УДК 622.276.
Планирование методов интенсификации притока нефти и
увеличения нефтеотдачи с учетом свойств системы пласт-флюиды
Государственное автономное научное учреждение
«Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан»,
г. Уфа,
Аннотация: Приведена информация об особенностях системы
пласт-флюиды и ее изменчивости. Показана необходимость учета геологических особенностей
и изменений в пластовой системе на различных участках одного большого
месторождения при планировании мероприятий по увеличению притока в скважины и в
целом нефтеотдачи.
Ключевые
слова: интенсификация притока,
нефтеотдача, система пласт-флюиды.
Планирование
интенсификации добычи нефти должно основываться на изучении закономерностей ее
фильтрации в коллекторе. Большая роль в процессах нефтеизвлечения принадлежит
молекулярно-поверхностным явлениям, происходящим на границах раздела фаз. Отметим
факторы влияющие на фильтрацию флюидов в пластовых условиях:
1) смачиваемость
нефтью или водой стенок пустотного пространства коллектора;
2) образование
на стенках пустотного пространства адсорбционных слоев и пленок нефти или воды;
3) реологические
характеристики граничных слоев нефти.
Процесс
вытеснения нефти из коллектора происходит при одновременном изменении характера
межмолекулярного взаимодействия, это происходит из-за процессов
структурообразования и неньютоновского поведения нефти. Фазовые переходы характерны
для фильтрации, с ними связаны изменения физико-механических свойств подвижной
и остаточной нефти, локальной степени структурирования и вязкости отдельных
компонентов. Для решения задач увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН)
из продуктивных пластов требуется детальное рассмотрение всех факторов,
влияющих на вытеснение нефти. Существенно влияют на этот процесс химический
состав и свойства пластовых флюидов,
изменяющиеся в пределах одной залежи в процессе разработки по площади и
разрезу. Структура нефтенасыщения природных пластов определяется поверхностными
свойствами, микро- и макронеоднородностью пластов и их литологическим составом.
В однородных пластах влияние поверхностных свойств обусловлено преимущественно
смачиваемостью внутрипоровой поверхности водой и нефтью. В этих условиях
существенное значение имеет тип поверхности (гидрофильная или гидрофобная)
породообразующих минералов [1]. На вытеснение нефти также влияют начальное
распределение нефти и воды в коллекторе, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС)
коллекторов и их литология. Выявлен мозаичный характер смачиваемости стенок пор
и трещин, в основном с гидрофобной и гидрофобизированной нефтью поверхностью [2].
Решение
вопроса о выборе методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов для довытеснения
остаточной после заводнения нефти должно строиться на базе экспериментальных
исследований, позволяющих оценить формы и состояние остаточных запасов, макро-
и микронеоднородность продуктивных пластов, распределение пор по размерам,
соотношение капиллярно-защемленной и пленочной нефтей.
В продуктивном пласте
основная часть нефти (подвижная, неподвижная, связанная) располагается в
замкнутой части пустотного пространства. Количество связанной нефти
увеличивется при нарастании гидрофобизации. Опыт разработки показывает, что
остаточное нефтенасыщение после заводнения превышает 10-20 %, что связано с
усложнением структуры остаточного (неподвижного) нефтенасыщения в процессах
заводнения пластов.
«Легкодобываемая»
нефть практически извлечена и основные остаточные запасы ее приурочены к
низкопродуктивным пластам АВ1(1-2) («рябчик») и АВ1(3), доля остаточных запасов
в них равна 60,3 %. Поэтому эффективность извлечения нефти из этих объектов
будет влиять на технологические показатели разработки месторождения в целом.
Основные перспективы связаны с пластом АВ1(1-2).
С 1986 г. на Самотлорском месторождении для увеличения
охвата пластов фильтрацией для закачки в нагнетательные скважины начали
применять потокоотклоняющие составы. Одновременно масштабно проводились работы по циклическому заводнению, заводнению с
применением ПАВ, полимер-дисперсных систем (ПДС), созданию околоскважинных
малообъемных потокоотклоняющих барьеров. За время эксплуатации месторождения
применялось до 90 различных видов химреагентов и композиций. За период с начала
работ по увеличению притока нефти и нефтеотдачи пластов в целом выполнено
примерно 6000 скважино-обработок на 2000 нагнетательных скважин. Работы по
выравниванию профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин проводились с
увеличением количества обработок. К 2000 году был достигнут такой уровень работ
по ВПП, что нагнетательный фонд обрабатывался на 50-80 %.
Средняя технологическая эффективность 1 скважино-операции
составила от 0,8 до 18,3 т/сут. Общая дополнительная добыча нефти от методов
интенсификации притока и МУН за 15 лет составила 2 % суммарной добычи нефти
месторождения за этот период (14,2 млн. т).
Анализ эффективности МУН и методов интенсификации
притока показывает, что не существует универсального метода интенсификации или МУН
для всего Самотлорского месторождения. Каждый участок пласта обладает
индивидуальным набором геолого-физических свойств коллекторов,
физико-химических свойств пластовых флюидов, поэтому необходимо проводить
подбор МУН исходя из состояния системы
«пласт-флюиды» и момента разработки залежи, а также с учетом затрат на воздействие.
Результаты применения разных технологий показали, что перспективными МУН на
Самотлорском месторождении являются циклическое заводнение в сочетании с потокоотклоняющими,
физико-химическими методами (закачка осадко- и гелеобразующих систем), а также
газовое (ГВ) и водогазовое воздействие (ВГВ) на пласт.
Суммарная дополнительная
добыча нефти от всех видов воздействия оценивается величиной порядка 4,0 млн. т
ежегодно. Почти 30 % этой добычи обеспечено операциями по гидроразрыву пласта (ГРП),
имеющими среди прочих методов наиболее высокие показатели технологической
эффективности. Показатели освоения новых скважин «вертикально-наклонного»
профиля с применением ГРП уже сравнялись с пусковыми параметрами работы новых
горизонтальных скважин. Практически была доказана эффективность проведения
большеобъемных ГРП и ГРП по технологии «концевого экранирования трещин».
Массовое освоение новых
скважин применением ГРП на объекте АВ1(1-2)
позволило вместе
с увеличением охвата прослоев пласта разработкой увеличить пусковые дебиты, что
уменьшило долю попутно добываемой воды в продукции скважин. В общем, по части
объекта в течение последних лет среднегодовая обводненность добываемой жидкости
уменьшилась на 13 %. Такой результат на «рябчике» позволяет зачислить ГРП в
группу МУН для аналогичных объектов.
На
основании вышесказанного для интенсификации притока нефти в скважины и
увеличения КИН предлагается корректирование проектов скважин на отдельных
площадях с использованием горизонтальных стволов, забуривание дополнительных
боковых стволов (до 1500-1600 ед.). Для увеличения охвата «рябчика» процессом
разработки следует проводить значительный объем ГРП. Следует осуществлять
мероприятия по регулированию линий тока в пластах, для чего проводить закачку
потокоотклоняющих составов в нагнетательные скважины, оптимизацию отборов по
участкам месторождения, обработки призабойных зон (ОПЗ) добывающих скважин.
Литература
1. Михайлов, Н. Н.
Остаточное насыщение разрабатываемых пластов / Н. Н. Михайлов. – М.: Недра, 1992. – 270.
2. Treibet, R. E. A Laboratory Evaluation of the wettability of Fifty
Oil-Producing Resesiors / R. E. Treibet, L. Archer Duana, W. W. Owens // Soc.
Petrol. Eng. J. – 1972. – Vol. 12. – No. 6. – P. 537-540.