УДК 504.05

Водогазовое воздействие на пласт, приуроченный к карбонатным отложениям

Магистрант Д.Д.Кабылбаев

Научный руководитель , к.т.н. Н.Б. Баймбетов

Казахский Национальный Технический Университет им.К.И.Сатпаева, г. Алматы, Казахстан.

Водогазовое воздействие - это метод увеличения нефтеотдачи, при котором в нефтяной пласт нагнетается добываемый на этом же месторождении попутный нефтяной газ. Нагнетание попутного газа в пласт позволяет не только избавить окружающую среду от вредного воздействия в результате сжигания ПНГ на факелах, но и увеличить добычу нефти за счет массообмена между нефтью и газом . При определенных условиях, при нагнетании газа в нефтяном пласте образуется углеводородная смесь, смешивающаяся как с нефтью, так и с газом. Это позволяет уменьшить действие капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть в пласте. Кроме того уменьшается вязкость нефти. Оба этих фактора способствуют увеличению нефтеотдачи пласта.

Нефтяные месторождения и залежи, запасы которых сосредоточены в карбонатных отложениях, представленных трещиновато-поровыми коллекторами, распространены во всех крупных нефтегазодобывающих провинциях мира. На долю карбонатов приходится более 40 % мировых запасов нефти и около 60 % её мировой добычи [1]. Эти факты обуславливают постоянный интерес нефтяных компаний к проблемам, связанными как с многосторонними научными исследованиями, так и с практическими вопросами нефтедобычи из залежей нефти, приуроченных к карбонатным отложениям. Поэтому надо отметить, что в настоящее время проблемы нефтедобычи из карбонатных отложений освещены в научно-технической литературе достаточно широко.

Карбонатные породы в основном сложены из двух минералов - кальцита и доломита - и, чаще всего, остаются вблизи места своего происхождения. Исключением являются известковые песчаники или карбонатные арениты, которые формируются когда карбонатные породы разрушаются ветром или водой, а затем транспортируются и переотлагаются. Известковые песчаники обладают многими текстурными и петрофизическими характеристиками силико-кластических песчаников, сохраняя в то же время минералогию и микропористость карбонатов. Карбонаты формируются в мелко- и глубоководной морской обстановке, эвапоритовых бассейнах, озерах и эоловых пустынях. В прошлом большая их часть отложилась в мелководных морских условиях.

В практике разработки нефтяных месторождений используются два основных способа воздействия на нефтяные пласты, связанных с закачкой газа высокого давления и углеводородных растворителей:

• закачка оторочки растворителя, продвигаемой более дешевым вытесняющим агентом (газом или водой);

• закачка газа в сочетании с заводнением, так называемое водогазовое воздействие (ВГВ).

Приоритет по использованию газа высокого давления и ВГВ для увеличения нефтеотдачи принадлежит советским ученым нефтяникам М.А. Капелюшникову и М.А. Айрапетяну [3].

По технологии закачки воды и газа в пласт различают три разновидности ВГВ:

• последовательная закачка, когда вслед за закачкой оторочки газа закачивается вода или наоборот;

• попеременная, когда в пласт закачиваются чередующиеся оторочки небольшого размера (5 % и менее от объема нефтенасышенных пор) воды и газа;

• совместная, когда воду и газ закачивают в каждую нагнетательную скважину [3].

Исходя из современных представлений о процессах, происходящих при вытеснении нефти газом, выделяют три модификации водогазового воздействия: а) водогазовая репрессия; б) ВГВ в режиме ограниченной растворимости закачиваемого газа и нефти; в) ВГВ в режиме смешивающегося вытеснения.

Режим газовой репрессии характеризуется отсутствием массообмеиа между жидкой и газовой фазами. При режиме с ограниченной растворимостью -происходит массообмен между нефтью и закачиваемым газом, однако в пласте существует четкий раздел фаз из-за двухфазности потока. Режим неограниченной взаимной растворимости наступает при определенных термодинамических условиях, компонентном составе закачиваемого газа и нефти.

Впервые лабораторные исследования по вытеснению нефти из пористой среды в присутствие газовой фазы были проведены американским исследователем К.Р. Холмгреном [2]. При постановке опыта использовалась линейная модель пласта, составленная из образцов песчаника (параметры модели: 1=152 см, ё = 12,7 см, К = 0,6 мкм2, начальная водонасыщенность 26 %). В качестве вытесняемого агента использовался керосин вязкостью 1,3 мПа.с.

Перед заводнением в модели пласта создавалась газонасыщенность путем ее продувки метаном. Экспериментально установлено, что после заводнения в пористой среде остается газ и его количество тем больше, чем больше газа в пористой среде до начала закачки воды. В работе приведены численные значения фазовых проницаемосгей для трех фаз. Авторами установлено, что присутствие свободного газа в пористой среде приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти в сравнении с опытом, где газ в пористой среде отсутствовал. Однако несмотря на это, присутствие газа в пористой среде до начала закачки воды благоприятно влияло на конечный коэффициент вытеснения, который в условиях опыта монотонно возрастал с ростом газонасыщенности и его прирост по сравнению с заводнением достигал 20 %. В статье отмечается, что в гидрофильной пористой среде, содержащей газ, нефть и воду, газ заполняет часть порового пространства, которое могло быть занято остаточной нефтью, то есть основным фактором, обуславливающим увеличение коэффициента вытеснения, является эффект замещения остаточной нефти закачиваемым газом.

Закачка воды и газа в нефтенасыщенную пористую среду приводит к увеличению коэффициента вытеснения по сравнению с тем же параметром, полученным от обычного заводнения. Прирост коэффициента вытеснения является функцией состава нефти и газового агента, стадии заводнения и в некоторой степени технологии закачки вытесняющих агентов (последовательной, попеременной или совместной). Максимальный прирост коэффициента вытеснения 20-35% получен в опытах с использованием обогащенного или жирного углеводородного газа, где процесс вытеснения нефти происходил в режиме ограниченной или неограниченной взаимной растворимости фаз. Наименьший прирост коэффициента вытеснения 3-7 % зарегистрирован в опытах, где в качестве газового агента использовался азот, сухой углеводородный газ, а процесс вытеснения нефти происходил без массообмена (водогазовая репрессия).[1]

Рисунок 1.12. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от проницаемости пластов.

Список литературы

1. Дияшев Р.Н., Костерин A.B., Скворцов Э.В., Дияшев И.Р. Исследование режимов фильтрации в деформируемых карбонатных коллекторах. //Нефт.хоз-во,- № 11,1993,- С.23-26.

2. Дияшев Р.Н.Т Мусабирова Н.Х. Модели карбонатных коллекторов месторождений Татарии.//Нефт.хоз-во1-№ 9.-1989,-С.43-48.

3. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазое В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. // Обз. информация ВНИИОЭНГ. М.: 1988,- С.56.

4. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - Внешторгиздат, 1998.