6. Методы повышения нефтеотдачи пластов

В связи с внедрением в практику разработки нефтяных месторожде­ний метода заводнения проблема выбора оптимальных темпов разработки место­рождений (процента годового отбора от извлекаемых запасов) стала акту­альной, но осталась трудно разрешимой [3,4,5,6,7,37,38,39,40,41,42].

Более чем 40-летний опыт разработки содержит до сих пор противоречия в ре­шении практических вопросов по влиянию темпов отборов нефти на КНО. Противоречивость представлений по данной проблеме можно объяснить некорректностью процессов моделирования по сравнению с разнообразием реальных условий. Промысловые исследования по влиянию на КНО темпов обводнения (водонефтяного фактора - ВНФ) и охвата пластов за­воднением подтверждают его сложную связь с конечной нефтеотдачей. Особенно актуальной эта проблема стала в последние 10 лет в связи с неоправданным сокращением исследовательских работ по контролю за разра­боткой нефтяных месторождений.

Ответ на поставленные вопросы принципиально может выявить дру­гой вопрос: следует ли интенсифицировать процесс разработки за счет за­воднения?

Чтобы определить, какие следствия вытекают их этих противоречивых исследований, необходимо кратко объяснить характерные позиции по данной проблеме.

6.1 Классификация современных методов увеличения нефтеотдачи

пластов

Существующие методы увеличения нефтеотдачи пластов условно разделяют на пять групп.

Тепловые методы:

• паротепловое воздействие;

• внутрипластовое горение;

• вытеснение нефти горячей водой;

• пароциклическая обработка скважин.

Газовые методы:

• воздействие на пласт углеводородными газами (в т.ч. ШФЛУ);

• воздействие на пласт двуокисью углерода;

• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

Химические методы:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

• вытеснение нефти водными растворами полимеров и другими загущающими агентами (метилцеллюлоза, ПДС и т.д.);

• вытеснение нефти щелочными растворами;

• вытеснение нефти кислотой;

• вытеснение нефти химическими компонентами (мицеллярными растворами и т.д.);

• системное воздействие на прискважинную зону пластов;

• микробиологическое воздействие.

Физические методы:

• электромагнитное воздействие;

• волновое воздействие;

• гидроразрыв пласта;

• горизонтальные скважины.

Гидродинамические методы:

• вовлечение в разработку недренируемых запасов;

• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

• нестационарное (циклическое) заводнение;

• ступенчато – термальное заводнение.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторожде­ниях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей зна­чительную площадь.

Сущность этого метода заключается в искусственном «разре­зании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

Нетрудно видеть, что методами заводнения искусственно со­здается жестководонапорный режим работы залежи.

Для поддержания пластового давления применяют также ме­тод закачки газа в газовую шапку нефтяного пласта В этих целях используют нефтяной газ, отделенный от уже добытой нефти. Благодаря закачке газа увеличивается давление на нефтяную часть за­лежи, и дебиты нефтяных скважин растут.

В качестве нагнетательных в этом случае используют отрабо­тавшие нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть продуктивного пласта, или бурят специальные скважины. Нагнетание газа в пласт про­изводят при давлениях выше пластового на 10...20 %.

Как видно, при закачке газа в газовую шапку искусственно создается газонапорный режим работы залежи. В настоящее время этот метод применяют редко в связи с дороговизной процесса и дефицит­ностью самого газа.

Для повышения нефтеотдачи применяются следующие способы:

• закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• закачка в пласт углекислоты;

• нагнетание в пласт теплоносителя;

• внутрипластовое горение;

• вытеснение нефти из пласта растворителями.

При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что спо­собствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходи­мы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.

Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при завод­нении пластов не превышает 0,05 %.

При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вслед­ствие различия вязкостей жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Вытеснение нефти раство­рами полимеров, т.е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяно-го контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение для повыше­ния нефтеотдачи пластов нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01...0,05 % придают ей вязкоупругие свойства.

Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2... 1 % пенообра-зующих веществ. Вязкость пены в 5...10 раз больше вязкости воды, что и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти.

При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и со­ответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине.

Опыт разработки залежей нефти показывает, что при сниже­нии температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержа­щих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффектив­ность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.

Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 ° С) позволяет значительно снизить вязкость не­фти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя на­гнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверх­ности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пони­женной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости филь­трации.

Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработ­ки скважин, гидроразрыв пласта, торпедирование скважин, а также отбор газа из скважин под вакуумом.