Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами

Размещено на http://www.allbest.ru/

Центр исследования разведки и извлечения нефти (ИРИН)

Нефтяной институт Вьетнама

ОТЧЕТ ПО КОНТРАКТУ

Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами

Ханой - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

• Глава 1. ОБЗОР ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ОЛИГОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР
• 1.1 Обобщение геолого-геофизической характеристики олигоцена месторождения Белый Тигр
• 1.2 Энергетическая характеристика, пластовое давление в зонах отбора и закачки9
• 1.3 Анализ текущего состояния разработки и эффективности вытеснения нефти водой для залежи олигоцена месторождения Белый Тигр
• Глава 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР
• 2.1Термические методы и комбинированные термические методы
• 2.2. Смешивающиеся и комбинированно-смешивающиеся методы
• 2.3 Химические, биохимические и комбинированные методы
• 2.4 Основные механизмы вытеснения нефти физико-химическим микробиологическим комплексом
• 2.5 Результаты исследования технологии физико-химического и микробиологического воздействия для увеличения нефтеотдачи
• Глава 3. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ, ФУНКЦИИ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И МИКРОБИОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА, МЕХАНИЗМЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ФХМК
• 3.1 Химреагенты применяемые для приготовления ФХМК и их функции
• 3.2 Физико-химические и микробиологические свойства ФХМК34
• 3.3 Механизм вытеснения нефти по технологии ФХМК
• Глава 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАTOРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ И РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЙ
• 4.1 Приготовление комплекса
• 4.2 Процесс закачки ФХМК
• 4.3 Мониторинг параметров работы скважин после закачки ФХМК51
• 4.4 Анализ физико-химических параметров добываемых флюидов
• Глава 5. АНАЛИЗ, ОЦЕНКА РЕЖИМА РАЗРАБОТКИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ФХМК
• 5.1 Динамика обводненности отдельных скважин и целого участка
• 5.2 Анализ динамики использования газлифтного газа
• 5.3 Анализ динамики нефтеотдачи
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ПРЕДЛОЖЕНИЕ
• ЛИТЕРАТУРА

• ВВЕДЕНИЕ
• В настоящее время, эксплуатация месторождения Белый Тигр прошла точку максимальной нефтедобычи и находится в стадии падения. Разработка и эксплуатация новых шельфовых месторождений во Вьетнаме становятся более сложным процессом из-за необходимости применения дорогостоящих технологий в условиях морской нефтедобычи. В связи с этим исследование и разработка новой эффективной технологии повышения коэффициента нефтеотдачи является очень важным и актуальным направлением.
• В настоящее время существуют 3 популярные группы методов повышения нефтеотдачи: Группа термических методов, газодинамическое вытеснение при смешанных режимах и группа химических методов.
• На месторождении Белый Тигр, по прогнозу и анализу многих научных изысканий и проектных документов, можно извлечь 11-17% от общего объема запасов нефти в пласте (OOIP) при естественных и механизированных способах добычи без применения ППД. Вторичные методы воздействия разработки залежей миоцена, олигоцена и фундамента позволяют достичь 28%, 24% и 38% OOIP, соответственно. Большая часть разрабатываемых участков месторождений СП «Вьетсовпетро» уже находятся на стадии необходимости применения третичных методов воздействия на залежи. Именно поэтому исследование и развитие подходящей технологии повышения нефтеотдачи являются необходимостью.
• Опираясь на успешность проведения работ по контракту 0245/09/T-N6/VSP5-TTUDCN-VPI по применению “Технологии повышения нефтеотдачи терригенных пластов с применением физико-химического и микробиологического комплексного метода”, Нефтяной институт Вьетнама и СП «Вьетсовпетро» заключили контракт 0979/11/T - N6/VSP5 - EPC.VPI по «Усовершенствование технологии увеличения нефтеотдачи терригенных залежей комплексными физико-химическими и микробиологическими методами».
• Мы искренне благодарим всех руководителей и специалистов СП "Вьетсовпетро" за большую помощь и тесное сотрудничество, оказанное в процессе выполнения данного контракта.
• Глава 1. ОБЗОР ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ОЛИГОЦЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР
• 1.1 Обобщение геолого-геофизической характеристики олигоцена месторождения Белый Тигр
• Олигоценовый комплекс стратиграфически приурочен к свитам Чатан (верхний олигоцен) и Чаку (нижний олигоцен), развит практически по всей площади структуры и залегает в пределах абсолютных отметок 3010- 3986м. Сводный геолого-стратиграфический продуктивный разрез месторождения Белого Тигра представлен на Рис.1.1.
• Рис. 1.1 Сводный геолого-стратиграфический продуктивный разрез месторождения Белый Тигр
• Структура месторождения по комплексу нижнего олигоцена имеет более сложное строение. По данным бурения и сейсморазведки 3Д установлено отсутствие комплекса в наиболее приподнятых частях выступа фундамента. На локальных неровностях фундамента отложения комплекса имеют изменчивую толщину. Большинство разрывных нарушений, выявленных по фундаменту, прослеживается и в нижнем олигоцене.
• Отложения комплекса стратиграфически прилегают к поверхности фундамента. На основании особенностей строения структура по нижнеолигоценовому комплексу разделена на три участка, в пределах которых установлены залежи нефти: северный, южный и западный.
• По верхнеолигоценовому комплексу относительно нижнеолигоценового наблюдается сокращение количества и протяженности разрывных нарушений, уменьшается амплитуда и исчезли разрывы вбросового типа. Структура приобрела формы антиклинальной складки, осложненной малоамплитудной складчатостью небольших размеров, структурными носами и террасами. В пределах месторождения структура замыкается только на северном окончании. С юга намечается новый подъем слоев со значениями отметок, аналогично центральной части. С учетом нефтегазоносности и тектонического строения структура по верхнеолигоценовому комплексу, разделена на семь участков (блоки I, II, III, IV, V, VI, VII): северный, центральный, северо-восточный, северо-западный, западный, восточный и южный. Границы между участками носят условный характер и чаще всего связаны с границами развития песчаных пачек.
• Продуктивные горизонты верхнеолигоценового комплекса состоят из отдельных линзовидных песчано-алевритовых пластов толщиной от нескольких до десятков метров. Нефтяные залежи в них установлены по результатам опробования скважин. Для залежей характерно линзовидное распространение пород-коллекторов по площади.
• Нижнеолигоценый комплекс отсутствует в пределах приподнятых частей структуры и развивается в сторону погруженных участков, в которых выявлены залежи нефти: северный, западный и южный.
• Статистические показатели характеристик неоднородности, а также характеристики толщин по горизонтам нижнего олигоцена представлены в таблицах 1.1 и 1.2.
• Фильтрационно-емкостные свойства пород
• Верхний олигоцен. При наиболее вероятном значении от 8% до 18%, cреднее значение открытой пористости пород коллекторов составляет 15% (Кпо = 16,5% по ГИС), с коэффициентом вариации в определении Кпо по керну равным 0,20.
• Газопроницаемость в наиболее вероятном диапазоне составляет от 1.0 до 50мД, при среднем значении 6мД.
• Таблица 1.1
• Характеристики толщин продуктивных горизонтов

• Продолжение таблицы 1.1
• Таблица 1.2
• Остаточная водонасыщенность колеблется, главным образом, в пределе 20-80% (коэффициент вариации 0.20), при среднем значении 45% (среднее значение по ГИС: 43.2%).
• Нижний олигоцен. Среди терригенных отложений, коллекторы нижнего олигоцена являются наиболее сложными в петрофизическом отношении, главным образом, вследствие глубоких катагенетических преобразований, возникающих на больших глубинах. Однако их коллекторские свойства наиболее стабильны (по глубине и по площади).
• Пористость пород-коллекторов по всем залежам изменяется в диапазоне 9-19%. Среднее значение открытой пористости составляет 14.7% c коэффициентом вариации 0.147. По керновым данным и также по ГИС видно, что пористости коллекторов изменяются по горизонтам незначительно (Кпо = 14% для горизонта VI и 13% в горизонте X).
• Наиболее вероятные пределы изменения значений газопроницаемости по керновым данным составляют от 1 до 50мД при среднем значении 23.6мД, хотя встречаются образцы с проницаемостью 500 и более.
• Остаточная водонасыщенность имеет диапазон изменения 13-76% и составляет в среднем 42% (К вар = 0.2).
• Среднее значение емкостно-фильтрационных параметров продуктивных объектов представлено в таблице 1.3.
• Средние значения основных параметров пластовой нефти с учетом проведенных исследований приведены ниже.
• Верхний олигоцен

Участок	Северный	Центральный	Cеверо-восточный
Давление насыщения, MПa	15,63	10,55	15,46
Газосодержание, м3/т	100,8	67,1	92,6
Объемный коэффициент	1,269	1,258	1,296
Вязкость в пластовых условиях, мПа*с	1,350	2,076	2,960
Плотность в пластовых условиях, кг/м3	753,1	736,9	740,4
Плотность глубинной нефти после сепарации, кг/м3	855,1	862,6	853,7

• 
• Нижний олигоцен

Район	Блок I	Блок II	Блок III
Давление насыщения, MПa	20,76	19,69	28,95
Газосодержание, м3/т	174,0	133,6	277,8
Объемный коэффициент	1,488	1,439	1,807
Вязкость в пластовых условиях, мПа*с	0,476	1,409	0,244
Плотность в пластовых условиях, кг/м3	658,4	659,1	591,6
Плотность глубинной нефти после сепарации, кг/м3	831,9	830,4	823

• Таблица 1.3
• 1.2 Энергетическая характеристика, пластовое давление в зонах отбора и закачки
• 1.2.1 Верхний Олигоцен
• А - Северный и Центральный участки
• Разработка залежей верхнего олигоцена ведется на упругом режиме и растворенного газа. Законтурная система характеризуется низкой активностью. Применение заводнения на начальных стадиях разработки на данном объекте не предусматривалось.
• Учитывая прерывистый характер пород-коллекторов, пластовое давление по площади распределено крайне неравномерно и изменяется от 66,1 ат (скв. 1004) до 306,3 ат (скв. 1112). Большая часть скважин эксплуатируется при пластовом давлении ниже давления насыщения. Исключение составляют малодебитные скважины 1112 и 474.
• В 2011 г. замеры пластового давления проводились в пяти скважинах. По результатам замеров в 2010 - 2011 гг. в скв. 1013, 1014, 1016, 709, 706, 88 значения пластового давления находились в интервале от 100 до 173 ат. Самое низкое пластовое давление 66 ат замерено в 2011 г. в скв. 1004.
• Б - Южный участок
• На Южном участке начальные пластовые давления на верхнем олигоцене замерялись в скв. 15-БТ, 16-БТ, 7-БТ и 1202. В скважине 15-БТ в зависимости от интервала испытания пластовое давление изменяется от 460,8 до 514,7 ат. Все объекты по результатам испытания оказались непродуктивными.
• В скважине 16-БТ был выполнен один замер в интервале верхнего и нижнего олигоцена, по результатам которого начальное пластовое давление составило 438,8 ат (-3712м).
• В скважинах 7-БТ и 1202 пластовое давление в период опробования и исследований полностью не восстановилось, что указывает на низкие коллекторские свойства олигоценовых отложений в данных скважинах.
• В - Северо-Восточный участок
• Начальное пластовое давление на Северо-Восточном участке в отложениях верхнего олигоцена определено по результатам испытания разведочной скважины 9-БТ (1987 г.). В интервале залегания верхнего олигоцена было испытано четыре продуктивных объекта. По результатам испытания получены следующие значения пластового давления: от 594 до 595,5 ат (абс. отм. - 3666,0 м и -3471,0 м) в II и I горизонтах, соответственно; от 621 до 623,9 ат (абс. отм. -3752,0м и -3816 м) в III и IV горизонтах, соответственно.
• По добывающим скважинам замеров пластового давления не проводилось.
• 1.2.1 Нижний Олигоцен
• А - Северный участок
• Значение начального пластового давления по блокам нижнего олигоцена варьируется в пределах 386-432 ат и принято равным 417 ат на абсолютной отметке -3650 м. В первые месяцы после ввода добывающих скважин в эксплуатацию имело место значительное снижение пластового давления, но затем темпы падения замедлялись в зависимости от темпов отбора нефти, что характерно для проявления упругого режима. Замедление темпов падения пластового давления, очевидно, связано с расширением депрессионной воронки и внедрением системы заводнения. К моменту начала закачки воды на элементах пластовое давление изменялось в пределах 167-411 ат.
• На данный момент пластовое давление на блоках распределено крайне неравномерно, и контролируется размещением нагнетательных скважин и отборами жидкости. В целом продуктивные горизонты нижнего олигоцена разрабатываются на смешанном режиме разработки (упругий режим и режим растворенного газа) с применением заводнения.
• Разработка залежей нефти на I блоке проводится при пластовом давлении ниже давления насыщения. Выше давления насыщения эксплуатируются две скважины 40 и 75, которые находятся под влиянием нагнетательных скважин 14 и 62. По результатам замеров, выполненных в 2010-2011 гг., текущее пластовое давление по основному фонду добывающих скважин находится в пределах 119-186 ат. Минимальное значение пластового давления не более 120 ат отмечено по скважинам 67 и 810. По нагнетательным скважинам пластовое давление не замерялось. Последний замер по 14 скважине был проведен в 2008г., по результатам которого пластовое давление составило 495 ат.
• Текущее пластовое давление по основному фонду добывающих скважин на II блоке изменяется в широком диапазоне от 85,1 (скв. 1023) до 287,1 ат (скв.1005). Основная группа скважин эксплуатируется ниже давления насыщения. Выше давления насыщения эксплуатируются следующие скважины: 715,410, 703, 702, 507, 1005, находящиеся под прямым влиянием нагнетательных скважин. Остальные добывающие скважины, ввиду сложного геологического строения, выраженного в многопластовом характере залежей, низкой проницаемости и прерывистости продуктивных горизонтов, испытывают недостаточное влияние нагнетательных скважин, несмотря на почти 100% текущую компенсацию. Наименьшие значения пластового давления, замеренные в 2010 - 2011 гг., наблюдаются в скв.108, 1002, 1019, 903, 1022, 1023 (от 86 до 134 ат).
• Пластовое давление, по результатам замеров в 2010 - 2011 гг. , в зоне закачки изменяется от 376 (скв. 901) и до 565,6 ат (скв. 502), т.е. перепад давлений между зоной закачки и отбора может достигать 400 ат. Разработка залежей нефти на III блоке осуществляется на режиме растворенного газа. По всем добывающим скважинам пластовое давление снизилось ниже давления насыщения. Пластовое давление по трем действующим скважинам изменяется от 106,9 (скв. 1102) до 244,3 ат (скв. 1009 - замер 2009 г.). С 2010 - 2011 гг. замеры пластового давления проводились только в скважине 1102 . По данным замеров пластовое давление в зоне дренирования скважины 1102 стабилизировалось на уровне 106 ат, из-за возможного влияния нагнетания воды в скважину 1107, в которой пластовое давление замерено на уровне 553,5 ат.
• Б - Северо-Восточный участок
• Замеры текущего пластового давления не проводились. Начальное пластовое давление по результатам испытания разведочной скважины 9-БТ было замерено в двух интервалах и составило: 463,5 ат (-4181м - VIII горизонт), 506,6 (-4260м - X горизонт). Продуктивные горизонты по результатам испытания оказались низкопродуктивными.
• В - Западный участок
• Пластовое давление, замеренное в 2009г. в скважине 450, составило 210 ат.
• Д - Южный участок
• Начальные пластовые давления на нижнем олигоцене Южного участка замерялись в скважине 15-БТ и изменяются от 433 - 436 ат. Объекты по результатам испытания оказались низкопродуктивными.
• 1.3 Анализ текущего состояния разработки и эффективности вытеснения нефти водой для залежи олигоцена месторождения Белый Тигр
• 1.3.1 Верхний Олигоцен
• Верхнеолигоценовый комплекс выделен на Северном, Центральном, Северо-Восточном и Южном участках. Отложения верхнего олигоцена состоят из пяти продуктивных горизонтов: I, II, III, IV и V.
• На данный момент разрабатываются залежи нефти на всех участках. Разработка залежей верхнего олигоцена была начата в 1992 году.
• По состоянию на 01.01. 2012 г. общий фонд верхнего олигоцена состоит из 22 скважин: 20 действующих скважин и одной бездействующей в добывающем фонде, одной действующей скважины в нагнетательном фонде.
• Максимальный годовой уровень добычи нефти был достигнут в 2005 г. и составил 128,5 тыс. т. За отчетный период добыто 81,8 тыс. т нефти и 86,3 тыс. т жидкости. Средний дебит скважин по нефти 11,5 т/сут, по жидкости - 12,2 т/сут. Накопленная добыча нефти 869,9 тыс. т, обводненность 5,3%.
• НГЗ нефти по участкам утверждены в количестве 31768 тыс. т (категории P1+P2), извлекаемые - 2818 тыс. т. Текущий КИН составляет 0,027 д. ед., остаточные извлекаемые запасы - 1948 тыс. т. В таблице 1.4 приведены показатели выработки запасов верхнего олигоцена.
• Таблица 1.4
• Показатели выработки запасов нефти залежей верхнего олигоцена
• Северный и Центральный участки
• Характеристика фонда скважин
• На 01.01.2012 г. в общем фонде находится 18 скважин. Добывающий фонд включает 17 действующих скважин; нагнетательный фонд состоит из одной скважины. В консервации и ликвидированных скважин нет.
• За 2011 г. скважина 700 переведена из добывающего фонда Северного участка верхнего олигоцена в нагнетательный фонд Северного участка нижнего олигоцена.
• Динамика технологических показателей разработки
• Разработка данного объекта проводилась непостоянно во времени, что связанно с отсутствием проектного эксплуатационного фонда скважин. Максимум добычи нефти отмечается в 2005 году (128,5 тыс. т) в связи с увеличением действующего фонда скважин. Затем начинается падение уровней добычи по причине снижения дебита скважин, как по нефти, так и по жидкости. Разработка залежи проводилась на естественном режиме истощения. В апреле 2009 года, впервые под закачку была освоена скважина 1003.
• За 2011 г. из залежи верхнего олигоцена добыто 49,6 тыс. т нефти, 20,7 млн.м³ газа и 53,8 тыс. т жидкости. По состоянию на 01.01.2012 г. накопленная добыча нефти составила 836,5 тыс. т. Средний дебит скважин по нефти, в сравнении, с прошлым годом (10 т/сут.) снизился и составил 7,9 т/сут. при росте обводненности с 3,3 до 7,8%.
• Анализ системы заводнения
• С целью опытной закачки воды в продуктивные горизонты под нагнетание в 2009 г. была переведена скважина 1003 с начальной приемистостью 759 м³/сут. Всего за два года было закачано 226 тыс. м³ воды, за 2011 г. - 59 тыс.м³, в результате чего текущая компенсация составила 64,2%, накопленная - 15,1%.
• Основными реагирующими скважинами являются скважины МСП-10 - 1013, 1014, 1016. Как показывает анализ результатов замеров пластового давления в 2010 г. отмечался рост пластового давления на 3-16 ат, но в 2011 в связи с уменьшением объемов закачки воды пластовое давление снизилось на 4-8 ат.
• С целью оценки эффективности влияния закачки на реагирующие скважины также проводилось сопоставление динамики добычи нефти и жидкости до и после перевода под нагнетание скважины 1003. По результатам анализа отмечается следующее:
• - отсутствие изменений в динамике добычи по скважине 1013;
• - увеличение обводненности добываемой продукции скважины 1014 с 6,42% в 2009 г. до 18,3% в 2011 г. и увеличение дебита скважины по нефти с 43,4 т/сут. до 83,9 т/сут. в 2010 г. с последующим его падением до 47,8 в 2011 г.;
• - незначительное увеличение обводненности в скважине 1016 и дебита по нефти с 17,8 т/сут. до 29,2 т/сут.

• Анализ выработки запасов нефти
• Северный и Центральный участки рассматриваются совместно, поскольку достаточно четкой границы между ними не выделяется.
• Величина утвержденных НГЗ категорий (P1+P2) составляет 19327 тыс. т, НИЗ - 777 тыс. т. Всего с начала разработки из данного эксплуатационного объекта добыто 836,5 тыс. т. Текущее значение КИН составляет 0,043 д. ед., темп отбора от НИЗ за 2011 г. составил 6,4%. Отбор от НИЗ по верхнему олигоцену превысил 100%, что указывает на более благоприятные условия разработки, чем было заложено в технологической схеме.
• Следует отметить, что продуктивные отложения верхнего олигоцена на Северном и Центральном участках всегда рассматривались, как возвратный эксплуатационный объект и фонд скважин увеличивается только по мере их выбытия с нижележащих эксплуатационных объектов.
• Низкая активность законтурной области и отсутствие до 2009 г. системы ППД определяют характер обводнения залежей верхнего олигоцена и низкие значения текущей обводненности - 7,8%.
• Анализ результатов интерпретации PLT (8 скважин) показывает, что выработкой охвачены только II и III горизонты. По данным PLT обводнение скважины 1016 преимущественно происходит по нижней части III горизонта, что соответствует интервалам закачки воды в нагнетательную скважину 1003, указывая на их взаимодействие.
• Южный участок
• Характеристика фонда скважин
• Фонд Южного участка верхнего олигоцена состоит из двух скважин: 16БТ и 1207. В 2011 году скважина 16БТ введена из консервации в добывающий фонд и является действующей. Скважина 1207 была введена в эксплуатацию из бурения 23.07.2011 г. с начальным дебитом 6,0 т/сут. безводной нефти. С 26.10.2011 г. скважина 1207 находится в бездействии. Скважина 441, находящаяся в эксплуатации с 2007 г., переведена в добывающий фонд Южного участка нижнего миоцена.
• Динамика технологических показателей разработки
• Залежь верхнего олигоцена Южного участка разрабатывалась с 2007г. одной скважиной 441 с дебитом нефти 0,1 т/сут.
• В течение 2011 г. тремя скважинами, перебывавшими в эксплуатации, по залежи было добыто 4,8 тыс. т безводной нефти и 0,63 млн.м³ газа. Средний дебит скважин составляет 14,1 т/сут.
• Разработка ведется на естественном режиме.
• Анализ выработки запасов нефти
• На Южном участке величина НГЗ составляет 1693 тыс. т., извлекаемых - 94 тыс. т. Всего из верхнего олигоцена на Южном участке отобрано около 4,8 тыс. т, текущий КИН - 0,003 д. ед., остаточные извлекаемые запасы - 89 тыс. т. До ввода новых скважин в 2011 г. накопленная добыча составляла 0,3 тыс. т.
• Исследования методом PLT на Южном участке проводились в скв.16-БТ, в которой приток нефти наблюдался в интервале абс. отм. - 3572-3729 м, приток нефти с небольшим количеством воды - в интервале - 3756-3762 м.
• Учитывая незначительную величину начальных геологических запасов, дальнейшая разработка верхнего олигоцена рекомендуется осуществлять возвратным фондом скважин.
• Северо-Восточный участок
• Характеристика фонда скважин
• На залежи верхнего олигоцена по состоянию на 01.01.2012 г. числятся две действующие добывающие скважины - 20БТ и 123.
• Скважина 123 введена в эксплуатацию из бурения 15.08.2011г. с начальным дебитом нефти 219,0 т/сут. при обводненности 2,0%. На 01.01.2012г. текущий дебит и обводненность составили 93,5 т/сут. и 0,6% - соответственно.
• Динамика технологических показателей разработки
• Залежь введена в разработку в декабре 2010г. путем перевода скважины 20-БТ с фундамента, ввиду низкой ее продуктивности.
• За прошедший год по залежи добыто 27,3 тыс. т нефти, 27,7 тыс. т жидкости и 60,9 млн. м³ газа. Средний дебит скважин по нефти 58,2 т/сут. Среднегодовая обводненность - 1,3%.
• В октябре 2011г. на скважине 20БТ проведены мероприятия по ГРП в результате чего её дебит вырос с 14,0 до 164,0 т/сут. Текущий дебит нефти - 28,2 т/сут., при обводненности 3,0%.
• Накопленная добыча нефти на 01.01.2012г. составила 28,2 тыс. т.
• Анализ выработки запасов нефти
• По продуктивным горизонтам Северо-Восточного участка величина запасов составляет: начальные геологические - 10748 тыс. т (категории Р1+Р2), извлекаемые - 1947 тыс. т. Накопленная добыча нефти на 01.01.2012 г. составила 28,2 тыс. т, темп отбора от НИЗ - 1,4%, текущий КИН - 0,003 д. ед.
• 1.3.2 Нижний Олигоцен
• Нефтеносные горизонты в нижнем олигоцене выделяются на четырех участках: Северный, Северо-Восточный, Западный и Южный. В эксплуатации находятся все участки, кроме Южного.
• Разработка данного объекта была начата на Северном участке в 1987 году. На 01.01.2012 г. в общем фонде нижнего олигоцена числится 68 скважин. Добывающий фонд включает 48 единиц (47 скважин действующих и одна - в бездействии), нагнетательный фонд - 13 действующих скважин, ликвидированных - 7 скважин. Наблюдательных и в консервации скважин нет.
• Максимальный годовой уровень добычи нефти в 733,3 тыс. т. был достигнут в 2004г. Добыча нефти в 2011 г. составила 468,3 тыс. т, жидкости 616,7 тыс. т. Средняя обводненность добываемой продукции скважин достигла 24,1% (таблица I.2). Средний дебит скважин по нефти и жидкости в 2011г. составил 28,5 т/сут. и 37,5 т/сут. соответственно.
• НГЗ категорий Р1+Р2 в отложениях нижнего олигоцена подчитаны в количестве 67286 тыс. т, извлекаемые - 13550 тыс. т. Накопленная добыча нефти составляет 11277 тыс. т, текущий КИН - 0,168 д. ед., остаточные извлекаемые запасы - 2278 тыс. т. В таблице 1.5 приведены показатели выработки запасов верхнего олигоцена.
• Таблица 1.5
• Показатели выработки запасов нефти залежей нижнего олигоцена
• Северный участок
• Северный участок системой разрывных нарушений делится на три блока: I, II и III. По результатам переинтерпретации сейсмических материалов границы и площади этих блоков претерпели изменения за счет изменения системы основных нарушений. По данным детальной корреляции внутри комплекса на Северном участке выделены продуктивные горизонты: XI, X, IX, VIII, VII и VI, разрабатываемые совместно.
• Характеристика фонда скважин
• На 01.01.2012 г. в общем фонде Северного участка числится 66 скважин. Добывающий фонд включает 46 скважин, из которых 45 - действующих и одна бездействующая, в нагнетательном фонде - 13 действующих скважин, ликвидированы семь скважин.
• За рассматриваемый период разработки произошли следующие изменения в фонде скважин нижнего олигоцена:
• переведены с других объектов разработки:
• - скважина 700 из добывающего фонда Северного участка верхнего олигоцена переведена в нагнетательный фонд Северного участка нижнего олигоцена;
• - скважина 911 из нагнетательного фонда Центрального блока фундамента переведена в добывающий фонд Северного участка нижнего олигоцена.
• Динамика технологических показателей разработки
• Максимальный годовой отбор нефти достигнут в 2004 году (733,3 тыс. т) после чего началось плавное снижение дебитов как по нефти так и по жидкости при росте обводнения. Поддержание добычи нефти на достаточно постоянном уровне обеспечивается, в основном, увеличением фонда эксплуатационных скважин и проведением ГТМ.
• За 2011 г. из залежи нижнего олигоцена добыто 464 тыс. т нефти, 164,8 млн. м³ газа и 612 тыс. т жидкости. По состоянию на 01.01.12 г. накопленная добыча нефти составила 11272 тыс. т. Среднесуточный дебит нефти скважин составил 29 т/сут. при обводненности 24,2 %.
• Залежи нефти I блока введены в разработку в 1987 г. Максимальный годовой уровень добычи нефти в 284,6 тыс. т был достигнут в 1989 г. В последующий период, вплоть до 2011 г., годовые уровни добычи нефти, благодаря вводу новых скважин, операциям по ГРП и ОПЗ, переводу скважин на газлифтный способ эксплуатации, поддерживались на уровне около 70 - 100 тыс. т. За 2011 г. добыча нефти составила 62,0 тыс. т, жидкости - 98,6 тыс. т. С начала разработки добыто 2953,9 тыс. т нефти и 3287,6 тыс. т жидкости. Средний дебит нефти составил 12,6 т/сут. при обводненности 37%.
• В апреле 1988 г. в разработку вводятся продуктивные горизонты II блока. Максимальный уровень добычи нефти приходится на 2004 г. и составил 643,2 тыс. т нефти. Период 1998 - 2003 гг. характеризуется нарастанием добычи нефти до максимального уровня, что связано с вводом новых скважин, переводом добывающих скважин на газлифт, успешным проведением ОПЗ. Затем годовая добыча падает и составляет в 2011г. 374,9 тыс. т нефти. Накопленная добыча нефти - 7856,8 тыс. т, жидкости - 8760,9 тыс. т. Текущий дебит нефти составил 37,8 т/сут. при обводненности 22,9%.
• В 1993 г. начата разработка нефтяных залежей III блока. Скважины вводились в эксплуатацию фонтанным способом с дебитами от 50 до 345 т/сут. безводной нефти. Их эксплуатация сопровождалась резким падением дебита и быстрым нарастанием газового фактора, причиной которых являлось снижение пластового давления в зонах дренирования. Работы по интенсификации притока существенного влияния на увеличение дебитов не оказали. В настоящее время на III блоке эксплуатируются три добывающие скважины. Максимум годовой добычи нефти приходился на 1996 г. и составил 43 тыс. т. В 2011 г. годовая добыча нефти составила 27,06 тыс. т, жидкости - 27,6 тыс. т. С начала разработки добыто нефти - 460,2 тыс. т, жидкости - 486,6 тыс. т. Средний дебит нефти, по сравнению с предыдущим годом, увеличился и составил 25 т/сут. при обводненности 2,1%.
• Анализ системы заводнения
• Первоначально продуктивные отложения нижнего олигоцена предусматривалось разрабатывать по трехрядной системе разработки с размещением скважин по схеме 600x600 м (расстояние между нагнетательными скважинами 300 м).
• После открытия фундамента по результатам проведения многовариантных технико-экономических расчетов, для нижнего олигоцена была рекомендована семиточечная площадная система, с расстоянием между скважинами 600х600 м в сочетании с повышенными давлениями нагнетания и с последующей ее трансформацией в избирательную систему разработки на отдельных участках по мере уточнения геологического строения.
• На практике реализовать запроектированную систему разработки оказалось затруднительным и, в настоящее время, эксплуатационный объект разрабатывается по неравномерной сетке с применением избирательного заводнения.
• Всего в 2011г. в пласт закачано 1126,6 тыс. м³ воды, что довело значение текущей компенсации до 116,4%. Средняя приемистость нагнетательных скважин 302 м³/сут. Накопленная закачка составляет 16123 тыс.м³.
• Внедрение системы заводнения начато на второй год разработки (1989 г.), но основная часть проектного фонда нагнетательных скважин была введена в эксплуатацию к 1999 г., т.е. через 11 лет после начала разработки. К этому времени пластовое давление по продуктивным горизонтам приблизилось к давлению насыщения, а по некоторым из них снизилось ниже критического значения. Избирательный ввод нагнетательных скважин позволил интенсифицировать процесс разработки, увеличить и стабилизировать значение пластового давления выше давления насыщения. Однако, реализуемая на практике система разработки характеризуется существенной недокомпенсацией отборов жидкости закачиваемой водой на протяжении всего периода разработки, как в целом по залежи, так и по отдельным блокам.
• Наиболее интенсивно система разработки реализована на II блоке, который является самым крупным по запасам и площади из разрабатываемых. Здесь сосредоточено основное количество нагнетательных скважин, поэтому остальные блоки характеризуются более низкими показателями разработки и охвачены воздействием в меньшей степени. С начала разработки в закачке перебывало 11 скважин. На дату анализа действующий фонд нагнетательных скважин составляет 9 единиц. Всего было закачано на 01.01.2012 г. 10898,9 тыс. м³, за 2011 г. - 763,6 тыс.м³. Текущая компенсация составила 98,7%, а накопленная - 73,7%.
• За весь период разработки в I блоке нижнего олигоцена в нагнетании перебывало пять скважин. Первая нагнетательная скважина 107 была введена в эксплуатацию в 1988 г., собственно, и, закачавшая максимальный объем воды. На данный момент действуют три нагнетательных скважины: 14, 62, 908. За 2011 г. в них было закачано 133,3 тыс. м³, при накопленной закачке воды в 3868,5 тыс.м³. Текущая и накопленная компенсация составили 91,2 и 69,7%, соответственно.
• В III блоке за весь период в работе перебывало всего две нагнетательные скважины (1003 и 1107), и закачано 670,3 тыс.м³. В 2005 - 2006 гг. закачка воды была прекращена по причине снижения отборов нефти. По состоянию на 01.01.2009 г. эксплуатируется скважина 1107 с приемистостью 707 м³/сут. Накопленная закачка составляет 1355,2 тыс. м³, текущая за 2011 г. - 229,7 тыс.м³. Текущая и накопленная компенсация - 474,7 и 161,5%, соответственно
• Основной причиной недостаточной эффективности внедрения системы воздействия в нижнем олигоцене является несоответствие требованиям подбора и размещения ряда нагнетательных скважин, приуроченных, главным образом, к низкопродуктивным прерывистым зонам и вскрывающих не весь интервал продуктивного разреза. Таким нагнетательным скважинам, как правило, соответствуют низкие значения приемистости, что оказывает воздействие только на ограниченный объем продуктивных пластов.
• Анализ выработки запасов нефти
• НГЗ нижнего олигоцена на Северном участке утверждены в количестве 53415 тыс. т (категории Р1+Р2), извлекаемые - 13550 тыс. т.
• Накопленная добыча нефти с начала разработки по нижнему олигоцену составила 11272 тыс. т, темп отбора от НИЗ - 3,4%, текущее значение КИН - 0,211 д. ед. Показатели выработки запасов нефти залежей нижнего олигоцена по блокам представлены в таблице 1.7.
• Удовлетворительными показателями выработки запасов характеризуются только I и II блоки. Основной объем остаточных запасов сосредоточен в низкопроницаемых и прерывистых коллекторах III блока с общей нефтеотдачей менее 5%.
• Промыслово-геофизические исследования проводились в 54 скважинах, из них 10 в нагнетательных. Основным интервалам притока нефти соответствуют наиболее выдержанные по площади VII, VIII, IX и X горизонты, VI и XI горизонты охвачены разработкой в меньшей степени. В нагнетательных скважинах заводнением охвачены также VII, VIII, IX и X горизонты, частично VI горизонт.
• Таблица 1.6
• Показатели выработки запасов нефти блоков Северного участка нижнего олигоцена
• Обводнение добывающих скважин зависит от их расположения относительно нагнетательных скважин и наличия связи между ними, поскольку водонапорная система отсутствует или характеризуется низкими фильтрационно-емкостными параметрами. Среднее значение обводненности продукции скважин на нижнем олигоцене в настоящий момент составляет 24,2%, по I, II и III блокам - 37,0, 22,9 и 2,1%, соответственно. Вода в продукции скважин появилась на третий год после начала закачки. Текущие низкие значения обводненности объясняются незначительными объемами закачиваемой воды, сложным геологическим строением залежей, влияющими на условия вытеснения нефти водой. По данным проведения PLT основная часть притоков воды отмечается по IX и X горизонтам.
• Северо-Восточный участок
• Северо-Восточный участок является продолжением III блока Северного участка. По результатам корреляции на участке выделены VII, VIII, IX, X, XI горизонты.
• Разработка залежей нефти в отложениях нижнего олигоцена на Северо-Восточном участке по причине незначительных запасов нефти, до получения дополнительных данных, в рамках проекта ранней эксплуатации не рассматривалась.
• Залежь введена в разработку в сентябре 2011 года.
• Фонд скважин нижнего олигоцена Северо-Восточного участка состоит из одной добывающей скважины 122, которая была введена в эксплуатацию на фундамент после бурения 23.04.2011г. с начальным дебитом нефти 5,0 т/сут. при обводненности продукции 0,0%. 11.09.2011г. скважина переведена на нижний олигоцен. Начальный дебит на нижнем олигоцене после проведения ГРП составил 134,0 т/сут. безводной нефти.
• За прошедшие четыре месяца эксплуатации в 2011 г. добыто 4,3 тыс. т нефти и 4,5 тыс. т жидкости. Средний дебит скважины по нефти - 38,9 т/сут., по жидкости - 40,6 т/сут. Обводненность добываемой продукции 4,2%. Основные показатели разработки представлены в таблице 3.5.
• НГЗ по участку составляют 6633 тыс. т. Всего с начала разработки добыто 4,3 тыс. т, текущий КИН - 0,001 д. ед.
• Западный участок
• Разработка залежи нижнего олигоцена на Западном участке проводилась три года, начиная с 2009г. одной скважиной 450. В проектной документации разработка Западного участка не предусматривалась.
• По состоянию на 01.01.2012г. общий фонд Западного участка состоит из одной действующей добывающей скважины 450.
• Накопленная добыча нефти составила 0,98 тыс. т, жидкости - 1,69 тыс. т, обводненность достигла величины 91,6%.
• Годовая добыча нефти в 2011г. составила 0,03 тыс. т, жидкости 0,41 тыс. т, при средних дебитах скважины 0,1 т/сут. по нефти и 1,1 т/сут. по жидкости.
• На западном участке из-за невозможности разделения комплекса на горизонты, как объект подсчета рассматривался весь комплекс. НГЗ на участке составляют 5327 тыс. т, текущий КИН - менее 0,001 д. ед.
• Дальнейшая разработка отложений нижнего олигоцена на участке не предусматривается по причине получения низких дебитов, как по разведочным скважинам, так и по эксплуатационным.
• Южный участок
• На южном участке в нижнеолигоценовом комплексе выделяется только IX горизонт. На данном участке пробурено 5 скважин, но испытания не проводились. Присутствие пород-коллекторов участка установлено по материалам ГИС. НГЗ подсчитаны в количестве 1911 тыс. т.
• Перспективы разработки нижнего олигоцена на Южном участке будут рассмотрены при составлении уточненной технологической схемы.
• 
• ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР
• Как говорилось выше, существуют три группы методов повышения нефтеотдачи: группа тепловых методов, группа газовых методов и группа методов химии и биохимии [1]. Технология применения физико-химического и микробиологического комплекса относится к третьей группе.
• 2.1 Термические методы и комбинированные термические методы
• До недавнего времени термические методы повышению нефтеотдачи составляли около 50% от общего количества методов, смешивающиеся методы - около 45%, химические - биохимические методы составляли лишь около 5% [2].
• Термические методы основаны на механизме термического нагрева нефти с целью снижения вязкости нефти. Методы применяются для извлечения тяжелой нефти и супертяжелой нефти с удельной плотностью меньше 20^oAPI. Тепло выделяется благодаря сжиганию самой нефти или за счет химических реакций между закачанными реагентами. Такие методы очень сложны, трудно контролируемы, могут привести к повреждению резервуара, коррозии, образованию большого объема газа. Методы требуют больших инвестиций, дополнительных затрат на оборудование. В настоящее время их применение значительно снизилось.
• Методы нагнетания водяного пара и закачки горячей воды более популярны и применимы. Процедура нагнетания пара следующая: сначала пар с высокой температурой вводится во все скважины в необходимой области, затем скважины закрывают на некоторое время для осуществления теплопередачи, после прогрева пласта скважины открывают для извлечения нефти. Технологический процесс циклически повторяется (циклическое стимулирование пластов водяным паром). Ограничением данного метода является то, что воздействие осуществляется только на призабойную зону скважины.
• Комбинированные термические методы применяются в настоящее время. После стимулирования пласта нагнетанием пара, может закачиваться СО₂, поверхностно-активные вещества, комбинация методов, что позволяет достичь высоких экономических показателей. Нагнетание горячей воды после стимуляции паром может сочетаться с полимерами и поверхностно-активными веществами, особенно при гравитационном режиме извлечения с помощью пара (Steam assisted gravity drainage - SAGD) при небольшом расстоянии между двумя горизонтальными скважинами.
• Методы нагнетания пара являются сложными в применении, требуется большое количество энергии для нагрева воды (пара). Методы нагнетания пара могут быть применены не только к тяжелой нефти в таких областях, как Оригоко - Венесуэла, Тан Линь - Китай, а также распространяются и для лёгкой нефти в низкотемпературных пластах, где можно также достигнуть высокого коэффицента нефтевытеснения.
• Во Вьетнаме, некоторые физическо - химические тепловые методы были с успехом применены при обработке призабойных зон добывающих скважин месторождения "Белый тигр", но данные обработки относятся к методам интенсификации.
• 2.2 Смешивающиеся и комбинированно-смешивающиеся методы
• Данные методы получили быстрое развитие. Закачка растворителей позволяет полностью смешиваться вытесняющему агенту с нефтью и преодолевать капиллярные силы. Теорретически коэффициент нефтевытеснения может достигать 100% в районах, где растворители полностью контактируют и смешиваются с нефтью. Эффективными растворителями, используемыми в настоящее время, являются: сжиженный газ, обогащённый газ, CO2, попутный нефтяной газ, спирты. Использование типа растворителей зависит от их источника, от технико-экономической эффективности. Например в Канаде имеются большие запасы природного газа, в США в западных штатах находится большое количество СО₂, что и является определяющим при выборе типа растворителя. Попутный нефтяной газ может храниться как в нефтяных, так и газовых месторождениях и использоваться для увеличения нефтеотдачи пластов. Проекты хранения и применения данного типа газов в настоящее время развернуты в США и Западной Европе.
• Система поддержания пластового давления с целью обеспечения эффективного смешивания растворителя с нефтью должна быть рассчитана для конкретно применяемого растворителя и пласта. Так применение СО₂ рекомендуется при давлении 130-200 атм (давление растворения), а гидрокарбонатов - при давлении от 250 атм и выше [3].
• Самой большой проблемой смешивающегося вытеснения является то, что вязкость растворителя значительно меньше, чем вязкость нефти. Плотность растворителя также в несколько раз меньше плотности нефти в пласте. При наличии в пласте неоднородностей по проницаемости, физические свойства растворителя (вязкость и плотность) существенно влияют на коэффициент вытеснения. Для увеличения коэффициента вытеснения в данном случае необходимо применение комбинированого нагнетания растворителей и реагентов, приготовленных на основе поверхностно-активных веществ и растворов полимеров. Одним из комбинированных методов является “In-situ”, гелевая композиция. Биополимерные гели также имеют высокие вытесняющие способности [4].
• 2.3 Химические, биохимические и комбинированные методы
• По результатам исследований и испытаний на месторождениях СП «Вьетсовпетро» данные методы являются наиболее подходящими для месторождения “Белый Тигр”. Физико-химические микробиологические комплексы (ФХМК) принадлежат к этой группе. Производство данных комплексов связано с продукцией химической и микробиологической переработки.
• Для данной группы методов используются следующие реагенты:
• - Полимеры;
• - ПАВ;
• - Различные типы органических растворителей;
• - Химреагенты биотехнологического происхождения, в том числе и микробиотехнологического происхождения;
• - Органические и неорганические щелочи.
• Комплексными вариантами являются:
• - Различные комбинации ПАВ (композиции - Surfactant Composition);
• - ПАВ в сочетании с алкоголями и добавками;
• - Нагнетание ЩПП (щелочь-ПАВ-полимер);
• - Нагнетание МП (мицеллярно-полимерное воздействие).
• Методы применяются в зависимости от конкретных условий. В случае высокой температуры, солённости и жёсткости пластовой воды, необходимо добавлять к закачиваемому флюиду определенные реагенты с целью сохранения функциональной активности главных компонентов. Для применения в данных условиях имеется много разных типов поверхностно-активных веществ. Полимеры имеют ограниченную область применения, и только часть из них может применяться в жестких условиях. К полимерам, эффективно используемым при увеличении нефтеотдачи, относятся: ксантановая камедь, склероглюканы, PHPA и т.д.
• Комбинирование полимерных и поверхностно-активных веществ является перспективным направлением. Щелочные агенты вытеснения, как правило, используются только для пресноводных пластов (низкая минерализация), а при высокой минерализации (морская вода) происходит осаждение ионов редкоземельных элементов, таких как магний, кальций и т.д. Использование биополимеров в качестве селективной изоляции воды является более эффективным, чем применение химических полимеров.
• 2.4 Основные механизмы вытеснения нефти физико-химическим микробиологическим комплексом
• ФХМК технология относятся к химической и биохимической группе, имеет такие же механизмы вытеснения.
• Коэффициент нефтеотдачи может выражаться следующим уравнением:
• _{= охв вытконт} (2.1)
• Где, _охв - коэффициент охвата характеризуется объемным углом, который может обеспечиваться вытесняющим флюидом и зависит от соотношения вязкости вытесняющего и вытесняемого флюида. Чем больше вязкость вытесняющего флюида, тем больше объемный угол охвата, соответственно больше _охв.
• _конт - коэффициент контакта показывает величину взаимодействия (контакта) вытесняющего флюида с нефтью в области охвата залежи. Коэффициент зависит от характеристик залежи в области охвата - пористости, проницаемости и.т.д. Внутри области охвата, вытесняющий флюид не может занимать все пространство где содержится нефть. В залежи область контакта всегда меньше, чем область охвата.
• _выт - коэффициент вытеснения характеризуется тем, как хорошо вытесняющий флюид отмывает нефть из области контакта. Коэффициент зависит от характеристик вытесняющего флюида, нефти и залежи. Повышение коэффициента нефтеотдачи происходит за счет целесообразного увеличения коэффициента охвата _охв, коэффициента вытеснения _выт и коэффициента контакта _конт, что является целью химической и биохимической технологии. Для увеличения этих коэффициентов необходимо повысить вязкость и снизить межфазное натяжение пластовых жидкостей. Для этих целей обычно используются композиции полимера и поверхностно-активных веществ (ПАВ). В зависимости от конкретных условий, вязко-образующими компонентами комплексов могут быть гели или эмульсии поверхностно-активных веществ.
• Сочетание ПАВ могут уменьшить поверхностное натяжение флюидов в 10 тысяч раз. В результате этого в процессе вытеснения измененяется физико-химическая взаимосвязь между поверхностью породы пласта и вытесняющим флюидом. Повышение смачиваемости поверхности породы приводит к увеличению вытеснения нефти.
• Процесс можно коротко описывать следующим образом:
• На определенном этапе заводнения, эффективный объем охвата пласта сокращается, и нефть остается на поверхности капилляров. В процессе вытеснения поверхностно-активные вещества повышают смачиваемость поверхности породы пласта, при этом уменьшается угол смачиваемости в модели 2-фазного контакта “твердое тело - жидкость - жидкость” (Рис. 2.3). Таким образом, целики нефти, находящиеся на поверхности породы коллектора будут легко вытесняться закачиваемым агентом.
• Рис. 2.3 Модели 2-фазного контакта “твердое тело - жидкость - жидкость”
• В мелких каналах нефть находится в так называемых «капиллярных ловушках». Закачиваемая вода, как правило, не может вытеснить нефть из "капиллярной ловушки", но в присутствие ПАВ нефть вытесняется более легко. Объяснение механизма вытеснения показано на рис. 2.4. Угол фазового контакта (1-угол смачиваемости) сводится к минимуму, что приводит к уменьшению расстояния r (верхняя точка контакта фазы) и к уменьшению расстояния r1 (нижняя точка контакта фазы), а также к уменьшению давления на стенку капилляра в этой области (в герметичной ёмкости, чем больше радиус, тем больше давление и наоборот). Происходит деформация капли нефти в той стороне, где присутствует ПАВ, она занимает меньшую поверхность. Таким образом, капля нефти легко вытесняется из ловушки капилляра пласта с меньшим давлением, чем без ПАВ.
• В процессе заводнения залежи, в зонах, близко расположенных к нагнетательным скважинам, остаточная нефть часто остается неподвижной на поверхности больших и средних капилляров. ПАВ вытесняет (отмывает) эту остаточную нефть по направлению к добывающим скважинам, при этом происходит совместное движение жидкости с поверхности породы и мелких капилляров. Данный процесс приводит к снижению текущей обводнености.
• Рис. 2.4 Модель капли нефти в “ловушке микро-капилляров” пласта
• Но раствор ПАВ с низкой концентрацией, не приводит к увеличению коэффициента охвата, кроме того, он может уменьшить этот коэффициент (Рис. 2.5). Связано это со снижением вязкости вытесняющего флюида и увеличением его подвижности, что облегчает его движение по высокопроницаемой зоне к добывающим скважинам.
• Вязкий флюид способствует выравниванию профиля приёмистости воды, увеличивая коэффициент контакта, что приводит также к уменьшению обводненности в добывающих скважинах (Рис. 2.6). Эксперименты по вытеснению нефти на модели пласта показали, что время прорыва воды в модели с использованием раствора полимера в 1,5-1,8 раза (в среднем в 1,65) медленнее, чем в модели с использованием обычной воды.
• Рис. 2.5 ПАВ повышает коэффициент вытеснения, уменьшает конечную нефтенасыщенность
• Рис. 2.6 Полимер улучшает профиль приёмистости воды, повышая коэффициент охвата и коэффициент контакта
• Рис. 2.7 Соотношение между капиллярным числом Nc и остаточной нефтенасыщенностью, % (SOR - saturated oil residues)
• Для прогноза увеличения нефтеотдачи проводят расчет эффективности вытесняющих агентов.
• Одним из важных параметров является капиллярное число Nc:
• (2.2)
• Где: - вязкость вытесняющего флюида;
• - скорость вытесняющего флюида;
• - поверхностное натяжение вытесняющего флюида;
• Cos - кoсин угла смачивания .
• Капиллярное число отражает взаимосвязь между силой вязкости и капиллярной силой. При этом если сила вязкости преобладает, то капиллярное число большое. Если преобладает капиллярная сила, то капиллярное число малое. Если сила вязкости преобладает над капиллярной силой, удерживающую каплю нефти в "микрокапиллярной ловушки", то капля нефти вытесняется из капилляра. Линия, показанная на Рис. 2.7, называется кривой капиллярного насыщения (CDC- capillary desaturation curve). Остаточная нефтенасыщенность сохраняется постоянной при небольшом капиллярном числе, снижение происходит при определенном значении капиллярного числа, эта величина называется критическим капиллярным числом. При обычном нагнетание воды, Nс находится в диапазоне 10^-6, и для повышения эффективности добычи нефти необходимо увеличить Nс примерно до 10^-3 (Рис. 2.7). Для увеличения числа Nс необходимо увеличить скорость нагнетения , но существуют ограничения по давлению и расходу закачки. Уменьшение поверхностного натяжение и увеличение вязкости возможно путём повышения концентрации ПАВ и полимера в вытесняющем флюиде. Повышение концентрации полимера должно быть оптимальным, так как существуют ограничения по давлению и расходу нагнетаемой жидкости.