Лекция №25. Коэффициент охвата пласта. Что такое коэффициент вытеснения нефти


Лекция №25. Коэффициент охвата пласта.

Одной из важнейших характеристик разработки является коэффици­ент охвата пласта процессом вытеснения, называемый кратко коэф­фициентом охвата ЕА и определяемый как часть объема залежи, вовле­ченная в активную разработку.

Несколько отличное определение дано Уиллхайтом, в соответствии, с которым коэффициентом охвата ЕА счи­тается доля общей площади залежи, с которой нефть извлечена до остаточного насыщения. Необходимо отметить, что в любом случае ко­эффициент охвата не является постоянной величиной: он может меняться с течением времени и в значительной степени зависит от системы расстановки скважин. Его значение на момент начала эксплуа­тации отражает качество системы расположения скважин.

Согласно результатам стохастического моделирования процессов извлечения нефти [6] коэффициент охвата зависит от расстояния между скважинами L следующим образом:

, (1)

Где df— так называемая фрактальная размерность;

D=1, 2, 3 для линейного, двух- и трехмерного течения жидкости;

С— константа, зависящая от расположения скважин, свойств пласта и насыщающих его флюидов.

Численные эксперименты указывают на следующие значения фрак­тальной размерности df :

линейное заводнение: ;

площадное заводнение: ;

обращенная пятиточечная система: .

Принимая во внимание этот результат, можно представить уравне­ние (1) для случаев линейного и площадного заводнения следую­щим образом:

; (2)

. (3)

Соотношение (2) означает, что при прямолинейном одномерном вытеснении нефти водой (например, при исследовании процесса вытеснения на кернах) эффективность охвата Е повышается с уве­личением межскважинного расстояния (длины образца при вытес­нении нефти водой на керне). Как следует из (3), в случая площадного заводнения значение коэффициента охвата ЕА умень­шается с увеличением расстояния между скважинами.

Учитывая, что коэффициент нефтеотдачи ER может быть прибли­женно определен как произведение коэффициента охвата ЕА и ко­эффициента вытеснения ED, т.е.

, (4)

мы приходим к важному заключению, что коэффициент нефтеотда­чи уменьшается с увеличением расстояния между скважинами. С дру­гой стороны, большие значения L означают большие извлекаемые запасы на скважину (т.е. более высокие значения параметра ). Из этого анализа следует, что при больших расстояниях между сква­жинами (разреженная сетка скважин) объем извлеченной из плас­та нефти может оказаться сравнительно небольшим, в то время как добыча по отдельным скважинам будет высокой. В другом край­нем случае, при очень плотной сетке скважин, нефтеотдача может быть очень высокой, но добыча по каждой из скважин может оказаться значительно ниже, чем в первом случае. Это означает, что существует оптимальное значение межскважинного расстоя­ния L (или, что, в сущности, то же, что и параметр плотности сетки скважин), обеспечивающее наилучшие показатели разработ­ки месторождения при выбранной системе размещения скважин.

Точное определение этого значения сложно и является предметом численного моделирования и оптимизации. Однако для приближен­ной оценки эффективности системы расположения скважин может использоваться следующая простая методика. Согласно статистичес­кому анализу разработки, зависимость нефтеотдачи от расстояния между скважинами L может быть записана в следующей форме :

, (5)

где b — коэффициент, зависящий от свойств пласта/жидкости и выбранной системы расположения скважин.

Выразим удельные извлекаемые запасы SK как функцию расстоя­ния между скважинами L и нефтеотдачи ER:

, (6)

Параметр а, в свою очередь, может быть оценен следующим обра­зом:

(7)

где в правой части представлены соответственно средние значения эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, его пористости и начальной нефтенасыщенности в части пласта, для которой про­водится оценка.

Далее, вычисляя коэффициент нефтеотдачи и удельные извлекае­мые запасы нефти на скважину в соответствии с соотношениями (5) и (6) для одних и тех же значений L, можно построить график зависимости SK от ER, в которой большие значения обоих параметров соответствуют лучшим показателям разработки.

Необходимо отметить, что оба параметра могут использоваться как критерии оптимизации: нефтеотдача, умноженная на цену нефти, дает полный доход, а величина SK умноженная на цену нефти и деленная на капиталовложения и эксплуатационные расходы, пред­ставляет соотношение прибыли и инвестиций.

В заключение позволим себе дать приблизительную оценку средних значений межскважинных расстояний и удельных извлекаемых за­пасов для месторождений норвежского континентального шельфа. По данным Норвежского нефтяного директората, к 2000 году будет добыто около 44% всех извлекаемых запасов нефти норвежс­кого континентального шельфа. Определив среднее расстояние меж­ду скважинами для этих месторождений приблизительно в 600 м и полагая, что коэффициент вытеснения нефти водой из кернов со­ставляет приблизительно 0.65, нетрудно получить следующие зна­чения параметров ED и b в соотношении (5):

. (8)

Оценка удельных извлекаемых запасов на скважину получается при этом следующей:

(9)

 

Контрольные вопросы:

1. Что такое коэффициент охвата?

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Величина - коэффициент - вытеснение

Величина коэффициента вытеснения 0 64 была принята в качестве коэффициента конечной нефтеотдачи для расчета извлекаемых запасов нефти по залежи, что недостаточно обосновано, поскольку конечный коэффициент охвата заводнением, как правило, ниже единицы. Обычно величина коэффициента вытеснения увязывается с проницаемостью коллекторов. Однако исследованиями В. Г. Пантелеева и др. [16] установлено, что этот параметр не является постоянным. Для оценки величины коэффициента вытеснения необходимо проведение лабораторных экспериментов по вытеснению на кернах ( точнее, на составных образцах из кернов конкретного месторождения) при пластовых условиях со строгим контролем градиента давления в процессе вытеснения нефти водой. Экспериментальному изучению влияния температуры на величину коэффициента вытеснения посвящено очень мало работ. Как уже указывалось, на величину коэффициента вытеснения влияют структура пористой среды, физические и физико-химические свойства пород и пластовых жидкостей, а также гидродинамические условия вытеснения нефти. Указанные факторы взаимосвязаны, и на их проявление существенное влияние оказывает скорость вытеснения. Использование таких статистических зависимостей позволяет обосновать величину коэффициента вытеснения для неоднородных по коллекторским свойствам нефтяных пластов. Таким образом, для определения нефтеотдачи пластов величина коэффициента вытеснения может быть установлена по результатам моделирования, керновым и геофизическим данным. Наиболее объективную информацию получают при изучении керна, отобранного из скважин, пробуренных на нефильтрующемся растворе в частях залежи, где прошел фронт нагнетаемых вод, а также результатов исследования таких скважин комплексом ГИС. Аналогичная зависимость может быть получена при изучении величины коэффициента вытеснения от скорости фильтрации. Зависимость коэффициента нефтеотдачи TJH от параметра Tl при отношениях вязкостей Д. Как видно, отношение вязкостей мало влияет на величину коэффициента вытеснения. Впервые конкретные данные о влиянии проницаемости пород на величину коэффициента вытеснения Кв были получены в работах В. М. Березина [15-16] на примере песчаников и известняков башкирских месторождений нефти. На основании определенного таким образом суммарного заводненного объема, величины коэффициента вытеснения ( по лабораторным исследованиям) и начальных балансовых запасов объекта для каждого момента могут быть определены расчетные значения накопленной добычи нефти и текущей нефтеотдачи. Исследования механизма вытеснения нефти водой из пород-коллекторов показывают, что величину коэффициента вытеснения определяют такие петрофизические характеристики коллектора, как неоднородность структуры порового пространства, размеры пор, удельная поверхность, вещественный состав и смачиваемость коллектора, а также характеристики пластовых жидкостей - вязкость и состав нефти, межфазное натяжение нефти на границе с вытесняющим агентом и температура. Первая серия включает опыты 1 и 2, которые проводили для установления величины коэффициента вытеснения отдельно для нефти скв. Коллекторские свойства пород изменяются в широких пределах, поэтому их влияние на величину коэффициента вытеснения при пропитке является определяющим.

При турбулентном режиме течения, соотношения плотности и реологических параметров жидкости почти не влияют на величину коэффициента вытеснения.Такое изменение состава высокомолекулярных компонентов нефти влияет на ее коллоидную структуру, реологические характеристики, что сказывается на величине коэффициента вытеснения и остаточной нефтенасыщенности.Согласно полученным данным, коэффициент вытеснения нефти водой в заводненной зоне оценивается равным 0 65 - 0 53, что существенно ниже величины коэффициента вытеснения 0 715, определенной по керну и принятой для расчета нефтеотдачи пласта при прогнозах.Приводятся результаты лабораторных исследований рекомендуемых технологий, в том числе влияния параметров технологий ( величина оторочки реагента, давление закачки, концентрация реагента и др.) на величину коэффициентов вытеснения и нефтеотдачи.При изучении процессов вытеснения нефти водой и другими вытесняющими агентами в лабораторных условиях, результаты которых можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие величину коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием вытесняющим агентом.В последние годы проведено много теоретических и экспериментальных исследований процесса вытеснения нефти из моделей однородных пористых сред; рассмотрен и изучен широкий круг вопросов, связанных с влиянием различных факторов на величину коэффициента вытеснения и нефтеотдачу; исследован характер продвижения водонефтяного контакта, продолжительность вытеснения и другие показатели его эффективности.При изучении процессов вытеснения нефти водой и другими вытесняющими агентами на лабораторных установках, результаты которых можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие величину коэффициентов вытеснения и охвата пласте воздействием вытесняющим агентом. В однородных пористых средах коэффициент охвата зависит от геометрии пласта и физико-химических свойств жидкостей.При изучении процессов вытеснения нефти водой и другими вытесняющими агентами на лабораторных установках, результаты которых можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать вес факторы, определяющие величину коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием вытесняющим агентом. В однородных пористых средах коэффициент охвата зависит от геометрии пласта и физико-химических свойств жидкостей.Вычисление параметров промытой зоны по комплексу электрических микрометодов и методов определения пористости ( АК, ГГК, НК) дает возможность оценивать не только наличие подвижных углеводородов, остаточную нефтенасыщенность и величину коэффициента вытеснения, но и наиболее вероятное значение коэффициента охвата пласта заводнением по разрезу, так как проникновение - это одна из основных характеристик фильтрационных свойств пласта.Процесс заводнения нефтеносных пластов характеризуется коэффициентом вытеснения, отражающим полноту извлечения нефти из обводненного объема залежи, и коэффициентом охвата пласта заводнением, показывающим степень обводнения залежи по объему. Величина коэффициента вытеснения обусловливается неоднородностью микроструктуры пористой среды и поверхностно-капиллярной характеристикой системы нефть - вода - порода.В целом по данным 92 скважин были построены карты заводненной и остаточной толщины отложений горизонта Дь На картах, наряду с нанесением начальных и текущих контуров нефтеносности были также проведены и изо-пахиты толщин. Карта была использована для оценки величины коэффициента вытеснения по заводненным коллекторам.На картах, наряду с нанесением начальных и текущих контуров нефтеносности были также проведены и изо-пахиты толщин. Карта была использована для оценки величины коэффициента вытеснения по заводненным коллекторам.Изменение содержания асфальтенов по простиранию пласта меняет интенсивность аномалий вязкости нефти. Изменение индексов аномалий вязкости по пласту обусловливает разницу в величинах коэффициентов вытеснения. Последние оказываются особенно низкими вблизи водонефтяного контакта. Такие явления, как гидрофобизация пород асфальтосмолистыми веществами, проницае-мостная неоднородность пород, еще более усиливают зависимость нефтеотдачи от содержания асфальтенов в нефти, от ее аномалий вязкости. Неудивительно, что именно на месторождениях, нефти которых содержат много асфальтенов, нефтеотдача особенно низкая.Исследования механизма вытеснения нефти водой из пористой среды показывают, что величину коэффициента вытеснения определяют пстрофизические характеристики породы, такие как: пористость, проницаемость, неоднородность структуры лорово-го пространства, размеры пор, удельная поверхность, вещественный состав и смачиваемость коллектора.

Исследования механизма вытеснения нефти водой из пористой среды показывают, что величину коэффициента вытеснения определяют пстрофизичсс-кис характеристики породы, такие как: пористость, проницаемость, неоднородность структуры порового пространства, размеры пор, удельная поверхность, вещественный состав и смачиваемость коллектора.Результаты расчетов по этой формуле приведены в табл. 4.1. Из таблицы видно, что величина коэффициента вытеснения для всего пласта зависит не только от средней проницаемости, но и от его неоднородности.В каждом интервале определялось среднее значение проницаемости, пласт в нем принимался однородный, а величины коэффициентов вытеснения, вязкости нефти, начальной и осгагочной нефгенасыщенности одинаковыми.В работе [329] дано теоретическое обоснование условий, выполнение которых необходимо при постановке опытов по вытеснению нефти водой в случае одномерного линейного течения. Показано, что невыполнение условий, обеспечивающих подобие процесса вытеснения натурному, может привести к значительным погрешностям в величинах коэффициентов вытеснения за безводный и водный периоды и дать неверную картину хода процесса. В работе доказано, что в большинстве случаев удается выполнить лишь приближенное моделирование.Из приведенных данных литологического изучения породы в шлифах следует, что карбонатные образцы первой группы характеризуются более высокой степенью неоднородности структуры порового пространства вдоль поровых каналов по сравнению с образцами второй группы. Неоднородность структуры порового пространства в поперечном сечении к потоку определена для обеих групп образцов по коэффициенту Хазена1 методом капилляриметрии. Величина коэффициента вытеснения по образцам определена при вытеснении керосина водой. Применение керосина было обусловлено необходимостью сведения к минимуму влияния поверхностных явлений на величину коэффициента вытеснения, для того чтобы выдвинуть на первое место влияние неоднородности структуры порового пространства. В результате исследований получено, что коэффициент вытеснения углеводородной жидкости водой из карбонатного коллектора тесно связан с неоднородностью порового пространства.Таким образом, полученные выводы находятся в соответствии с результатами экспериментов, описанных в предыдущем параграфе. Критерий Pf пригоден для оценки величины коэффициента вытеснения при прямом цементировании с обычными режимами закачки и продавки без применения нижних разделительных пробок.Зависимость коэффициента смешения при вытеснении цементного раствора водой от режима движения вытесняющей жидкости. Полученные Говардом и Кларком результаты представлены в виде общей закономерности. При этом при малых значениях указанных параметров и низкой скорости движения величина коэффициента вытеснения может превысить kB, получаемый в случае использования растворов с повышенными значениями т, и и р, хотя и при высокой скорости восхЬдящего потока, соответствующей течению при турбулентном режиме. Это находит подтверждение в работе А.Х. Мирзаджанзаде, в которой после решения теоретической задачи об изменении величины отношения оставшегося объема ДК к первоначальному ее объему V указано, что в случаях вытеснения при турбулентном режиме в определенных условиях Д V / V меньше, чем при структурном режиме. По предварительным расчетам ДК / F при структурном и турбулентном режимах течения имеют один и тот же порядок.Однако закономерности вытеснения одной жидкости другой недостаточно изучены. Этим вопросом применительно к условиям скважин занимались многие исследователи, но единства мнений по отдельным результатам нет. Мир-заджанзаде и Б. И. Мительмана показывают, что на величину коэффициента вытеснения существенно влияют параметры обеих жидкостей.Из приведенных данных литологического изучения породы в шлифах следует, что карбонатные образцы первой группы характеризуются более высокой степенью неоднородности структуры порового пространства вдоль поровых каналов по сравнению с образцами второй группы. Неоднородность структуры порового пространства в поперечном сечении к потоку определена для обеих групп образцов по коэффициенту Хазена1 методом капилляриметрии. Величина коэффициента вытеснения по образцам определена при вытеснении керосина водой. Применение керосина было обусловлено необходимостью сведения к минимуму влияния поверхностных явлений на величину коэффициента вытеснения, для того чтобы выдвинуть на первое место влияние неоднородности структуры порового пространства. В результате исследований получено, что коэффициент вытеснения углеводородной жидкости водой из карбонатного коллектора тесно связан с неоднородностью порового пространства.Бавлинского месторождения, как наиболее длительно и интенсивно разрабатываемой по сравнению с другими залежами. Поэтому по ней получены наиболее существенные выводы о характере заводнения коллекторов, состоянии выработки запасов и достигнутом коэффициенте нефтеотдачи. В табл. 4.15 представлена характеристика выработки запасов по объектам с различной степенью интенсивности и продолжительности процессов заводнения. Распределение отобранного количества нефти между объектами проведено с использованием данных о состоянии заводнения коллекторов и величине их заводненных объемов. При этом в целом были подтверждены полученные в ранее выполненных проектных работах выводы об опережающей выработке запасов песчаных коллекторов и результаты расчетов по определению величины коэффициента вытеснения в пределах заводненной зоны. По основной залежи горизонта Д1 процессом заводнения охвачено 96 8 % начальных запасов нефти, отобрано 56 0 % начальных балансовых и 96 0 % извлекаемых запасов объекта. По большинству скважин было установлено, что процессам заводнения подвержены лишь песчаные коллекторы. Данные о фактах заводнения алевролитов практически единичны и они отмечаются лишь на участках непосредственной близости зоны нагнетания. Например, в пределах частично заводненной зоны расположены скважины, продуктивная часть которых кроме песчаников представлена алевролитами. Это позволяет рассматривать его в виде самостоятельного объекта разработки, но при наличии в разрезе мощной пачки высокопродуктивного коллектора выработка его, как показывает практика исследований, может значительно отставать или вообще не происходить. Так, в результате анализа скважин, в которых был перфорирован только этот пропласток ( около 20 скважин) г, фактов заводнения при отборе 11 8 % балансовых запасов пропластка установлено не было.Бавлинского месторождения, как наиболее длительно и интенсивно разрабатываемой по сравнению с другими залежами. Поэтому по ней получены наиболее существенные выводы о характере заводнения коллекторов, состоянии выработки запасов и достигнутом коэффициенте нефтеотдачи. В табл. 4.15 представлена характеристика выработки запасов по объектам с различной степенью интенсивности и продолжительности процессов заводнения. Распределение отобранного количества нефти между объектами проведено с использованием данных о состоянии заводнения коллекторов и величине их заводненных объемов. При этом в целом были подтверждены полученные в ранее выполненных проектных работах выводы об опережающей выработке запасов песчаных коллекторов и результаты расчетов по определению величины коэффициента вытеснения в пределах заводненной зоны. По большинству скважин было установлено, что процессам заводнения подвержены лишь песчаные коллекторы. Данные о фактах заводнения алевролитов практически единичны и они отмечаются лишь на участках непосредственной близости зоны нагнетания. Например, в пределах частично заводненной зоны расположены скважины, продуктивная часть которых кроме песчаников представлена алевролитами. Это позволяет рассматривать его в виде самостоятельного объекта разработки, но при наличии в разрезе мощной пачки высокопродуктивного коллектора выработка его, как показывает практика исследований, может значительно отставать или вообще не происходить. Так, в результате анализа скважин, в которых был перфорирован только этот пропласток ( около 20 скважин), фактов заводнения при отборе 11 8 % балансовых запасов пропластка установлено не было.

www.ai08.org

коэффициент вытеснения нефти водой - это... Что такое коэффициент вытеснения нефти водой?

 коэффициент вытеснения нефти водой

oil&gas: flood displacement efficiency, water flood displacement efficiency, water flood oil recovery factor, waterflood displacement efficiency, waterflood oil recovery factor

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • коэффициент вытеснения нефти
  • коэффициент вытеснения при заводнении

Смотреть что такое "коэффициент вытеснения нефти водой" в других словарях:

  • коэффициент остаточной нефтенасыщенности (газонасыщенности) горной породы — Коэффициент нефтенасыщенности (газонасыщенности) горной породы после предельного вытеснения нефти (газа) водой. [ГОСТ 22609 77] Тематики геофизические исследования в скважинах Обобщающие термины обработка и интерпретация результатов геофизических …   Справочник технического переводчика

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Нефтеотдача —         мера полноты извлечения нефти из пласта. Под Н. понимают также меру истощённости нефтяного пласта. Коэффициент определяется отношением количества извлечённой нефти к первоначально содержащейся в пласте в одинаковых условиях и численно… …   Большая советская энциклопедия

  • 1: — Терминология 1: : dw Номер дня недели. «1» соответствует понедельнику Определения термина из разных документов: dw DUT Разность между московским и всемирным координированным временем, выраженная целым количеством часов Определения термина из… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Эфирные масла* — Под общим названием Э. масел собирают большое количество веществ, имеющих, в сущности, общего только то, что они все образуются в растениях и обладают запахом, да и то это последнее качество надо принять с оговоркой. Некоторые Э. масла не… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Эфирные масла — Под общим названием Э. масел собирают большое количество веществ, имеющих, в сущности, общего только то, что они все образуются в растениях и обладают запахом, да и то это последнее качество надо принять с оговоркой. Некоторые Э. масла не… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • Сургутнефтегаз — (Surgutneftegaz) Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз Компания Сургутнефтегаз, история создания компании Сургутнефтегаз, перспективы развития Содержание Содержание Общая о ОАО «» История фирмы ОАО «Сургутнефтегаз»… …   Энциклопедия инвестора

  • Остаточная нефтенасыщенность — ► residual oil content, residual oil saturation Количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина остаточной нефтенасыщенности зависит от капиллярного давления,… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

universal_ru_en.academic.ru

Повышение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды

ПРИМЕНЕНИЕ МАСЛОРАСТВОРИМЫХ ПАВ

Сущность механизма извлечения остаточной нефти заключается в следующем. Приготовленная на поверхности водная дисперсия с массовым содержанием до 10 % может быть представлена как микроэмульсия прямого типа. Поверхностно-активное вещество выполняет в исходной дисперсии двойную функцию — как дисперсной фазы, так и стабилизатора прямой микроэмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированием структурных связей.

Дисперсия ПАВ после закачки в пласт постепенно адаптируется к пластовым условиям. Часть полимергомологов ПАВ переходит из водной фазы в капиллярно- и пленочно-удержанную нефть и формирует межфазный слой («среднюю фазу») с низким межфазным натяжением на контакте как с нефтью, так и с водой. Этот процесс ведет к формированию

микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти (до нескольких процентов) и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти и меняется с включением в ее состав нефти и воды. При увеличении содержания нефти свыше 10— 15 % эта эмульсия с дальнейшим набором нефти уменьшает вязкость, и, наоборот, с набором воды вязкость ее значительно растет вплоть до 10— 20-кратного разбавления. Описанный выше механизм позволяет увеличить фильтрационное сопротивление (снизить подвижность системы) и поддерживать эту величину длительное время. Таким образом, указанный метод может быть охарактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.

В промысловых условиях технология испытывалась с 1988 г. на большом количестве опытных участков заводненных девонских терригенных пластов месторождений республики Татарстан. Средняя начальная обводненность до начала испытаний на различных участках была равна 83— 95 %. Оценка  технологической  эффективности  метода  оказалась возможной на 31 участке. Расчеты показали, что общая дополнительная добыча с этих участков превышает 257 тыс. т нефти. Удельная технологическая эффективность составила в среднем 41 т дополнительной добычи нефти на 1 т ПАВ.

Схема расположения скважин одного из опытных участков Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения представлена на рис.1.

Закачка водной дисперсии ПАВ АФ6 на опытном участке была осуществлена в апреле 1988 г. в пласт «а» скв. 1 в количестве 400 т.

Пласт «а» на опытном участке вскрыт всеми скважинами и представлен песчаниками. Средние значения по участку: нефтенасыщенная толщина — 6,8 м, пористость — 20,8 %, начальная нефтенасыщенность — 84,5 %, коэффициент проницаемости — 0,673 мкм2.

Закачка водной дисперсии ПАВ АФ6 на опытном участке была осуществлена в апреле 1988 г. в пласт «а» скв. 1 в количестве 400 т.

Пласт «а» на опытном участке вскрыт всеми скважинами и представлен песчаниками. Средние значения по участку: нефтенасыщенная толщина — 6,8 м, пористость — 20,8 %, начальная нефтенасыщенность — 84,5 %, коэффициент проницаемости — 0,673 мкм2.

Обводненность добываемой продукции на дату начала эксперимента составляла 83,9 %.

Рис. 1. Опытный участок Ташлиярской площади по закачке ПАВ АФ6:

1 — 9 — условные номера скважин; заштрихована доля нефти в добываемой продукции скважинДополнительная добыча нефти на опытном участке составляла 24 тыс. т, или 60 т на 1 т ПАВ.

Отмечается, что широкое промышленное внедрение маслорастворимых ПАВ в условиях Ромашкинского месторождения сдерживается из-за их высокой стоимости и недостаточной технологической эффективности.

МИЦЕЛЛЯРНЫЕ РАСТВОРЫ (MP)

Водные растворы современных индивидуальных водорастворимых ПАВ, находящие самостоятельное промышленное применение для уменьшения остаточной нефтенасыщенности пластов, способны снижать межфазное натяжение на контакте нефтьй вода лишь до 7— 8,5 мН/ м.

Такой раствор, как показывают многочисленные лабораторные исследования, не может существенно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обычного заводнения пласта. Как видно из результатов лабораторных экспериментов, необходимое снижение остаточной нефтенасыщенности возможно лишь при уменьшении межфазного натяжения на контакте нефть — вода до 10—3 мН/м. Такое низкое межфазное натяжение достигается при использовании ми-целлярных растворов, позволяющих устранить капиллярные силы в заводненных пористых средах.

В практике разработки нефтяных месторождений получают распространение мицеллярные растворы, при расслаивании которых активные компоненты (ПАВ), образующие высокомолекулярные агрегаты (мицеллы), сосредоточиваются в основном лишь в одной фазе — водной, нефтяной или промежуточной мицеллярной, находящейся в равновесии с водой и нефтью. Соответствующая фаза называется внешней фазой мицеллярных растворов, а сами растворы водными (прямыми), углеводородными (обратными) или промежуточными ми-целлярными растворами (микроэмульсиями).

Процессы вытеснения нефти этими растворами имеют особенности, которые обусловлены тем, что мицеллярные растворы сочетают преимущества растворителей и растворов высокоэффективных ПАВ и обладают способностью «вбирать» в себя воду и (или) нефть, снижая поверхностное натяжение на границе контакта фаз до сверхнизких значений и создавая тем самым условия их частичного или полного смешивания. Кроме того, тип мицеллярного раствора может меняться при вытеснении в результате инверсии, обусловленной, например, различным содержанием мицеллярных солей в растворах и пластовых водах.

В состав мицеллярных растворов входят: ПАВ, углеводород, вода, стабилизатор и электролит. В табл. 2 приведены диапазоны изменения содержания основных компонентов устойчивых мицеллярных растворов трех категорий, разработанных в настоящее время.

Как видно из табл. 2, устойчивые мицеллярные растворы можно получить при широком изменении содержания отдельных компонентов. Особенно важно, что мицеллярные растворы могут содержать до 95 % воды, до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора.

Экспериментально установлено, что при вытеснении нефти из моделей однородных пористых сред мицеллярной оторочкой размером 2,5 % от порового объема извлекается 80 % остаточной нефти, а при оторочке размером 5 % от порового объема достигается практически полное вытеснение. На эффективность извлечения остаточной нефти сильно влияет правильно подобранный состав оторочки мицеллярного раствора.

Первые опытно-промысловые работы в нашей стране по испытанию технологии увеличения нефтеотдачи пластов на основе использования мицеллярных растворов (MP) были начаты в 1979 — 1983 гг. на Ромашкинском месторождении (пласт Д1 на Южно-Ромашкинской и Азнакаевской площадях).Таблица 2 Изменение объемного содержания основных компонентов мицеллярных растворов, % (по массе)

Компонент раствора Раствор с внешней нефтяной фазой Раствор с внешней нефтяной фазой при высоком содержании воды Раствор с внешней водной фазой
ПАВ 6- 10 3- 6 3- 5
Углерод 35 - 80 4- 40 2- 50
Вода 10-55 55- 90 40- 95
Стабилизатор 2-4 0,01- 20 0,01- 20
Электролит 0,01- 5 0,001-4 0,001- 4

Технология заключается в нагнетании в пласт оторочки MP объемом в количестве 5-10 % объема пор пласта, продвигаемой оторочкой раствора полимера для предупреждения преждевременного размывания оторочки MP и достижения высокого коэффициента охвата пласта воздействием. Полимер может вводиться в состав MP. В качестве основных ПАВ в составе MP на Ромашкинском месторождении использовались нефтяные сульфонаты, вспомогательными веществами - содетергентами служили низкомолекулярные спирты. В состав MP входят также углеводороды. Состав и свойства MP варьируются в широких пределах.

Перед проведением промышленных экспериментов по испытанию MP на Ромашкинском месторождении во ВНИИ-нефть провели лабораторные опыты по довытеснению остаточной нефти мицеллярно-полимерными растворами на девяти моделях пористых сред. В результате опытов по вытеснению нефти водой на линейных моделях пласта получили значение коэффициента вытеснения в среднем 68,1 %, при доот-мыве нефти оторочкой мицеллярного раствора в размере 0,1 % объема пор модели пласта коэффициент вытеснения нефти увеличился до 86,8 %, а коэффициент доотмыва составил 58,6 %. Объем дополнительно вытесненной нефти на 1 м3 использованных сульфонатов составил 22,1 м3.

Нагнетание мицеллярного раствора вязкостью 16 мПа-с вызвало снижение приемистости до 80— 100 м3/сут, а давление на устье возросло до 18— 20 МПа. Дополнительная добыча нефти, определенная по характеристикам вытеснения, составила 3,6 тыс. т.

Проведенные промышленные эксперименты на Южно-Ромашкинской и Азнакаевской площадях не подтвердили результатов лабораторных исследований по высокой эффективности метода. Причиной этого явилось различие лабораторных моделей пористых сред и реальных пластов по степени неоднородности. Наблюдался прорыв закачиваемого мицел-лярного раствора по высокопроницаемым участкам и направлениям. Почти полный отмыв нефти резко увеличивает фазовую проницаемость для воды за фронтом вытеснения, значительно ухудшая неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и вытесняющих агентов, что способствует языкооб-разному движению фронта вытеснения по площади пласта. Все это привело к низкой эффективности проведенных работ.

Следует отметить, что большое количество промышленных экспериментов по применению MP за рубежом показывает достаточно хорошую эффективность этого метода.

Перспективны для увеличения нефтеотдачи пластов водные мицеллярные растворы, обеспечивающие достаточно полное вытеснение остаточной нефти и в то же время являющиеся менее дорогими по сравнению с углеводородными мицеллярными растворами.

ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Полимерное заводнение заключается в добавлении полимера в воду для уменьшения ее подвижности. Получаемое увеличение вязкости, а также уменьшение проницаемости по водной фазе, которое происходит при использовании некоторых полимеров, является причиной более низкого отношения подвижностей. Это уменьшение отношения подвижностей повышает эффективность заводнения за счет более высокого коэффициента охвата по объему и меньшей нефтенасыщенности в отмытой зоне. Минимальная остаточная нефтенасыщенность не уменьшается, хотя остающаяся после процесса вытеснения нефтенасыщенность уменьшается, так и в полимерном заводнении. Более высокий коэффициент нефтеотдачиявляется экономическим стимулом для осуществления полимерного заводнения. Какправило, полимерное заводнение бывает экономически выгодным только в тех случаях, когда отношение подвижностей при обычном заводнении высоко, неоднородность пласта большая или отмечается сочетание этих двух факторов.

Существует три способа применения полимеров в процессах добычи нефти:

1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик нагнетательных скважин или обводненных добывающих скважин за счет блокирования зон высокой проницаемости.

2. В качестве агентов, которые могут сшиваться в пласте, закупоривая зоны высокой проницаемости на глубине (Нидгам и др., 1974). Для осуществления этих процессов нужно, чтобы полимер закачивался с неорганическим катионом металла, который образует впоследствии поперечные связи между молекулами закачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы.

3. В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти.

Первый способ не является истинным полимерным заводнением, т.к. в качестве агента, вытесняющего нефть, используется не полимер. Несомненно, большинство проектов повышения нефтеотдачи за счет применения полимеров, попадают под пункт 3.

Для осуществления метода, изображенного на рисунке, требуется предварительная промывка, создающая нужные условия в пласте, закачка полимерного раствора, регулирующего подвижность, для того, чтобы свести к минимуму проскальзывание воды, и вытесняющая жидкость (вода) для вытеснения раствора полимера и образующегося нефтяного вала в направлении добывающих скважин.

Часто буфер содержит полимер, количество которого постепенно убывает, чтобы уменьшить неблагоприятное отношение подвижностей между продавочной водой и полимерным раствором. Из-за того, что процесс носит вытесняющий характер, полимерные заводнения всегда осуществляются на отдельных группах нагнетательных и добывающих скважин.

Подвижность в полимерном заводнении снижается путем закачки воды, которая содержит высокомолекулярный водорастворимый полимер. Т.к. в качестве воды обычно используют разбавленные пластовые воды, степень минерализации имеет большое значение, особенно для определенного класса полимеров.

В качестве агентов полимерного заводнения перечислим несколько полимеров: это – ксантановая смола, гидролизованный полиакриламид (ГПАА), сополимеры (полимер, состоящий из двух и более типов мономеров) акриловой кислоты и акриламида, сополимеры акриламида и 2-акриламид 2-метилпропансульфоната (АА/АМПС), гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, полиакриламид (ПАА), полиакриловая кислота, глюкан, декстрана, полиоксиэтилен и поливиниловый спирт. Хотя только первые три фактически используются на промысле, существует много потенциально пригодных реагентов, и некоторые из них могут оказаться более эффективными, чем те, которые используются в настоящее время.

ВОДОГАЗОВОЕ ЦИКЛИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

Технология циклического водогазового воздействия заключается в том, что в пласты поочередно оторочками или одновременно в смеси нагнетается газ и вода через одну и ту же или в отдельные нагнетательные скважины.

Механизм улучшения нефтевытеснения заключается в следующем. В отличие от воды, которая в заводненной зоне занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачиваемая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил й верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа с целью уменьшения их недостатков, применения их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа в пласты, т.е. вытеснения водогазовой смесью, который будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10— 15 %), при которой газ неподвижен.

Поочередное нагнетание воды и газа способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти и охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем вытеснение раздельно только водой или газом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7 — 15 % по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.

Водогазовое циклическое воздействие наряду с положительным влиянием на довытеснение остаточной нефти обладает и существенными недостатками.

Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается й для газа в 8— 10 раз, для воды в 4— 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта.

Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10— 20 % в зависимости от степени и характера неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды.

Оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительно усложняется. Для условий Зайкинской группы месторождений легких неф-тей представляет интерес поиск способа реализации водога-зовой циклической репрессии за счет собственного газа путем периодического и управляемого снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕ СИСТЕМЫ ГАЛКА И ГАЛКА-ПАВ

В методе реализован известный в аналитической химии принцип «возникающих реагентов» (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему (карбамид — соль алюминия — вода — ПАВ). В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется. Образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. При этом основные характеристики можно регулировать.

Для регулирования фильтрационных потоков в продуктивных пластах месторождений, увеличения охвата пластов заводнением, повышения нефтеотдачи разработаны две технологии с применением неорганических гелеобразующих составов —  ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ. Опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири показали технологическую и экономическую эффективность метода: снижение обводненности продукции добывающих скважин на 10— 50 %, увеличение дебитов по нефти. Дополнительная добыча нефти составила 40— 60 т на 1 т гелеобразующей системы. Для приготовления гелеобразующих составов можно использовать алюмосодержащие отходы многотоннажных промышленных производств.

coolreferat.com