Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежей

В следствии разработки нефтяных скважин запасы, содержащиеся в пластах, извлекаются из недр лишь частично. Результат деления извлеченного из скважины количества нефти на размер первоначального запаса есть коэффициент нефтеотдачи.

Существуют понятия текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи. Текущий коэффициент нефтеотдачи определён точной датой (интервалом времени) разработки, а конечный коэффициент рассчитывается после завершения периода эксплуатации. Остановка разработки или "списание" ("выбытие") скважин из фонда эксплуатируемых объектов происходит при достижении предельной обводненности (90-99 % масс.) добываемого продукта или при незначительном дебите нефти.

Значения предельной обводненности и предельных дебитов определяются экономической целесообразностью разработки нефтяной залежи.

Коэффициент нефтеотдачи определяется многими факторами:

  • режима разработки залежи;
  • физических характеристик пород и пластовых жидкостей;
  • систем выработки залежи и т.д.

Зачастую нефтеотдача определяется именно режимом работы залежи, т.е. ее промыслово-геологической характеристикой.

При водонапорном режиме (вытеснение нефти водой) объем залежи, который занимает нефть, постоянно снижается. Перед поршнем воды перемещается все время преимущественно однофазный поток нефти, поэтому эффективная для нефти проницаемость породы постоянно сохраняется достаточно высокой. Данный факт даёт существенный эффект вытеснения, который достигает 70-80 %. Сопоставимое значение нефтеотдачи достигается при режиме газовой шапки (газонапорном режиме).

При эксплуатации залежи с режимом растворенного газа (газовый режим) уменьшение пластового давления приводит к отделению от нефти растворенного газа, что даёт эффект роста газонасыщения породы, уменьшая тем самым эффективную проницаемость ее для нефти. Следовательно процесс выработки газовой энергии малоэффективен. Так, газовое насыщение породы выше 35 % сопровождается движение исключительно газовой фракции, что даёт итоговый коэффициент нефтеотдачи в диапазоне 10-30 %.

Каждый режим специфичен определенными значениями показателей в ходе эксплуатации залежи. Подобными показателями традиционно являются: пластовое давление (отнесенное к базовому контуру нефтеносности или усредненное по площади) и газовый фактор. Данные показатели находятся в зависимости от темпов выработки и энергетической характеристики залежи. Следовательно задача восполнения пластовой энергии посредством закачки воды или газа является актуальной. Проекты выработки месторождения ориентированы на среднее значение нефтеотдачи в интервале 40-50 %.

Везде, где это возможно в силу геологических условий и при целесообразности с экономической точки зрения, организуется искусственный водонапорный режим. Свыше 80 % нефти в России добывается из месторождений, с поддержанием пластового давления за счёт законтурного и внутриконтурного заводнения. Но даже водонапорный режим не дает коэффициента нефтеотдачи близкого к единице. При самопроизвольном водонапорном режиме значение коэффициента нефтеотдачи достигает 50-80 %, а при его искуственном воспроизведении - 40-60 %. Ключевая причина неполного выработки нефти из недр - воздействие капиллярных сил, котрые проявляются при наличии межфазного натяжения на границе контакта нефти с вытесняющей жидкостью.

Смещение границы раздела нефть - вода реализуется одновременно по нескольким поровым каналам различного сечения. В гидрофобном слое капиллярные силы не дают мениску продвигаться, из-за чего контакт нефть - вода скорее передвигается по порам с большим диаметром, а нефть остается заблокированной в мелких порах. В водопоглощающей породе возможна обратная картина: за счет капиллярных сил граница контакта быстрее транспортируется в порах малого диаметра, а блокированная нефть остается в порах крупного сечения. Нефть может остаться в промытой части пласта в том числе в виде пленок на поверхности поровых каналов.

Уменьшение нефтеотдачи является также следствием неоднородности пласта. Вода быстрее перемещается по хорошо проницаемым зонам и пропласткам, оставляя "целики" нефти на плозопроницаемых участках. Описанный процесс еще больше усугубляется, если вязкость вытесняющей среды меньше,чем вязкость нефти, и чем больше разница вязкостей, тем хуже нефтеотдача.

При заводнении продуктивных пластов необходимо уменьшать вредное влияние перечисленных факторов за счет направленного действия на призабойную зону пласта для сглаживания профилей притока и поглощения, путём регулирования рабочего режима нагнетательных и добывающих скважин, чтобы исключить:

  • образование конусов и языков обводнения;
  • параллельную раздельную эксплуатацию продуктивных пластов и раздельную закачку воды;
  • форсирование отбора;
  • циклическую закачку;
  • изменения направления фильтрационных потоков.

Эффективность методов воздействия перечисленных выше недостаточна для очень неоднородных пластов, особенно при добыче высоковязких нефтей. Вот почему в настоящее время большее распространение имеют новые методы увеличения нефтеотдачи.

Метод увеличения нефтеотдачи Текущая нефтеотдача, % к балансовым запасам Вязкость пластовой нефти, мПа*с Температура, ОС Толщина пласта, м Коэффициент проницаемости, мкм2
Воздействие на призабойную зону пласта:
- растворами полимеров 30 10-100 до 90 - > 0,1
- мицеллярными растворами 70 до 10 до 65 - > 0,1
- водными растворами ПАВ 30 до 50 до 90 2-15 > 0,015
- растворами щелочей 60 до 100 - - > 0,1
- серной кислотой 30 1-30 - - до 0,5
- карбонизированной водой 60 до 100 до 60 > 2 > 0,5
- двуокисью углерода 60 до 50 - до 15 > 0,005
- жидкими растворителями 15 до 100 до 40 до 40 -
- обогощенным газом 25 до 15 - до 300 до 0,15
- сухим газом высокого давления 60 до 10 - до 15 > 0,005
- горячей водой 30 > 15 до 50 > 15 > 0,1
- паром 30 > 50 до 50 > 6 > 0,1
Внутрипластовое горение 50 > 10 - 3-30 > 0,1
Мощные внутрипластовые взрывы - до 100 - > 60 до 0,15
Выбросейсмическое воздействие (волновые методы) 30 30-200 - 2-50 > 0,1

Большинство из перечисленных методов ориентировано на снижение пограничного натяжения между фазами нефть - вытесняющий агент. Часть из этих методов ликвидируют границы раздела фаз (закачка оторочек растворителей в жидком и газообразном состояниях, растворение нефти в сухом газе высокого давления). Ряд методов характеризуется комплексным эффектом. Например, закачка растворов ПАВ и мицеллярных растворов дополнительно улучшает моющие характеристики вытесняющей среды, тепловые методы и применение СО2 позволяют понизить вязкость нефти. Оценки эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов являются ориентировочными, они меняются с развитием техники и технологии методов воздействия.



ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА