3.3 Циклическое заводнение, механизмы активизации гидродинамических, капиллярных и упругих сил, обоснование режимов работы нагнетательных скважин (длительность полуциклов)

Циклическое заводнение - Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых про­слоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение рас­хода или прекращение закачки воды) вода удерживается ка­пиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть вы­ходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4— 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75—80 сут

Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие сло­исто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (бо­лее раннее применение метода: на начальной стадии повыше­ние нефтеотдачи составляет 5—б % и более, тогда как на поздней —лишь 1—1,5%); в) технико-технологическая возмож­ность создания высокой амплитуды колебаний давления (рас­ходов), которая реально может достигать 0,5—0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (сред­него расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения дав­ления— сокращаться до нуля в результате отключения нагне­тательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каж­дая из нагнетательных и добывающих скважин работает в ре­жиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспече­ния более равномерной нагрузки на оборудование залежь не­обходимо разделить «а отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора.Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

Механизмы извлечения углеводородов из неоднородных коллекторов при заводнении

• Гидродинамические силы:

1 Способствуют замещению нефти водой в латеральном направление (высокопроницаемые коллектора),

2 Способствуют внедрению воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны пласта за счет неравномерного распределения давления (вертикально-латеральное заводнение).

Основные факторы: проницаемость НПК, капиллярные давления, анизотропия коллектора

• Капиллярные силы – активизация обмена флюидами

Капиллярная пропитка - из-за микронеоднородности коллектора и его гидрофильных свойств часть нефти в мелких порах малопроницаемых участков залежи замещается водой;

• Упругие силы – способствуют поддержанию и выравниванию пластового давления .

1.Высокая сжимаемость коллектора (деформационные процессы);

2.Повышение сжимаемости системы за счет частичного разгазирования нефти.

Рзабойное=0.9Рнасыщения.

Капиллярные силы активизируются при низких гидродинамических градиентах – капиллярная пропитка.

Капиллярная пропитка является основным механизмом извлечения нефти из низкопроницаемых составляющих.

В указанных целях применяется циклическое заводнение. Цикл состоит из двух этапов: полуцикл закачки и полуцикл остановки нагнетательных скважин. Продолжительность полуциклов зависит от геолого-промысловых особенностей.

В полуцикле падения пластового давления активизируется капиллярная пропитка и обмен нефтью между низко и высокопроницаемыми слоями. Упругие силы, которые возрастают при закачке, способствуют этому обмену. Забойное давление нагнетательных скважин должно быть близко к давлению гидроразрыва. При этом, чтобы приемистость была больше, возможны мероприятия по интенсификации.

Если основным механизмом извлечения нефти является капиллярная пропитка, то полуцикл остановки должен быть больше, чем полуцикл закачки.

Блоки 4 и 5.

После проведения ГТМ по управлению разработкой на возмущающей скважине проводятся гидродинамические исследования, при которых оценивается прирост коэффициента продуктивности и изменение всех остальных параметров (kпзс, Rпзс и др. в соответствии с методикой, которая была изложена раньше) и увеличивается приток к забою.

Увеличение дебита достигается при оптимизации работы скважин, т.к. при базовых типоразмерах и режимах работы скважина будет работать с заниженным дебитом (при завышенном забойном давлении). Необходимо использовать адекватные методики подбора оборудования.

На реагирующих скважинах может произойти снижение дебитов при одновременном снижении забойного давления (вплоть до прекращения подачи). Это происходит из-за снижения давления на контурах питания реагирующих скважин. Поэтому оценка эффективности ГТМ должна осуществляться с учетом взаимовлияния по группе скважин.

Явление интерференции (взаимодействия) скважин заключается в том, что под влиянием пуска, остановки или изменения режима работы одной группы скважин изменяются дебиты и забойные давления другой группы скважин, эксплуатирующих тот же пласт.

Интерференция скважин обусловлена тем, что нефть, газ, вода подвижны, а поры продуктивных пластов, в которых они содержатся, связаны в единую систему поровых каналов и трещин. При этом скважины одинакового назначения влияют друг на друга, перехватывая притекающую к ним жидкость (или газ). В результате дебит каждой из нескольких работающих скважин всегда меньше дебита единичной скважины при прочих равных условиях. Этот факт обусловливает принципиальную особенность разработки месторождений жидких (газообразных) полезных ископаемых: все эксплуатационные нефтяные (газовые или водяные) скважины рассматриваются только в совокупности — в их взаимодействии в общем технологическом процессе разработки.

Суммарная добыча нефти из месторождения по мере ввода в эксплуатацию новых скважин, находящихся в одинаковых условиях, растет медленнее, чем число скважин (рис. 2).

Вновь вводимые скважины взаимодействуют с существующими. Это явление взаимодействия и взаимовлияния скважин называется интерференцией. Рассмотрим несколько задач интерференции скважин.

Методы оценки интерференции:

- статистический (по фактической динамике параметров работы скважин);

- аналитические;

- численные исследования по гидродинамическим моделям.

В общем виде интерференция скважин в установившемся режиме может быть описана следующей системой уравнений (на примере двух скважин)

Пусть в горизонтальном пласте толщиной h, расположены две скважин А₁ и А₂ с радиусами r_сi ,работающие с забойными потенциалами Р_{сi ,}где (i=1, 2, ... , n) Так как контур питания находится далеко от всех скважин, то можно приближенно считать, что расстояние от всех скважин до всех точек контура питания одно и то же и равно R_k. Давление Р_к на контуре питания считается заданным.

P_к – давление на удаленном контуре питания (общее для группы скважин);

A11 (A22) – коэффициенты самовлияния скважин;

A12= A21 – коэффициенты взаимовлияния первой и второй скважин.

Последовательность расчетов при обосновании ГТМ с учетом интерференции скважин.

1. Снижается забойное давление на возмущающей скважине в соответствии с предлагаемым изменением варианта компоновки оборудования (на реагирующей скважине ГТМ не проводится).

2. Решается система уравнений (6) относительно дебитов, при этом дебиты могут быть получены меньше, чем предполагалось.

3. Возможна итерационная процедура, т.к. при меньшем дебите на 2-ой скважине может уменьшится забойное давление (в реальности из-за интерференции на реагирующей скважине уменьшаются и дебит и забойное давление из-за падения пластового давления на контуре питания). На возмущающей скважине режим работы также должен быть скорректирован.

4. Проводится интенсификация добычи нефти на возмущающей скважине (СКО, ГРП, зарезка боковых стволов и т.д.), т.е. изменяются параметры призабойной зоны. При этом необходимо изменить вариант компоновки оборудования и режим работы на возмущающей скважине (забойное давление изменится). Проводятся многовариантные расчеты по подбору оборудования с новым коэффициентом продуктивности скважины.

5. Система уравнений при интенсификации будет отличаться не только забойным давлением на возмущающей скважине но и коэффициентом самовлияния.

6. Для согласования элементов работы добывающей системы необходима итерационная процедура как и в предыдущем случае.

4 В

Оценка интерференции скважин в установившемся режиме с помощью аналитических расчетов (суммирование депрессионных воронок).

Допущения:

1) пласт однородный, известны результаты гидродинамических исследований скважин, в т.ч. параметры призабойных зон скважин (ПЗС);

2) имеет место линейный закон фильтрации;

3) режим разработки – напорный, постоянное давление на удаленном контуре питания (приконтурное или законтурное заводнение).

Поле давлений в пласте при работе вертикальной скважины дебитом q и забойным давлением Pзаб:

(1)

q- дебит скважины (приток)

R -расстояние ,

- гидропроводность пласта

В круговом пласте работает несколько скважин. Система уравнений, учитывающих интерференцию скважин:

(2)

В данном случае коэффициенты самовлияния и взаимовлияния являются комплексными параметрами в соответствии с формулой (2).

Рассмотренный случай не интересен для практики, поскольку скважины имеют различные по фильтрационным параметрам и размерам призабойные зоны (пласт никогда не может быть однородным в целом).

Интерференция группы скважин с учетом призабойных зон.

(3)

P_ПЗС1, P_ПЗС2 –давления в пласте на расстояниях R_пзс1 и R_пзс2

Т.к. наc интересует перепад давления между контуром питания и забоями скважин, каждое из уравнений этой системы должно быть дополнено соответствующим слагаемым:

(4)

и

, (5)

учитывает только несовершенство скважин по степени и характеру вскрытия.

Окончательно искомая система уравнений имеет вид:

(6)

Как видно из системы (6) с учетом призабойных зон коэффициенты самовлияния изменились.

Примечания

1. R_к1= R_к2= R_к, поскольку расстояния между скважинами значительно меньше расстояний от каждой скважины до удаленного контура питания.

2. R₁₂ - расстояние между забоями скважин, которое определяется по координатам забоев.

5 В

Статистические методы оценки интерференции скважин.

1. Исходные данные – динамика дебитов и забойных давлений. В исследуемом интервале ретроспективного периода должны проводиться мероприятия по управлению разработкой.

2. Допущением является линейный закон фильтрации.

3. Коэффициенты само и взаимовлияния, а также давление на контуре питания группы скважин являются параметрами статистических моделей для каждого забойного давления:

(7)

Примечание

1. Знаки в моделей (7) получатся автоматически при использовании метода наименьших квадратов.

2. Параметры моделей получатся разными, хотя они могут иметь одинаковый физический смысл. В этом случае необходимо их усреднить. Например, А₀= В₀=Р_к,, А₂= В₁.

В случае использования статистических методов для оценки указанных коэффициентов на основе данных мониторинга скважин коэффициенты само и взаимовлияния скважин являются параметрами моделей. Так, Рc1 (забойное давление 1 –ой скважины) определяется по статистической модели:

При использовании статистических методов не выдвигается ни каких допущений геолого – промысловым особенностям пласта. Они учитываются посредством фактической работы скважин (P_к может быть неизвестно и определяться как параметр модели).

Блок 6.

Задача повышения нефтеотдачи пластов состоит в  повышении степени извлечения нефти из пористой среды. Около половины нефти находящейся в пласте остается не поднятой на поверхность. Это обусловлено:

1. Характеристиками коллектора, его неоднородностью;

2. Свойствами пластового флюида;

3. Особенностями геологического строения месторождения;

4. Технологией и техникой добычи нефти;

5. Многими другими факторами

В настоящее время известно большое число методов увеличения нефтеотдачи ( МУН ) пластов. Они различаются по типу используемой энергии, методу воздействия, характеру взаимодействия между фазами.

По современным представлениям применяющиеся МУН можно разделить на три основные группы: 

1. физико-химические  - закачка оторочек водорастворимых полимеров, поверхностно-активных веществ (ПАВ), обработка призабойной зоны  скважин  кислотами и растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ), мицеллярное и щелочное заводнение;

2. смешивающиеся и несмешивающиеся газовые процессы - закачка двуокиси углерода, углеводородных газов высокого давления, растворителей;

3. тепловые - закачка пара, горячей воды и внутрипластовое горение.

         Область эффективного применения каждого из методов зависит от геолого-физических свойств коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их жидкостей, стадии и состояния разработки залежей.

   Успешность внедрения на каждом конкретном месторождении МУН зависит от правильности его выбора, который должен осуществляться на основе критериев применимости. Критерии применимости методов разрабатываются на основе

·         анализа результатов лабораторных и

·         теоретических исследований,

·         предыдущего опыта работы.  

Газовые методы - закачка газа

Классификация газовых методов:

1. Закачка углеводородных газов;

2. Закачка неуглеводородных газов; (Вытеснение нефти газом может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легкой нефти (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м³) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа - 15-20 МПа. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача. Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью пород и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнетательных скважин). Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать: 1) углы падения пластов: при углах более 15° закачка газа в сводовую часть, при меньших - площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти); 2) глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глубине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано; 3) однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины; 4) гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки. Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный газ соседних газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов.

3. Водогазовое воздействие. (Механизм увеличения нефтеотдачи. 1)уменьшение неоднородности фильтрационного потока;

2)увеличение коэффициента охвата (по сравнению с газовыми методами);

3)коэффициента вытеснения (по сравнению с заводнением).

4) Изменение вязкости нефти и воды (улучшение соотношения подвижностей);

5)Увеличение объемного коэффициента нефти (объемное вытеснение);

6. Снижение межфазного натяжения на границе нефть – вода.)

Тепловые методы

Классификация тепловых методов:

1. Закачка оторочки теплоносителя:

- закачка горячей воды (При закачке горячей воды в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи. Однако теплоперенос, т. е. движение теплового фронта, и массоперенос, т. е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.

Роль каждого из перечисленных факторов зависит как от температурной обстановки в пласте, так и от физико-химических свойств пластовой нефти (плотность, вязкость, наличие легких компонентов и пр.).)

- закачка пара (При закачке пара также происходит отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается в 3 - 5 раз (в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления) по сравнению с закачкой горячей воды. В этом заключается одно из преимуществ использования пара по сравнению с горячей водой в качестве теплоносителя.)

2. Внутрипластовое горение; Сущность внутрипластового горения — создание перемещающейся по пласту зоны экзотермических реакций, позволяющей в процессе сжигания части пластовой нефти облегчить и увеличить извлечение остальной её части. Изменение технологических характеристик нефти способствует её вытеснению из пласта.  (Создание подвижного фронта горения непосредственно в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горение при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах.

В результате горения в пласте происходит термическая перегонка нефти и унос продуктов разложения в зону перед фронтом горения. Коксоподобные остатки термической перегонки нефти в пористой среде и являются топливом, которое поддерживает очаг горения. Зона горения перемещается от стенок нагнетательной скважины в радиальном направлении. Образующиеся горячие газы проталкивают нефть и воду к добывающим скважинам. В результате создания теплового фронта, температура которого достигает 450 - 500 °С, происходит следующее.

1. Переход в газовую фазу некоторых (наиболее легких) компонентов нефти, насыщающей породу перед фронтом горения.

2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, составляющих нефть.

3. Горение коксоподобного остатка, образовавшегося в результате крекинг-процесса.

4. Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы.

5. Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом.

6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом в результате ее нагревания и смешивания с легкими фракциями нефти, переносимыми потоком газов от фронта горения.

7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения по мере снижения температур.

Образование сухой выгоревшей массы пористой породы часто с разрушенными связями между твердыми частицами вследствие термического воздействия за фронтом горения.

Физико-химические методы – закачка химических реагентов;

1. Закачка водных растворов ПАВ ( метод связывают в основном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцентрированных (0,05 – 0,5 %) и высококонцентрированных (1-5 %) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием композиции ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяжения до 0,01-0,05 мН/м.

2. Полимерное заводнение (применяется для регулирования отношения подвижностей нефтяной и вытесняющей фаз, повышения охвата пласта воздействием и создания благоприятных физико-химических условий для увеличения коэффициента вытеснения нефти. Фильтрация сопровождается адсорбцией полимера на породе, которая значительно слабее, чем в случае с ПАВ.)

3. Щелочное заводнение (основано на взаимодействии щелочи с пластовыми флюидами в результате чего в пласте образуется стойкие водонефтяные эмульсии, способствующие изменению параметров подвижности и выравниванию фронта вытеснения нефти. Щелочной раствор падают в виде оторочки, чередуя с попеременной закачкой минеральной воды с целью снижения проницаемости промытых зон и каналов.)

4. Мицеллярное заводнение  (состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических реагентов: а) предоторочкн (20 % от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого натрия для понижения концентрации ионов кальция и магния (при необходимости);

б) оторочки мицеллярного раствора малоконцентрированного (20-50 7о от объема пор) или высококоицентрированного (5-15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30-60 % от объема пор) из полимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды (мицеллярно-полимерное заводнение). Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицеллярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку добавляют спирт концентрации, равной его концентрации в мицеллярном растворе.)

Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрированными, содержащими до 50-70 % углеводородов, до 8-10 % сульфонатов, до 2-3 % стабилизатора, и малоконцентрированными водными, содержащими углеводородов менее 5%, сульфонатов до 2% и стабилизатора менее 0,1%. Мицеллярный раствор готовится из составных компонентов непосредственно на месторождении. Обычно он хорошо перемешивается при циркуляции его через насос, перед закачкой его пропускают через фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдерживаться, так как ее нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.