Газовые методы повышения нефтеотдачи

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

Факторы влияющие на нефтеотдачу и физико-геологические                параметры пласта.   
 
Основными факторами, влияющими на процесс разработки залежей углеводородов, являются геологические и технологические факторы. 
 
К геологическим факторам, определяющим эффективность разработки, относятся геологическая неоднородность залежей (эффективная толщина продуктивного пласта, песчанистость, расчлененность и их изменчивость), изменчивость физико-химических характеристик пласта (пористость, проницаемость).  
 
Технологические факторы: система разработки (количество добывающих и нагнетательных скважин, система их расположения), темп ввода залежи в разработку, темп отбора нефти, – оказывают значимое влияние на коэффициент извлечения нефти. 
 
Различают текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения.  
 
Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам. 
 
Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества предполагаемой добычи нефти к начальным ее запасам. 
 
Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к ее начальным геологическим запасам. 
 
 
Коэффициентом вытеснения нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта. 
 
 
 
коэффициентами вытеснения за эти периоды, понимая под ними долю Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

нефти от первоначального  ее содержания, полученную из образца  породы соответственно за определенный промежуток времени, за безводный и  водный периоды вытеснения. 
 
Коэффициент охвата пласта воздействием (К_охв.) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта: 
 
 
Коэффициент заводнения зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата. 
 
 
 
 
Таким образом, КИН – 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 такого, который предполагается завершить в определенных условиях. Из определения следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая 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: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно. 
 
Конечный коэффициент извлечения нефти, в зависимости от условий его расчета, может быть проектным и фактическим. Фактический КИН определяется по результатам суммарной добычи нефти в конце разработки залежи, а проектный КИН рассчитывается теоретическим путем при составлении технологических схем и проектов разработки. Приводимые в технической литературе данные о достигнутых значениях нефтеотдачи в основном отражают проектные значения КИН, так как очень мало месторождений, разработка которых в настоящее время завершена. 
 
 
 
 
               

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

                 Коллекторские свойства горных пород

 
 
Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать в ней жидкие и  газообразные углеводороды, а также  фильтровать, отдавать их при наличии  перепада давления. Порода-коллектор  может быть насыщена как нефтью или  газом, так и водой. Качество породы-коллектора нефти и газа определяют ее емкостные  и фильтрационные характеристики, определяемые литолого-петрографическим (вещественным) составом, а в более общем виде – типом коллектора. Тип коллектора оказывает значительное влияние  на характер фильтрации нефти и воды и на выбор способа борьбы с  обводнением скважины. 
 
Наиболее распространенные коллекторы для нефти и газа – терригенные и карбонатные. 
 
Терригенные коллекторы. Породы–коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементом различного типа и состава. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также смесью их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы, форма и характер поверхности минеральных зерен. 
 
Терригенные коллекторы характеризуются очень широким диапазоном фильтрационных свойств, их проницаемость изменяется от 3 – 5 до 0.0001 – 0.001 мкм², а пористость – от 25 – 26 % до 12 – 14 %. 
 
Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. В отличие от терригенных, они характеризуются большим разнообразием структуры пустотного пространства, меньшей глинистостью и более низкими граничными значениями пористости. Формирование их емкостных свойств в первую очередь определяется трещиноватостью и последующим выщелачиванием. Карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0.3 – 1 мкм² и пористость до 20 – 35 %. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабо сцементированные, содержание цемента до 10 %. Начальная их водонасыщенность в залежи не превышает 5 – 20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшими пористостью (12 – 25 %) и проницаемостью (0.01 – 0.3 мкм²) вследствие вторичного изменения порового пространства (диагенеза и катагенеза) и более высокой степенью цементации (10 – 20 %) породы.  
Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

 
Высокопористые, высокопроницаемые  карбонатные коллекторы – хорошие  объекты для разработки. Разработка слабопроницаемых, мелкопористых карбонатных  коллекторов трудна и низкоэффективна.  
 
Основные свойства коллекторов нефти и газа, влияющие на процесс разработки и эксплуатации нефтяных месторождений и на процесс их обводнения, следующие: вещественный состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность.

 
Неоднородность  порового пространства

 
 
Жидкость в горных породах содержится между их частицами. Абсолютно плотных, лишенных пустотного пространства между  частицами пород не существует.  
 
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор). Различают общую (абсолютную) и открытую (взаимосвязанную) пористость. Коэффициенты общей (m) и соответственно, открытой (m') пористости равны:  
 
 
 
Коэффициент общей пористости используется при оценке абсолютных запасов нефти в пласте, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта. 
 
Если геометрический объем блока породы умножить на коэффициент ее общей пористости, то определяется статистическая полезная емкость коллектора: 
 
 
 
Проницаемость – способность пластов фильтровать через себя жидкости и газы – важнейшее их свойство, определяющее способность извлечения нефти. Проницаемость зависит от размеров и формы открытых пор горной породы, а также от свойств фильтруемых жидкостей или газов.  
 
Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

За единицу проницаемости  принимается проницаемость пористого  образца площадью F = 1 см², длиной L = 1 см, при фильтрации через который при переходе давления Δр = 1 атм расход жидкости вязкостью μ = 1 сантипуаз составляет 1 см³/сек. Полная единица измерения проницаемости называется Дарси. В промысловой практике для удобства расчетов пользуются более мелкой единицей измерения проницаемости, называемой миллидарси (1 мД = 0.001 Д). При движении через пористую среду одной жидкой фазы измеренная проницаемость называется абсолютной. Очень часто в пористой среде происходит двухфазное движение. В этом случае проницаемость для каждой из насыщающих жидкостей отличается от абсолютной и называется эффективной или фазовой проницаемостью. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью для конкретной жидкой фазы. Она является безразмерной величиной и выражается в процентах от абсолютной проницаемости или в долях единицы. 
 
Фактическая продуктивность скважины определяется средней величиной проницаемости пласта, учитывающей проницаемость ПЗП и проницаемость удаленной зоны пласта. Средняя проницаемость пласта К_н.ср. в условиях существования вокруг скважины двух зон с различной проницаемостью определяется соотношением:  
 
 
Средняя величина проницаемости пласта, как правило, определяется на основании гидродинамических исследований нефтяных скважин на стационарных режимах фильтрации по известной формуле: 
 
 
 
Очень важная характеристика коллекторов – удельная поверхность пористой среды – отношение площади поверхности пор к объему или массе пористой среды. Вследствие небольших размеров отдельных зерен и большой плотности их укладки общая площадь поверхности порового пространства горной породы достигает огромных размеров. Для высокопористых, высокопроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает 500 – 1000 см²/см³ породы, а для алевролитов, полимиктов и слабопроницаемых карбонатов достигает 10000 – 30000 см²/см³ (0.5 – 1.5 Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

м²/г). 
 
Удельная поверхность пористой среды связана с пористостью и проницаемостью следующим соотношением: 
 
Эта характеристика имеет большое значение для применения методов ограничения водопритока в нефтяные скважины, так как любые растворы химических веществ, находясь длительное время в пласте, взаимодействуют с его поверхностью, что сопровождается процессами адсорбции химических реагентов, деструкции молекул, ионного обмена между растворами и поверхностью, растворения солей и др. 
 
Одна из самых важных и принципиальных характеристик микроструктуры пористых сред нефтеносных пластов – смачиваемость их поверхности. От того, какой смачиваемостью характеризуется пористая среда, зависит специфика вытеснения нефти водой. Все нефтегазоносные пласты образовались в водной среде (отложение и цементация осадков) и до формирования в них залежей были водоносными и, следовательно, гидрофильными, т.е. смачиваемыми водой. Формирование нефтегазовых залежей в водоносных пластах в соответствии с действием гравитационных сил могло происходить только при нейтрализации капиллярных сил. Под действием ряда активных компонентов в нефти (асфальтенов) происходило оттеснение воды с поверхности пор нефтью и частичная гидрофобизация этой поверхности. Поэтому считают, что нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидрофильной и частично гидрофобной) или промежуточной смачиваемостью. 
 
Мерой смачиваемости пористой среды служит контактный угол между плоскостью водонефтяного контакта в поре и твердой поверхностью. Этот угол может изменяться от 0⁰ до 180⁰. В гидрофильных породах контактный угол меньше 90⁰ при замере его в водной фазе. И чем меньше этот угол, тем гидрофильнее поверхность пор. В гидрофобных породах контактный угол больше 90⁰. В строго гидрофильных породах контактный угол стремится к нулю, а в гидрофобных – к 180⁰. При контактном угле около 90⁰ поверхность породы одинаково смачивается водой и нефтью. 
 
Реальная смачиваемость нефтегазоносных пластов не поддается прямому измерению, так как невозможно измерить контактный угол в широком диапазоне изменения минералогического состава пород, шероховатости, Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

глинистости поверхности  пор и пр. Существуют лишь косвенные  методы определения смачиваемости по пластинкам, моделирующим поверхность пор, пропиткой кернов водой или нефтью и центрифугированием. Но можно однозначно считать практически все известные нефтеносные пласты предпочтительно гидрофильными, т. е. предпочтительно смачиваемыми водой.  
 
Пористая среда, насыщенная на 80 – 95 % нефтью и только на 5 – 20 % водой, может быть токопроводящей при сплошном слое воды на поверхности пор. Еще одним свидетельством предпочтительной смачиваемости большинства известных нефтеносных пластов водой служат керны из них, всегда прочно покрытые глинистой коркой (при бурении на водных глинистых растворах). К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не пристает, глинистая корка сама отпадает.  
 
Гидрофобные пласты, полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко. Карбонатные коллекторы гидрофобизованы в большей степени, чем песчаные. Микронеоднородность пористой среды (изменчивость размеров пор и смачиваемость) – основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами..

                                     ГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ 
 
 
Газовые методы основаны на определенном классе реагентов, использование которых связано с организацией крупномасштабной технологии их транспортировки и закачки. 
 
К признакам данного класса реагентов относятся: 
 
-низкое количество дополнительно добытой нефти, приходящейся на единицу массы 100 % реагента; 
 
- относительно невысокая отпускная цена чистого реагента; 
 
- возможность транспортировки реагента по трубопроводам; 
Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

 
- наличие крупнотоннажной сырьевой  базы и крупных единичных источников  реагента; 
 
-возможность отделения реагента от продукции добывающих скважин в условиях промысла и повторного его использования для закачки в пласт; 
 
-отсутствие отрицательного воздействия или незначительное воздействие на качество добываемой продукции; 
 
-сохранение пожаро и взрывобезопасных и иных подобных условий в промысловых процессах; 
 
- экономичность. 
 
Закачка диоксида углерода. Метод повышения нефтеотдачи характеризуется большими объемами подачи реагента в пласт. При технологии непрерывной закачки СО₂ или при создании оторочек темп подачи реагента в пласт в 1000 – 2000 раз выше, чем при закачке ПАВ или полимера. Реагент обладает – невысокая отпускная цена, т.к. является побочным продуктом основного производства или отходами производства, транспортабелен по трубопроводам, т.к. имеет низкую вязкость, широкий круг поставщиков и источников СО₂ как естественных, так и промышленных.  
 
Реагент может быть отделен от добываемой продукции и регенерирован для обратной закачки в пласт, качество добываемых углеводородов не подвергается необратимому ухудшению, при использовании СО₂ в промысловых процессах не возникают новые требования по охране труда и окружающей среды. Диоксид углерода обладает нефтевытесняющими свойствами, благодаря его способности: 
 
1. Хорошо растворяться в нефти и в пластовой воде, уменьшать вязкость нефти, и повышать вязкость воды при растворении в них; 
 
2.Снижать межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшает смачиваемость породы водой при растворении в нефти и в воде; 
 
3. Увеличивать проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия. 
Изм.

Лист