Оценка эффективности исследований вытеснения нефти газом и их применения на нефтяных месторождениях

Нуранбаева Б.М., Мухамбетова Г.Н., Мукаш Ж.К.

Казахский национальный исследовательский технический университет

имени К.И. Сатпаева

e-mail: bulbulmold@mail.ru

Заводнение является одним из основных методов разработки нефтяных месторождений, но часто оно не обеспечивает эффективного извлечения нефти.

Экспериментальные и теоретические исследования, а также мировая практика применения третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), показывают, что одним из наиболее эффективных методов повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) являются технологии, базирующиеся на нагнетании в пласт углеводородных и других газов под высоким давлением, углеводородных растворителей и водогазовых смесей. Интегральной характеристикой воздействия на пласт и важной составляющей КИН является коэффициент вытеснения нефти (КВН). Он зависит от суммы различных факторов, определяемых как фильтрационными свойствами пористой среды для воды, нефти и газа при их совместном течении, так и физико-химическими взаимодействиями между водой, нефтью, газом и коллектором.

Несмотря на то, что эффективность газового воздействия (ГВ) на пласт для увеличения нефтеотдачи была отмечена еще в 60-х годах XX столетия, они не получили широкого распространения в Казахстане.

За рубежом ГВ нашли применение на месторождениях, коллекторы которых имеют ухудшенные фильтрационные характеристики. Это обстоятельство имеет особое значение вследствие ухудшения структуры запасов, в частности, увеличения доли запасов нефти в низкопроницаемых коллекторах, где применение заводнения не столь эффективно и сопровождается сравнительно низкой степенью извлечения нефти. Кроме того, значительная доля запасов нефти сосредоточена в залежах с карбонатными коллекторами, со значительными толщинами и с большими уклонами продуктивных пластов, т.е. в таких геологических условиях, которые позволяют организовать эффективное вертикальное вытеснение нефти газом.

Как известно, при обычном заводнении значительная часть геологических запасов нефти остается в пласте по той причине, что в пористой среде на водонефтяном контакте благодаря капиллярным силам возникают значительные градиенты капиллярного давления. Эти градиенты направлены против градиентов гидродинамических сил, что в микронеоднородной пористой среде приводит к защемлению остаточной нефти.

Как известно, существуют два вида течения при совместной фильтрации несмешивающихся жидкостей. Один режим течения, характерный для вытеснения нефти водой или газом, осуществляется при фильтрации фаз, распределенных по различным поровым каналам. Ему соответствуют разные насыщенность и проницаемость пористой среды для этих жидкостей. Второй режим определяется совместным течением двух несмешивающихся жидкостей по одним и тем же поровым каналам в виде «четок» или глобул одной жидкости в другой.

На границе газ - нефть в пластовых условиях межфазное натяжение намного ниже по сравнению с межфазным натяжением газ - вода. В пластовых условиях межфазное натяжение на границе метана с нефтью почти на порядок меньше, чем на границе нефть - вода. Добавление промежуточных компонентов С_2+выше в закачиваемый газ еще сильнее уменьшает межфазное натяжение на границе нефть - газ. В таком случае создаются более благоприятные условия для четочного течения фаз нефть - газ. Кроме того, надо учитывать, что при совместной фильтрации трех фаз увеличивается сопротивление пористой среды, и из-за повышенных перепадов давления в зоне смеси создаются более благоприятные условия для четочного (эмульгированного) течения фаз нефть - вода. При низких давлениях межфазное натяжение на границе нефть - метан имеет величину, близкую к межфазовому натяжению на границе вода - нефть, что затрудняет существование четочного режима течения жидкостей. Поэтому со снижением давления величина прироста коэффициента вытеснения при ГВ уменьшается.

Степень и механизм вытеснения нефти газом из пласта определяются физическими процессами массообмена между газом и нефтью. Результат взаимодействия между газом и нефтью в пласте определяется в основном пластовым давлением (глубиной залегания), составом газа и нефти, а также пластовой температурой. Минимальное давление, при котором достигается полная смешиваемость нефти и газа в условиях конкретного нефтяного коллектора, определяется как минимальное давление смешения (МДС). Концепция МДС позволяет понять основные процессы, происходящие в пористой среде при вытеснении нефти газом.

Все газовые методы с применением СО₂, сжатых и сжиженных углеводородных газов, азота и дымовых газов по результату массообмена между нефтью и закачиваемым газом подразделяются на следующие типы:

§ смешивающееся вытеснение;

§ частично (ограниченно) смешивающееся вытеснение;

§ несмешивающееся вытеснение.

Смешивающееся и ограниченно смешивающееся вытеснение нефти газом может быть реализовано в условиях глубокозалегающих пластов, содержащих легкую нефть. В качестве вытесняющего агента при смешивающемся вытеснении применяются жирные углеводородные газы и СО₂.

При вытеснении нефти газовым агентом (растворителем) смесимость (неограниченная растворимость) нефти и вытесняющего агента при первом контакте достигается достаточно редко (только при использовании сжиженных газов и иногда СО₂). В большинстве случаев смесимость между нефтью и вытесняющим газовым агентом достигается в результате массообмена при большом числе контактов между нефтью и газом (многоконтактная смесимость).

Состав и свойства нефти играют важное значение для достижения смесимости нефти с газом. Наиболее легко смесимость достигается в случае легких нефтей глубокозалегающих коллекторов, содержащих значительное количество легких фракций и растворенного газа. Для облегчения достижения смесимости между газом и нефтью используется закачка оторочки легких углеводородов, например, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Несмешивающееся вытеснение имеет место в тех случаях, когда массоперенос между нефтью и закачиваемым газом не приводит к значительному сближению свойств нефти и газовой фаз. Вытеснение нефти происходит в основном в результате движения газа (замещения нефти газом). Кроме того, происходит растворение газов в нефти, что сопровождается набуханием нефти и снижением ее вязкости. Несмешивающееся вытеснение является основным типом вытеснения вязкой нефти газовыми агентами.

В случае вязких нефтей в неглубокозалегающих пластах достижение смесимости между газом и нефтью практически невозможно даже при использовании закачки ШФЛУ. Поэтому основной механизм добычи тяжелой нефти при использовании газа заключается в несмешивающемся вытеснении. Создать свободную газовую фазу в пористой среде нефтяного пласта можно путем снижения давления ниже давления насыщения.

Метод разработки запасов тяжелой нефти в режиме истощения и растворенного газа применяется достаточно часто для добычи вязкой нефти и является эффективным.

Известно, что при создании условий смешиваемости нефти и газа происходит вытеснение не только подвижной части нефти, но и таких видов остаточной нефти, как капиллярно удержанная нефть; нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы; нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках.

Смешивание жидкого и газообразного углеводородов на контакте между ними может быть достигнуто двумя путями:

1) если газ сухой, т.е. преимущественно состоит из метана, то нагнетаемый газ "становится растворителем жидких компонентов нефти", переходящих в газовую фазу вследствие их обратного (ретроградного) испарения;

2) при нагнетании в пласт обогащенного газа, содержащего значительное количество промежуточных компонентов (С₂-С₆), происходит взаимодействие нефти и газа вследствие конденсации компонентов газа в нефти.

Перемешивание нефти и газа в них при малых скоростях движения является в основном результатом молекулярного перемешивания. Поэтому для объяснения механизма процесса смешивающегося вытеснения нефти газом необходимо оценить молекулярную диффузию.

Под смешиваемостью жидких и газообразных углеводородов понимают их полную взаимную растворимость в области контакта в любых соотношениях при данной температуре и давлении. При этом условии в пористой среде не образуются границы раздела (мениски) и вытеснение нефти происходит наиболее эффективно. При достижении неограниченной растворимости углеводородов образуется смесь, которая находится в гомогенном жидком или газообразном состоянии в зависимости от температуры и соотношения компонентов.

При смешивающемся вытеснении на границе между фазами образуется однофазная переходная зона со свойствами, изменяющимися от одной фазы к другой. То есть, под переходной зоной понимается однофазная зона между нефтью и газом или растворителем, которая образуется вследствие перехода промежуточных компонентов из нефти в газообразную фазу или из последней в нефтяную.

В процессе вытеснения углеводородов в пласте фильтрация происходит в сети бесчисленного количества хаотически между собой сообщающихся, тоненьких капиллярных пор-трубочек. Переходная зона складывается из суммы переходных зон в каждой поре, в которых происходит интенсивный массообмен между жидкими и газообразными углеводородами.

На современном этапе исследования и практического освоения нефтегазовых ресурсов важнейшую роль приобретает создание и развитие единой методологической основы моделирования фазового состояния природных углеводородов, соответствующих процессам формирования и разработки месторождений, транспортировки нефти по трубопроводам и т.д.

Прогнозирование фазового состояния и свойств природных углеводородных смесей должно быть основано на фундаментальных научных представлениях и одновременно быть достаточно точным для практического использования, ограниченно входить в математические модели исследуемых процессов.

На основании результатов исследований установлено, что основными факторами, определяющими форму фазовой диаграммы, линий давления начала конденсации Р_н.к, а также линий максимального количества выпавшей жидкой фазы, являются:

1) количество растворенной в смеси жидкой фазы - конденсата, нефти;

2) состав конденсата или нефти и их плотность;

3) содержание кислых компонентов - углекислого газа и сероводорода в смеси.

В то же время научно-технический прогресс и развитие информационной технологии позволяют более тонко подходить к регулированию процесса фазовых превращений в пластовых условиях. В связи с этим в дальнейшем более детально теоретически и экспериментально рассмотрим механизм образования переходной зоны при смешивающемся вытеснении нефти.

По применению основного рабочего агента ГВ подразделяются на методы закачки углеводородных газов, диоксида углерода, азота и дымовых газов. Следует отметить, что сравнительно дешевые газы такие, как метан и азот, недостаточно хорошо смешиваются с нефтью, поэтому их применение в чистом виде оправдано лишь в глубокозалегающих нефтяных пластах, где пластовое давление достаточно высоко и условия смешиваемости газов с нефтью существенно лучше, чем при низких давлениях. Добавка углеводородов промежуточной молекулярной массы в сухой газ, состоящий преимущественно из метана, позволяет достичь полного смешивания полученного обогащенного газа со многими нефтями при сравнительно небольших пластовых давлениях (10-20 МПа). Однако применение обогащенного газа ограничено его сравнительно высокой стоимостью.

Использование для увеличения нефтеотдачи диоксида углерода наиболее оправдано с экономической точки зрения при наличии природных залежей углекислого газа вблизи нефтяных месторождений. Как вытесняющий агент, диоксид углерода существенно эффективнее, чем метан и азот и сравним по своему действию с обогащенным газом. Диоксид углерода имеет более широкую область применения по сравнению с другими газами, в частности он достаточно эффективно может использоваться для добычи остаточной нефти.

Эффективность газовых методов существенно возрастает, если удается подобрать такие рабочие агенты, которые в пластовых условиях обеспечивают полную смешиваемость с нефтью. При реализации таких условий вытеснение нефти происходит с существенным снижением действия капиллярных сил, что в свою очередь увеличивает КИН.

В работе сделан важный вывод о необходимости регулирования смешивающегося вытеснения. Предложено для этих целей закачивать воду в нагнетательные скважины между линией нагнетания и фронтом вытеснения. Этот способ опробован и признан эффективным.

В настоящее время, когда открытие новых крупных нефтяных месторождений связано с возрастающими трудностями, а многие разрабатываемые нефтяные месторождения истощены, вопросы повышения нефтеотдачи продуктивных пород приобретают особо важное значение. С учетом того, что немалая часть нефтяных месторождений Казахстана характеризуется низкой проницаемостью и неоднородностью коллекторов, актуальным является детальное изучение одного из наиболее эффективных способов разработки подобных месторождений - способа вытеснения нефти сжатым углеводородным газом, основанного на полной взаиморастворимости вытесняемого и вытесняющего агентов.

Как известно, наиболее эффективное извлечение нефти, газа и конденсата из горных пород достигается при смешивающемся вытеснении с помощью растворителей. Однако такие растворители очень дороги и весьма ограничены. Поэтому в настоящей работе мы обратились к углеводородным газам как к агентам растворения и вытеснения нефти из горных пород.

Таким образом, на первом этапе исследований газовых методов доказана эффективность вытеснения нефти газом.

Литература

1 Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Р.Д. Каневская, В.М. Максимов // РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Институт компьютерных исследований. - Москва – Ижевск, 2005. - 495 с.

2 Васильев В.А., Каландаришвили Ш.Н. Экспертная оценка качества: принципы и практика: Учеб. пособие / Под ред. В.А. Васильева. - М.: «МАТИ» - Российский гос. техн. унив-т им. К.Э. Циолковского, 2003. - 100 с.

3 Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья: Монография. - М.: КУбК-а, 1997. – 352 с.

4 Гимаев Р.Н. и др. Газовые методы повышения нефтеотдачи: Монография / Р.Н. Гимаев, Г.А. Халиков, К.Ш. Ямалетдинова. - Уфа: РИО БашГУ, 1999. - 272 с.

5 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1982. - 310 с.

6 Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. - М.: Недра, 1976. – 183 с.

7 Николаевский В.Н. Движение углеводородных смесей в пористой среде. - М.: Недра, 1968. - 190 с.

8 Оганджанянц В.Г. Лабораторные исследования по изучению процесса вытеснения нефти смешивающейся фазой // Обзоры зарубежной литературы. - М.: ЦНИИТЭнефтегаз. - 1965. - 30 с.

9 Праведников H.K., Раковский Н.Л. Влияние неоднородности пласта по проницаемости на процесс вытеснения нефти растворителем // Сб. научн. тр. ВНИИ. Сер. Добыча нефти. - М., 1962. - Вып. 18. - с. 48-52.

10 Раковский Н.Л. Исследование вытеснения взаиморастворимых жидкостей в пористой среде: Дис. канд. техн. наук. - М., 1963. - 160 с.

11 Розенберг М.Д., Желтов Ю.П., Шовырянский Г.Ю. Исследование фильтрации многокомпонентных смесей // Добыча нефти. – М.: Гостоптехиздат, 1968.

12 Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. - М.: Недра, 1976. - 332 с.

13 Сабиров Х.Ш. Исследование процесса вытеснения нефти из рифогенных коллекторов растворителем и газом высокого давления: Дис. канд. техн. наук. - М., 1975. - 137 с.

14 Саттаров Р.М. Неустановившееся движение реологически сложных жидкостей в трубах. – Баку: Элм, 1999. - 412 с.

15 Саттаров Р.М., Ермеков М.М., Бабашев В.Н., Бабашева М.Н. Некоторые результаты лабораторных исследований водогазового воздействия на залежи нефти в низкопроницаемых терригенных коллекторах // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 2007. - № 8. - с. 32-35.

16 Саттаров Р.М., Ермеков М.М., Бабашев В.Н., Бабашева М.Н. К обоснованию релаксационной модели фильтрации газожидкостных систем // Вестник АИНГ. - Атырау, 2008. - № 1. - с. 54-57.

17 Статистические методы и компьютеризация измерений и контроля качества экспериментальных исследований: Монография / К.Ш. Ямалетдинова, А.Д. Максутов, Р.П. Гимаев, А.А. Ямалетдинов. - Уфа: РИО БашГУ, 2005. – 230 с.

18 Степанова Г.С. Метод определения критической температуры и критического давления многокомпонентных углеводородных смесей // Изучение газоконденсатных месторождений. - М.: Гостоптехиздат, 1962 - с. 215-231.

19 Степанова Г.С., Воронкова Л.Н. Влияние различных факторов на растворимость газа в нефти // Сб. научн. тр. ВНИИ. - М., 1974. - № 51. - с. 169-177.

20 Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. - М.: Недра, 1983. - 191 с.