Извлечение нефти из пласта газами высокого давления

Методика определения  конечного коэффициента нефтеотдачи по всем месторождениям одна и та же и определяется он как отношение общего количества добытой из пласта нефти к разности первоначальных и остаточных запасов, которая относится к промытой части залежи.

При определении коэффициентов  нефтеотдачи по заводненным частям залежей в ряде случаев берутся в расчет средние данные по пласту, а не параметры той части залежи, в пределах которой осуществляется замещение нефти водой. В результате коэффициент нефтеотдачи не отвечает тому объекту, который подвергся заводнению.

Многочисленными исследованиями установлено, что периферийные участки  залежей, как правило, характеризуются  более низкими значениями параметров пласта, чем центральные приподнятые  участки. В погруженных частях структур пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пород значительно слабее. Следовательно, нефтеотдача по периферийным участкам должна быть ниже, чем средняя по пласту. Поэтому полученные по заводненным частям коэффициенты нефтеотдачи в ряде случаев завышены.

Точность величин коэффициента нефтеотдачи зависит от достоверности величин, входящих в формулу подсчета запасов объемным методом, в частности от эффективной мощности пласта, коэффициента нефтенасыщения и других параметров.

Нефтенасыщенность изменяется по площади от центра к периферии от 90 до 60%. Эта закономерность имеет большое значение для платформенных условий, характеризующихся наличием больших размеров водоплавающих частей залежей. Когда исследуется нефтеотдача периферийных частей залежи, для расчета надо брать не среднюю, а конкретную величину нефтенасыщенности, характеризующую эту часть залежи.

Для определения нефтенасыщенных мощностей пород и вместе с тем и коэффициента нефтеотдачи большое значение имеет точная отбивка водо-нефтяного контакта (ВНК), с которым связана самая большая площадь на границе нефти и воды. Для средних размеров нефтяных залежей Русской платформы ошибка в отбивке ВНК на 1 м искажает величину извлекаемых запасов на 500-700 тыс. тон, а для крупных месторождений - на несколько десятков миллионов тонн.

Современные методы определения  ВНК недостаточно точны. Колебания  его отметок зачастую вызваны  литологической изменчивостью нефтесодержащих  пластов. Особенно затруднительна точная отбивка ВНК с разрезами маломощных пластов, когда при различной  проницаемости пластов получаются неоднозначные электрометрические показатели, усложняющие интерпретацию  при испытании разведочных скважин  и наблюдениях за появлением воды в эксплуатационных скважинах в  процессе разработки месторождения  нельзя получить точной отметки ВНК. Наиболее надежны промыслово-геофизические  и радиометрические методы. Однако и они еще не обеспечивают требуемой  точности определения положения ВНК.

Необходимо продолжать исследования ВНК до получения возможно более  точной его отбивки главным образом  геофизическими и радиометрическими  методами.

Большое влияние на снижение конечной нефтеотдачи оказывает несовершенство методов разработки водоплавающих частей нефтяных залежей. В ряде случаев при проходке скважин, чтобы получить безводную нефть, перфорация производится выше водоносных песчаников на 3-5 м. В результате нефтенасыщенные пропластки, залегающие в нижних частях пластов, на границе нефти и воды, могут оставаться в значительной степени невыработанными.

Это обстоятельство имеет  серьезное значение как фактор, снижающий  коэффициент нефтеотдачи для подавляющего большинства платформенных залежей, в которых значительные запасы нефти, сосредоточены в водо-нефтяных зонах. Так, например, в Ромашкино нефтяные залежи всей площади месторождения на 90,5% подстилаются водой.

Американцы считают, что  достигнутый ими коэффициент  нефтеотдачи при первичных методах добычи нефти по всем продуктивным пластам США составляет 35% от геологических запасов, причем они утверждают, что более высокую отдачу (в среднем) первичными методами добычи получить нельзя. Они указывают, что нефтяные пласты с режимом растворенного газа при самых лучших технологических методах разработки могут обеспечить суммарный отбор от 10 до 25%. В продуктивных пластах, с, упруговодонапорпым режимом коэффициент суммарной нефтеотдачи, по их мнению, может изменяться в идеальных условиях от 35 до 75%.

Если американцы говорят  о среднем фактически достигнутом, коэффициенте отдачи в 0,35, то специалисты  Российской Федерации считают, что  в России средний конечный коэффициент  нефтеотдачи составляет примерно 0,45-0,5. Однако научные исследования, показывающие полноту извлечения нефти в различных геологических условиях, еще недостаточны.

Как в США, так и в  России совершенно отчетливо выделяются группа низких коэффициентов отдачи, получающихся при разработке нефтяных залежей с режимом растворенного  газа, и группа более высоких коэффициентов  нефтеотдачи, достигаемых в результат выработки залежей с упруговодонапорным режимом.

Средний коэффициент нефтеотдачи в целом по стране зависит от следующих основных факторов: 1) от соотношения добычи нефти на месторождениях с упруговодонапорным режимом и режимом растворенного газа, а также от удельного веса добычи тяжелой нефти, при эксплуатации которых получается низкая отдача; 2) от уровня развития методов поддержания пластовых давлений и вторичных методов добычи; 3) при прочих равных условиях от размещения и плотности скважин при разработке.

В 1960 г. примерно 72-73% общесоюзной  добычи нефти приходится на месторождения  с упруговодонапорным режимом. По месторождениям США таких данных мы не имеем.

За тот же год добыча нефти с поддержанием пластового давления и с применением вторичных  методов в СССР достигла 65%, в то время как в США она составила лишь 28-30%. Указанные благоприятные соотношения, сложившиеся в СССР в направлении разработки месторождений и добычи нефти, повлияли на повышение нефтеотдачи.

Можно предположить, что  и в ближайшие годы удельный вег добычи нефти из залежей с упруговодонапорным режимом сохранятся на уровне примерно 70-75%. Добыча нефти из пластов, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, к 1980 г. значительно увеличится; возрастет также добыча тяжелых нефтей, что несколько повлияет на снижение среднего коэффициента нефтеотдачи. В некоторых районах будут разрабатываться глубокие горизонты, в которых следует предполагать закономерное снижение проницаемости пород и в ряде случаев наличие залежей нефти с режимом растворенного газа, что также повлияет на снижение среднего коэффициента нефтеотдачи.

Для прогнозирования динамики коэффициента нефтеотдачи на длительный период, кроме знания фактически достигнутых величин его в различных геологических условиях, необходимы детальные расчеты по ряду групп месторождений и знание многих фактором, влияющих на нефтеотдачу, в частности, большое значение имеет знание потенциальных возможностей методов поддержания давления на нефтеотдачу.

Американцы Робертс и  Уокер, ссылаясь на накопленные материалы  о возможностях и применении различных  методов поддержания пластового давления, считают, что максимальное значение коэффициента суммарной нефтеотдачи будет не более 60%. Однако это может быть достигнуто, заявляют они, в течение следующих 50 лет. С этим их мнением нельзя согласиться. Нам представляется, что научные исследования в этой области позволят обосновать и добиться значительно большего извлечения нефти.

До настоящего времени  еще нет полной ясности в потенциальных  возможностях методов поддержания  давления в отношении повышения  конечного коэффициента нефтеотдачи. Можно считать доказан иым весьма положительное значение водного фактора в увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. В этом отношении приведенные выше данные по эксплуатации Грозненских месторождение являются вполне убедительными. Роберте и Уокер указывают, что заводневие является наиболее распространенным способом повышения суммарной нефтеотдачи - оно может повысить суммарную нефтеотдачу на 20-30% от запасов, и что для извлечения 1 м нефти из пласта надо прокачать через него 20м3 воды. Следует подчеркнуть, что выбор того или иного метода воздействия на пласт зависит в итоге не только от величины суммарной нефтеотдачи, но и от экономической эффективности мероприятия. Необходимо прежде всего разобраться в том, каковы фактически достигнутые коэффициенты и какие факторы, влияющие на нефтеотдачу, еще не выявлены. Кроме общеизвестных факторов, влияющих на нефтеотдачу (вязкость жидкостей, физические свойства коллекторов, величина остаточной воды и ее свойства и др.), необходимо более детально изучить влияние скоростей вытеснения нефти, оценить потенциальные возможности методов поддержания пластового давления в отношении увеличения нефтеотдачи, а также проанализировать влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу в различных условиях неоднородности пластов.

 

 

 

 

 

 

 

НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ  МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ - КОЭФФИЦИЕНТОВ  НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ  ДАННЫМ

 

Особое значение для познания природных факторов, влияющих на величину нефтеотдачи пластов, имеют исследования по выработанным или находящимся в длительной разработке залежам.

Существующая в настоящее  время методика определения коэффициентов  нефтеотдачи по геолого-промысловым данным для выработанных залежей или заводненных участков требует значительного совершенствования и единого подхода к определению наиболее важных параметров, влияющих на нефтеотдачу пласта.

Современные методы исследования пластов позволяют в значительной степени уточнить величину нефтеотдачи, определяемую по геолого-промысловым данным, и познать некоторые особенности процесса вытеснения благодаря учету следующих факторов:

1) упругих сил пласта  при определении нефтеотдачи пласта по заводненным участкам;

2) степени охвата залежи  в процессе заводнения, обусловленной неоднородностью пласта и коллектора;

3) степени вытеснения  нефти водой, обусловленной особенностями  структуры норового пространства  и капиллярными силами;

4) точности определения  положения водо-нефтяного контакта как первоначального, так и текущего;

5) истинной величины нефтенасыщенности пород и т.п. Коэффициент нефтеотдачи в заводненных участках (в условиях водонапорного режима) определяется отношением добытого объема нефти из залежи к первоначальному объему нефти в пределах данного участка.

В условиях водонапорного  режима добыча нефти из заводненного участка обычно принимается равной суммарной добыче по залежи в целом, что справедливо только в том  случае, если текущее давление в  залежи равно начальному пластовому давлению.

Если же текущее давление в залежи меньше начального пластового давления, то некоторое количество нефти будет добыто за счет упругих  сил всей залежи, а не только за счет вытеснения нефти из заводненного участка. При вычислении коэффициента нефтеотдачи заводненного участка необходимо эту дополнительную добычу исключать из общей добычи нефти за счет упругих сил пласта. Влияние упругих сил пласта на нефтеотдачу заводненного участка тем больше, чем меньше относительный объем заводненного участка (по отношению ко всему объему залежи).

Точность определения  коэффициента нефтеотдачи пластов, разрабатываемых в условиях водонапорного режима, зависит от точности определения заводненного объема залежи. Вследствие неоднородности пласта по проницаемости в залежи могут оставаться при данной системе размещения скважин не заводненные участки пласта. Отношение объема нефтесодержащей породы, охваченного заводнением (т.е. где прошла вода), ко всему объему нефтесодержащей породы в пределах всей залежи (в случае выработанной залежи) пли в пределах заводненного участка представляет собой коэффициент охвата залежи (в данном случае участка) заводнением. Поскольку коэффициент нефтеотдачи пласта можно представить в виде произведения коэффициентов вытеснения (т.е. нефтеотдачи однородного пласта по лабораторным данным) и охвата, то для выработанной залежи (или участка) можно вычислить достигнутый коэффициент охвата. Однако определенная таким образом величина коэффициента охвата не позволяет выявить невыработанные зоны пласта. Поэтому для более эффективного обнаружения не вырабатываемых участков пласта необходимо шире использовать не только давно применяемые геологические методы, но и методы гидроразведки, разработанные Н.П. Яковлевым во ВНИИ.

Точность определения  коэффициента нефтеотдачи пласта зависит в значительной степени от точности определения нижней границы залежи.

При подсчете запасов нефти  на ряде крупнейших месторождений Татарии  и Башкирии до недавнего времени  выделялась так называемая переходная зона. При опробовании переходной зоны на Ромашкинском месторождении во многих скважинах получены притоки чистой нефти или нефти с водой.

Существуют совершенно различные  представления о так называемой переходной зоне. Одни исследователи  к переходной зоне относят значительную часть нефтяной залежи только на том  основании, что содержание воды в  залежи несколько увеличивается  по сравнению с номинальным содержанием  связанной воды.

Так, Н.Н. Сохранов отмечает, что переходная зона может иметь мощность 8-10 м, а водо-нефтяной контакт залегает на расстоянии 1,5 м от зеркала воды. Если учесть, что многие крупные платформенные залежи имеют в среднем мощность пласта всего 7-8 м, то в таком представлении почти всю залежь надо относить к переходной зоне.

В.П. Савченко предлагает выделять две переходные зоны: за верхнюю  границу первой переходной зоны он предлагает принимать 75% -ную нефтенасыщенность, а кровлю второй переходной зоны проводить по 25% -ной нефтенасыщенности. Следовательно, если в залежи связанной воды будет 30%, то всю залежь надо относить к переходной зоне. Однако если нефтенасыщенность пласта составляет 15-25%, то при опробовании этой части залежи можно получить только чистую воду. Поскольку эти предложения не дают точного представления о нижней границе и объеме самой залежи и, следовательно, не обеспечивают точности подсчета запасов нефти, они не могут быть приняты.

Имеющийся керновый материал дает ясное представление о нижней границе залежи и позволяет однозначно решить вопрос о так называемой переходной зоне.

 

Несомненно, что понятие  «переходная зона» возникло в  результате трудностей интерпретации  данных геофизических исследований скважин и отсутствия кернов, характеризующих зоны водо-нефтяного контакта.

Проведенные во ВНИИ исследования показали, что большое влияние  на четкость отбивки водо-нефтяного контакта имеют геологические условия. В мощных песчаных пластах положение ВНК определяется достаточно точно по резкому снижению кажущихся сопротивлений.

Однако существует большое  число скважин, на каротажных диаграммах которых ввиду плавного уменьшения кажущихся сопротивлений невозможно точно установить положение ВНК. В этих случаях нечетная отбивка  ВНК вызвана особенностями строения нефтяного горизонта, выражающимися  в частом чередовании песчаных, алевритовых  и аргиллитовых образований, обусловивших постепенный спад сопротивлений в зоне ВНК.