Материал: нефть пласт лекции

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

6

– прочие методы.

«Прочие методы» принято разделять на гидродинамические, газовые, тепловые и химические.

Заводнение (закачка воды в пласт) также является методом увеличения нефтеотдачи и в настоящее время практически ни одно месторождение не разрабатывают без применения заводнения (за исключением разработки залежей высоковязких нефтей и битумов - здесь используют не заводнение, а применяют термические методы, которые, однако, часто включают закачку воды.)

Всоответствии с технической концепцией действующих нормативных документов можно дать такое определение:

методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы и приемы воздействия на пласт, которые позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти.

Вразвитии технологий разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся способами разработки и системами размещения скважин.

1 этап продолжался с начала промышленной добычи нефти до 1946 г. Нефть добывали за счет естественной энергии пласта (упругой, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальной энергии гравитационных сил). Использовали равномерную сетку скважин с плотностью 20000 – 60000 м2/скв. (площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину). Контролируемым параметром при разработке было пластовое давление. КИН – 0,1 – 0,2.

2 этап длился с 1946 по 1980 – 85 гг. В этот период в практику добычи нефти, как на уже разрабатываемых, так и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, интенсивно внедряли заводнение. В 1948 г. на Туймазинском месторождении (Башкирия) впервые в СССР

было применено промышленное законтурное заводнение с самого начала разработки. В дальнейшем, на других месторождениях, начали применять внутриконтурное заводнение с площадным и рядным размещением нагнетательных скважин. Применение заводнения позволило более чем в 2 раза увеличить КИН. Для контроля за разработкой стали использовать термометры, измерители расхода жидкости и газа, другие приборы.

3 этап (с 1980 – 85 по 1990 – 95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий заводнения за счет перехода на площадное и избирательное заводнение, применения различных добавок к воде, улучшающих ее вытесняющую способность (поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др.), выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции (повышение давления нагнетания, смена направлений фильтрации, циклический режим закачки воды и т. д.). В это же время внедряли и совершенствовали информационные технологии, методы автоматизации контроля за разработкой, методы регулирования процесса заводнения. Начали интенсивно исследовать и применять в опытно-промышленных масштабах различные МУН – термические, химические, газовые, физические. КИН, на ряде месторождений, удалось повысить до 0,5 – 0,6.

4 этап начался с 1990-х гг. и продолжается в настоящее время. Сейчас нормативные документы предписывают применять не только заводнение, но и другие МУН, в частности, обработки призабойных зон скважин. Обработки призабойных зон скважин (стимуляция скважин)

–это процесс, увеличивающий или восстанавливающий характеристики скважины, и, как следствие, повышающий нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.

Увеличение нефтеотдачи пластов, то есть повышение степени извлечения нефти из недр, было и остается самой актуальной задачей на протяжении всей истории развития нефтяной промышленности. На каждом этапе развития техники и технологий специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет повышения качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса разработки.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

7

Пример применения различных МУН на конкретном предприятии – «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» (Пильтун-Астохское месторождение, шельф о. Сахалин) применяет:

–заводнение;

–обработки призабойной зоны пласта;

–ремонтно-изоляционные работы;

–гидроразрыв пласта;

–бурение горизонтальных добывающих скважин;

–зарезка вторых стволов добывающих скважин.

МУН, применяемые в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район):

–заводнение;

–щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (пилотный проект);

–обработки призабойной зоны пласта;

–ремонтно-изоляционные работы;

–гидроразрыв пласта;

–бурение горизонтальных добывающих скважин;

–зарезка вторых стволов добывающих скважин.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

8

Лекция 2. Заводнение.

Заводнение, исторически, было первым МУН, позволившим существенно, более чем в 2 раза, повысить коэффициент извлечения нефти. Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения.

В настоящее время (и в обозримом будущем) заводнение остается (и останется) необходимым элементом разработки месторождений. Сегодня ~80% всей нефти в Российской Федерации добывают с применением традиционных технологий заводнения. Большинство методов воздействия на пласт, которые относят к МУН, – гидродинамические, химические, тепловые (частично), физические – основаны на заводнении.

Пласт – геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления и обладающее схожим составом и свойствами. Пласт – это геологический слой, являющийся основной формой залегания осадочных горных пород и отражающий последовательность их отложения.

Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху – кровлей. Нефтегазовый коллектор – часть пласта, обладающая физическими (структурными)

свойствами, позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать (отдавать) их при наличии перепада давления.

Ловушка – часть пласта, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие ее экранирования относительно непроницаемыми породами.

Залежь – естественное скопление нефти в ловушке, образованной коллектором, целостная динамическая система.

Коллектор может быть на два (и более) пласта, залежь – на два (и более) коллектора. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.

Общие сведения о строении и свойствах пластов.

Нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей части объема залежей) породы – песчаники, известняки или доломиты. Строение нефтяных залежей очень сложное. В залежах, по их простиранию (по площади), изменяются физические и фильтрационные свойства коллекторов. Коллекторы разделены непроницаемыми «линзами» (слоями и пропластками), вследствие чего их толщина бессистемно изменяется.

Основной объект изучения и разработки – нефтеносный пласт – нельзя ни увидеть, ни измерить. Модели пластов, используемые для оценки запасов нефти и проектирования разработки, построены на основе ограниченной информации, полученной из отдельных скважин. При площади нефтяных залежей в десятки и сотни квадратных километров площадь извлеченных на поверхность образцов пород, по которым составляют представление о строении пластов при принятии решений о системе разработки, не превышает нескольких квадратных метров. Таким образом, представления о строении нефтяных залежей и запасах нефти всегда относительны, точность количественных характеристик пластов и запасов нефти, строго говоря, не известна. Поэтому системы разработки нефтяных месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в принципе не могут соответствовать всем особенностям строения нефтяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере разработки месторождения и получения новых данных.

Типы коллекторов.

Основные свойства коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики – зависят от его состава, пористости и проницаемости.

Пористость коллекторов – наличие в них пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Коэффициент открытой пористости (пористость) – это отношение

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

9

объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему породы. Пористость выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 – 25%.

Проницаемость коллекторов – способность пропускать сквозь себя жидкости при наличии перепада давления. Проницаемость определяют при фильтрации жидкостей через керн на основе линейного закона фильтрации Анри ДарсиS ∙ (P(1856− P )г.) по которому скорость фильтрации в

пористой среде пропорциональна градиентQ =уKдавления∙ 1 и о2братно пропорциональна вязкости:

η ∙ L

где Q – расход жидкости, м3/с; K – коэффициент проницаемости (проницаемость), м2; S – площадь фильтрации, м2; (P1 – Р2) – разность давлений на концах испытуемого образца, Па; L – длина образца, м; – динамическая вязкость, Па·с. Физический смысл проницаемости: это площадь сечения каналов, по которым происходит фильтрация.

Для характеристики коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Все коллекторы нефти и газа принято разделять на два типа – терригенные и карбонатные. Терригенные коллекторы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Терригенные коллекторы обладают широким диапазоном фильтрационных свойств: проницаемость их изменяется от 0,0001 – 0,0010 до 3 – 5 мкм2, пористость – от 12 – 14 до 25 – 26%. По минералогическому составу терригенные коллекторы

делят на кварцевые и полимиктовые.

Кварцевые коллекторы имеют песчаную основу (до 95 – 98 %), как правило, обладают хорошими пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80 – 95 %, начальная насыщенность водой – 5 – 20 %.

Породы полимиктовых коллекторов имеют до 25 – 50% глинистых составляющих, начальная насыщенность водой может достигать 30 – 40%.

Карбонатные коллекторы состоят, в основном, из известняков и доломитов. Начальная насыщенность водой от 5 до 50%.

Неоднородность порового пространства (микронеоднородность). Пористость коллекторов зависит от фракционного состава зерен породы, плотности их расположения и типа цемента. В породах выделяют капиллярные (диаметр больше 0,001 мм) и субкапиллярные (диаметр меньше 0,001 мм) поры. Жидкость движется по капиллярным порам, в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывных каналов из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных коллекторах.

Диаметр пор в терригенных коллекторах изменяется от 0,0001 мм в аргиллитах и алевролитах до 0,5 – 1,0 мм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В коллекторах со средней проницаемостью (0,4 – 0,5 мкм2) средний диаметр пор составляет 0,01 – 0,02 мм, максимальный ~0,10 – 0,15 мм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01 – 0,02 мкм2) средний диаметр пор не превышает 0,001 – 0,002 мм, максимальный ~0,020 – 0,025 мм.

В карбонатных коллекторах диаметр пор изменятся в еще более широком диапазоне: при том же минимальном диаметре пор (0,0001 мм) максимальный диаметр пор (поры выщелачивания) может достигать размера каверн – 5 – 15 мм.

Неоднородность коллекторов (макронеоднородность). Коллекторы характеризуются неоднородностью трех основных видов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных коллекторов и неравномерностью свойств коллекторов по простиранию (по площади). Эти виды неоднородности вызывают неравномерность потоков жидкости, снижающую охват коллекторов заводнением.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

10

Расчлененность коллекторов. Коллекторы представляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных и непроницаемых глинистых слоев, линз и пропластков. В разрезе одной скважины в пласте может быть обнаружено до 10 – 20 пропластков. Расчлененность характеризуют коэффициентом расчлененности, который определяют для залежи в целом – отношение числа слоев, обнаруженных во всех скважинах, к общему количеству скважин.

Перемещение жидкости из слоя в слой по вертикали ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2 – 10 раз ниже, чем по горизонтали. Это связано с уплотнением пород и наличием не фиксируемых тонких глинистых слоев. Анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку, тем не менее, жидкость «вынуждена» двигаться преимущественно в горизонтальной плоскости.

Начальная нефтенасыщенность коллекторов. Пористая среда коллекторов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности нефтью изменяется в широком диапазоне. Высокопроницаемые терригенные коллекторы пористостью 24

– 27% начально насыщены нефтью на 90 – 92% (вода – 8 – 10%).

Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы начально насыщены нефтью на 60 – 65%, водой – на 35 – 40%.

Заводнение – вытеснение нефти водой. В нефтяную залежь через сеть нагнетательных скважин закачивают воду. Вода компенсирует объем извлекаемой нефти и восполняет потерю пластового давления, вызванную извлечением нефти через добывающие скважины. Цель заводнения – получение проектного КИН.

При реализации заводнения необходимыми элементами, подлежащими рассмотрению и выбору на стадии проектирования разработки, являются:

–время начала заводнения;

–система заводнения;

–система размещения скважин;

–плотность сетки скважин;

–темп добычи нефти;

а также порядок бурения скважин, отключение скважин, вода для заводнения.

Время начала заводнения. Заводнение может быть применено не с первых дней разработки месторождения, залежи можно разрабатывать на естественном режиме, при котором для извлечения нефти используется естественная энергия пласта (упругая, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). Разработка на естественном режиме имеет свои преимущества, заключающиеся в равномерном распределении пластовой энергии по всему объему пласта, что способствует его максимальному охвату процессом извлечения нефти.

Системы заводнения. При законтурном заводнении воду закачивают в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности коллектора. Применение законтурного заводнения на крупных месторождениях приводило к «консервированию» значительных запасов нефти в центральной части месторождения и к низким темпам добычи нефти. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 2,5% нефти в год от извлекаемых запасов. Законтурное заводнение приводит также к значительным оттокам воды (от 40 до 70% от объема закачки) за контур нефтеносности.

Тем не менее, законтурное заводнение применяют и в настоящее время. На рис. 2 показана схема Астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения.