нагнетания до линии стягивания от 10-25 до 45-50% и более – следует учитывать при выборе метода воздействия, системы размещения скважин и расчетах прогнозных показателей разработки.

Если залежь разрабатывается при режиме растворенного газа, то остаточная нефтенасыщенность. в отличии от заводнения, практически не зависит от проницаемости, а определяется газовым фактором, вязкостью нефти и снижением пластового давления. Вытеснение нефти газом, выходящим из раствора в свободном состоянии при снижении пластового давления, происходит равномерно из всего объема пласта до критической газонасыщенности(12-18%), когда газ остается еще неподвижным. Затем начинается движение свободного газа по пласту, преимущественно по высокопроницаемым слоям или трещинам. Нефтенасыщенность становится неравномерной, в слабопроницаемых слоях и зонах – выше, а в высокопроницаемых – ниже. С течением времени это распределение нефтегазонасыщенности в неоднородном пласте может измениться в результате действия гравитационных сил. Газ будет стремиться в верхнюю часть пласта, а нефть – в нижнюю. При этом остаточная нефтенасыщенность верхних и газонасыщенность нижних слоев пласта будет определяться величиной, при которой наступает нулевая фазовая проницаемость для нефти и газа в условиях анизотропии. При вытеснении нефти расширяющейся газовой шапкой остаточная нефтенасыщенность загазованной части пласта выше заводненной(40-50%) в случае снижения действия гравитационныхсил.

Для эффективного применения методов повышения нефтеотдачи пластов с ТРиЗ необходимо детальное изучение проявления всех естественных сил в процессе разработки и особенностей состояния и распределения остаточной нефтенасыщенности.

Другим важнейшим условием успешного применения технологий разработки ТрИЗ яаляется знание свойств остаточной нефти, которые могут отличаться от свойств добываемой нефти по причинам расслоения нефти на легкие и тяжелые фракции(остающиеся в пласте), вторичного изменения свойств нефти под действием внесенных в пласт с водой кислорода, микроорганизмов и пр.

Лекция 2

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (МУН)

Для специалистов, имеющих желание правильно трактовать термин МУН, совершенно очевидно, что он означает способ разработки, а, следовательно, подразумевает не только закачку рабочего агента и его вытесняющую способность, но и все мероприятия по интенсификации добычи нефти и увеличению охвата вытеснением, в т.ч. систему размещения скважин, плотность сетки, ГРП, применение горизонтальных и многозабойных скважин, ЗБС и т.д. . Все технологии обработки призабойныз зон и ГТМ являются составными компонентами как при базовых (первичных) способах разработки, так и при применении МУН, и не могут рассматриваться в качестве самостоятельных МУН, т.е. самостоятельных способах разработки.

Традиционно выделяются 3 этапа разработки месторождений:

В общепринятой международной классификации выделяются четыре группы методов увеличения нефтеотдачи пласта:

Рассмотрим потенциальные возможности увеличения нефтеотдачи при различных технологиях:

Выбор МУН базируется на анализе следующих данных:

нефтенасыщенности (водогазонасыщенности) пластов или степени их истощения, заводнения;

свойствах нефти и пластовой воды – вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей;

коллектора и его свойствах – проницаемость, толщина, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубина, удельная поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав

расположения и технического состояния пробуренных скважин

затратам на дополнительное обустройство и выработку рабочих агентов.

Рассмотрим основные критерии применения физико-химических и тепловых МУН по Сургучеву М.Л

Сопоставим ранее рассмотренные критерии с геолого-физическими характеристиками продуктивного пласта и насыщаящих флюидов на основе которых выбирается метод повышения нефтеотдачи, предложенными Французским институтом нефти.

Рассмотрим критерии, ограничивающие применение МУН.