Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

10.4 Методы повышения коэффициента нефтеизвлечения (КИН).

История развития нефтедобычи в нашей стране показала, что поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт является высокопотенциальным и эффективным методом разработки нефтяных месторождений.

Несмотря на все достоинства метода заводнения, он, тем не менее, не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в неоднородных пластах и при повышенной вязкости нефти. Поэтому в 50-х-70-х годах прошлого столетия велись интенсивные теоретические и лабораторные исследования механизма заводнения нефтяных пластов и поиск методов повышения эффективности заводнения и методов увеличения нефтеотдачи пластов.
За рубежом, как правило, применяется трехэтапная схема разработки нефтяных месторождений:
1. разработка на естественном режиме, которая называется первичным методом разработки;
2. поддержание пластового давления закачкой воды, (вторичный метод);
3. применение методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН) (третичные методы).
В СНГ разработка на естественном режиме играет вспомогательную роль, т.е. применяется, в основном, двух этапная схема разработки. Все методы повышения нефтеотдачи пластов применяются в сочетании с заводнением.
В прямом смысле методы повышения нефтеотдачи пластов – это такие методы, которые направлены на повышение степени извлечения нефти из всего объема пласта. С учетом того, что коэффициент нефтеизвлечения определяется по формуле:
_{, (10.26)}

К_выт – отношение максимально возможного объема извлеченной нефти из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков.

По госстандарту за К_выт принимают отношение вытесненного объема нефти из образца керна к начальному объему нефти в этом образце при прокачке воды до десяти поровых объемов.
Коэффициент вытеснения зависит
• от физических свойств пласта,
• его микронеоднородности, смачиваемости пород водой,
• характера проявления капиллярных сил,
• структурно-механических свойств нефти,
• от температурного режима пластов.
Коэффициент вытеснения нефти водой для месторождений не превышает 0,6 - 0,7; коэффициент охвата - от 0,7 до 0,9.
Коэффициент охвата залежи, представляет собой отношение части эффективного объема эксплуатационного объекта, включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которыми она располагает, к общему эффективному объему залежи (объекта).
При разработке газовых и газоконденсатных залежей, которая осуществляется с использованием возможностей природных режимов, в условиях непрерывно снижающегося пластового давления вследствие большой подвижности пластового газа весь объем залежи обычно представляет собой единую гидродинамическую систему, все точки которой взаимодействуют между собой. В результате практически весь объем залежи включается в процесс дренирования, т. е. К_охв=1
Условия разработки нефтяных эксплуатационных объектов, особенно при больших площадях нефтеносности и повышенной вязкости нефти, часто характеризуются слабой гидродинамической связью между отдельными их частями, в результате чего изменение давления в одной точке объекта может не оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим величина К_охв часто меньше единицы.
На коэффициент охвата пластов заводнением влияют следующие факторы:

1. 
   Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств);
   
2. 
   Трещиноватость, кавернозность(тип коллектора);
   
3. 
   Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего объекта.
   

Знание перечисленных факторов и их вляния на эффективность заводнения месторождений необходимо для обоснования методов повышения нефтеотдачи, систем размещения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти.
Или коэффициентом нефтеотдачи называют – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Q_ни к начальным балансовым запасам Q_нб:
, (10.27)
Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или который предполагается завершить в определенных условиях.
Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной S_н и остаточной S_о нефтенасыщенности пород к начальной нефтенасыщенности, т.е.
, (10.28)
Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, а показывает только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие “коэффициент нефтеотдачи“ является, по существу, условным, и показывает только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно.
К методам увеличения нефтеотдачи следует отнести такие, которые позволяют увеличить хотя бы одну из его составляющих – коэффициента вытеснения или коэффициента охвата заводнением.
В 50-х годах 20 -го века повышение эффективности заводнения осуществлялось, в основном, изменением схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин (законтурное, блоковое, очаговое, площадное заводнение), оптимизацией давления нагнетания, выбором объектов заводнения и др.
В начале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных химреагентов: полимера, поверхностно-активных веществ, щелочи, кислот и др. Одновременно продолжалось совершенствование системы разработки. Начали применять метод нестационарного заводнения и изменение направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости, уплотнение сетки скважин.
В 80-х годах на месторождениях проводились широкомасштабные опытно-промышленные работы по применению физико-химических и тепловых методов разработки.
Начиная с 90-х годов ХХ века начали широко применять горизонтальную технологию бурения скважин (ГС, разветвленный, боковые стволы) и микробиологическое (микроорганизмы – бактерии за счет разложения части нефти выделяют газы и ПАВ) воздействия.
Методы повышения нефтеотдачи пластов известный специалист в области нефтеотдачи Сургучев М.П. предлагает разбить на следующие группы:
1. Гидродинамические методы, куда относятся технология нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков, метод форсированного отбора жидкости, оптимизация плотности сетки скважин и разукрупнение эксплуатационных объектов;
2. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. К ним можно отнести закачку водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров, щелочей, эмульсий, кислот, воздействие на пласт физическими полями;
3. Газовые методы: закачка углеводородных газов, двуокиси углерода СО₂, дымовых газов, азота;
4. Тепловые методы: закачка горячей воды, водяного пара, внутрипластовое горение.
5. Микробиологические методы.
По целевому назначению и механизму воздействия можно выделить следующие группы:
1. Повышение охвата дренированием:
• Совершенствование системы размещения скважин;
• Выделение объектов разработки;
• Совершенствование методов вскрытия пластов.
2. Выравнивание фронта вытеснения и повышение охвата заводнением:
• циклическое воздействие на пласт;
• закачка водогазовых смесей;
• щелочное заводнение;
• полимерное заводнение (загустители воды).
3. Повышение К_выт и снижение остаточной нефти в заводненной зоне.
Эти методы можно разбить на следующие направления:
3.1. Снижение вязкости нефти, объемное расширение нефти:
• тепловые методы воздействия на пласт;
• закачка СО₂;
• микробиологические методы.
3.2. Снижение межфазного натяжения:
• закачка микроэмульсии;
• закачка растворов щелочи и ПАВ;
• закачка газов высокого давления.
3.3 Ослабление молекулярных связей:
• вибровоздействие;
• воздействие физическими полями: электрическими, акустическими, магнитными.
За счет применения заводнения и всевозможных МУН конечный коэффициент извлечения нефти можно довести:
• при вязкости нефти 10 мПа⋅с до 77-70%;
• при вязкости нефти 10-50 мПа⋅с до 70-60%;
• при вязкости нефти 50-200 мПа⋅с до 60-56%;
Остаточные запасы нефти в пласте находятся в заводненных зонах, в слабопроницаемых заводненных зонах, а также в обособленных линзах в разрезе и в плане, совсем не охваченные дренированием системой скважин. При столь широком многообразии состояния остаточной нефти, а также при большом различии свойств нефти и воды и неоднородности нефтенасыщенных пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи пластов.
Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов, в основном, характеризуется направленным воздействия на одну-две причины образования остаточной нефти.
Различные МУН характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов:
водогазовое воздействие на 5-10%;
полимерное заводнение на 5-8%;
щелочное заводнение на 2-8%;
закачка СО₂ на 8-15%;
закачка пара на 15-35%;
внутрипластовое горение на 15-30%.
Для нормального развития технологии и уменьшения риска неэффективных затрат на применение новой технологии она проходит следующие этапы:
1. Изучение физико-химических свойств, гидрогазотермодинамических явлений;
2. Определение условий вытеснения нефти, воздействия на нефть и пористую среду;
3. Проведение лабораторных опытов по вытеснению и изучение механизма процесса;
4. Реализация технологии в промысловых условиях на опытных участках;
5. Проектирование – создание математических моделей, методов проектирования, изучение технологии;
6. Промышленные испытания в различных геолого-физических условиях;
7. Технико-экономическое обоснование применения метода в промышленном масштабе, определение потребных материально-технических средств и масштаба применения;
8. Задание и производство химических продуктов, технических средств и, оборудования;
9. Промышленное внедрение технологии на месторождениях.
Наряду с методами увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях применяются большое количество различных методов интенсификации добычи нефти и обработки призабойной зоны скважин. Нередко ряд авторов эти методы также относят к методам увеличения нефтеотдачи пластов, что неверно.
К методам увеличения нефтеотдачи следует отнести только те методы, которые, воздействуя на объем пласта, приводят к увеличению извлекаемых запасов нефти.
Методы ОПЗ, в отличие от методов увеличения нефтеотдачи пластов, только ускоряют (интенсифицируют) процесс извлечения нефти из пласта. Они воздействуют только на малый объем пласта, поэтому принципиально не могут повысить ни коэффициент вытеснения, ни коэффициент охвата процессом заводнения.
Следует, однако, заметить, что в определенных условиях воздействие на призабойную зону скважин может способствовать увеличению нефтеотдачи пласта.
Рассмотрим кратко сущность методов повышения нефтеотдачи пластов.
Назначение гидродинамических методов  увеличение коэффи­циента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагне­тания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и по­рядке их ввода в работу. Эти методы представляют собой даль­нейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и по­этому не требуют существенного изменения ее.
Циклическое заводнение
Технология его заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным груп­пам скважин. В результате такого нестационарного воздейст­вия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых про­слоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение рас­хода или прекращение закачки воды) вода удерживается ка­пиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть вы­ходит из них.
Основные критерии эффективного, применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие сло­исто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (бо­лее раннее применение метода: на начальной стадии повыше­ние нефтеотдачи составляет 56 % и более, тогда как на поздней  лишь 1 1,5%); в) технико-технологическая возмож­ность создания высокой амплитуды колебаний давления (рас­ходов), которая реально может достигать 0,50,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (сред­него расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения дав­ления  сокращаться до нуля в результате отключения нагне­тательных скважин).
Циклическое заводнение означает, что в общем случае каж­дая из нагнетательных и добывающих скважин работает в ре­жиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспече­ния более равномерной нагрузки на оборудование залежь не­обходимо разделить да отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.
Изменение направлений фильтрационных потоков
Технология метода заключа­ется в том, что закачка воды прекращается в одни скважины из­менение направления фильтрационных потоков до 90°.
Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во- первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось кото­рых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю­щейся водонасьпценности).
Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан­ций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений и др.). Он позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением.
Форсированный отбор жидкости
Технология заключается в поэтапном увеличе­нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав­ления). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения забойного. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлека­ются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.
Усло­виями эффективного применения метода считают: а) обвод­ненность продукции не менее 8085 % (начало завершающей стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения де­битов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропуск­ная способность системы сбора и подготовки продукции доста­точна) .