Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа (стр. 33 )

Наилучшим образом для этих целей подходят изображения, сделанные в ближней инфракрасной зоне спектра. Но в каждом конкретном регионе могут быть наиболее оптимальными и другие зоны спектра.

При применении аэрокосмических методов, как правило, можно воспользоваться готовыми негативами, которые имеются практически для всей территории России и сопредельных государств. Эти негативы остаются после залетов аэрофотосъемки, проводимой для составления и обновления топографических карт, и хранятся в региональных отделах ГУГКа (Государственного управления геодезии и картографии).

3.17.2. Методы увеличения нефтеотдачи

в залежах с трудноизвлекаемыми запасами

Как уже указывалось ранее, освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами требует нетрадиционных методов, еще называемых методами увеличения коэффициента извлечения (МУН). Нетрадиционными методами воздействия на пласт принято называть все методы воздействия на пласт, отличающиеся от широко применяемого (традиционного) метода заводнения с нагнетанием в пласт обычной воды.

Нетрадиционные методы разработки обычно применяются в комплексе друг с другом, но рассмотрим их по отдельности. Для удобства рассмотрения объединим их в следующие группы:

1. Физико-химические методы основаны на заводнении, но предусматривают повышение его эффективности добавкой различных химических реагентов - полимеров, поверхностно-активных веществ (ПАВ), кислот, щелочей и т. д.

2. Теплофизические методы заключаются в нагнетании в пласты теплоносителей - горячей воды, или пара.

3. Термохимические методы заключаются во внутрипластовом горении нефти - сухом, влажном, или сверхвлажном.

4. Режимные методы связаны с изменением режима пласта, например, с форсированным забором и закачкой жидкости.

5. Методы механического разрушения пласта, или его призабойной зоны.

6. Технологические методы основываются на циклической закачке различных компонентов.

7. Экзотические методы. К этим методам относятся пока не опробованные реально методы. Например, использование специальных культур бактерий, которые преобразуют высоковязкие углеводороды с образованием в качестве продуктов их жизнедеятельности менее вязких углеводородов или (и газа).

При планировании разработки нетрадиционными методами следует учитывать, что многие из них чрезвычайно дорогостоящие, требуют использования нетрадиционных реагентов и оборудования, плотных сеток скважин. Поэтому при проектировании и внедрении этих методов особое внимание следует уделять вопросам экономики.

Необходимо также тщательно анализировать все особенности геологического строения залежи и литологического состава природного резервуара. Эта необходимость, обусловлена тем, что при низкой нефтенасыщенности и высокой глинистости коллекторов, интенсивной трещиноватости эффективность многих нетрадиционных методов резко снижается.

3.17.2.1. Физико-химические методы

Физико-химические методы это методы, связанные с заводнением, но предусматривают повышение его эффективности, добавкой различных химических реагентов, создавая концентрации этих веществ 0, 001-0,4%. Добавка создает оторочки растворов в объеме 10-50% общего объема пустот залежи, которые и вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания обычной воды (рабочего агента). Плотности сеток скважин при применении этого метода те же, что и при обычном заводнении.

В качестве реагентов используются полимеры, щелочи, кислота, поверхностно-активные вещества: Сравнительная характеристика применения этих веществ приведена в таблице 33.

3.17.2.2. Теплофизические методы.

Среди теплофизических методов наиболее популярна обработка нефтеносного пласта паром. Метод применим при высокой вязкости нефти - вплоть до 1000 мПа-с и более. При этом оторочка пара перемещается водой от нагнетательной скважины к добывающей скважине. Метод ограничен глубиной 1000 м, потому что при большей глубине потери тепла становятся чрезмерными. Оптимальны нефтенасыщенная толщина 10-40 м., высокая (более 0,2) пористость и проницаемость (более 0,5 мкм2). Метод эффективен при высокой начальной нефтенасыщенности, так как при этом минимальны потери тепла.

Однако нагнетание пара может вызвать:

Обработка горячей водой аналогична обработке паром, однако, применяется при добыче высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина. Метод менее эффективен, чем пар и требует больших количеств горячей воды.

Таблица 33

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Рабочий агент	Физическая сущность метода	Рекомендации	Ограничения	Примечания
Полимеры (чаще всего раствор полиакриламида),	Повышает вязкость воды, уменьшая относительную вязкость пластовой нефти. Это увеличивает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), что способствует улучшению вытесняющих свойств воды	При разработке залежей с повышенной вязкостью (10-50 мПас), на начальных стадиях разработки при низкой обводненности, потому что при фильтрации раствора в обводненной пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пор.	Проницаемость > 0,1мкм2, глинистость коллекторов не более 8-10%, Т0 не выше 800, так как при высокой температуре полимеры не загущают воду.
Щелочей - каустическая или кальцинированная сода, аммиак, силикат натрия	При взаимодействии щелочи с органическими кислотами нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы и отмывающие свойства воды.	Метод наиболее эффективен в малоглинистых гидрофобных коллекторах.
Серная кислота	Опытно-промышленное применение в Западной Сибири и Татарии.
Поверхностно-активные вещества (ПАВ)	Улучшение смачиваемости	При повышенной гидрофобности коллекторов, с начала разработки (из-за высокой адсорбционной способности коллекторов в водонасыщенных пластах). С повышенной вязкостью (10-30 мПас), проницаемостью > 0,03 мкм2	При глинистости коллекторов не более 8-10%,. Т0 не выше 700.	Применяется не в чистом виде, а с другими реагентами

Продолжение таблицы 33

Смешивающего вытеснения - вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами
Двуокись углерода, или ее водный раствор	Углекислота растворяется в нефти, увеличивая ее объем в 1,5 - 1,7 раза, снижается вязкость нефти	На поздних стадиях разработки, так как не адсорбируется на стенках пустот. При высоких давлениях улучшается 8-14 МПС.	Вязкостью ≤10-15 мПас, при большей вязкости смешиваемость с нефтью ухудшается
Сжиженные нефтяные газы (пропан)	Углекислота растворяется в нефти, увеличивая ее объем в 1,5 - 1,7 раза, снижается вязкость нефти	8-14 Мпа.
Сухой газ высокого давления	Углекислота растворяется в нефти, увеличивая ее объем в 1,5 - 1,7 раза, снижается вязкость нефти	Пластовое давление 10 -20 Мпа. Вязкость < 5 мПас, толщина пластов 10-15 м. Проницаемость - низкая при высокой нефтенасыщенности, 60-70%
Мицеллярное заводнение	Эмульсия - легкая углеводородная жидкость, и пресная вода; ПАВ - стабилизатор образуют раствор, заполняющий около 10% пустотного пространства, узкую оторочку которого перемещают более широкой оторочкой буферной жидкости (полимер), а ее, в свою очередь - водой.	Для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов в однородных терригенных коллекторах, не содержащих карбонатного цемента при проницаемости не более 0,1 мкм2 и вязкость и 3-20 мПа-с, т. к. при большей вязкости требуется большая вязкость буферной жидкости	Соли разлагают раствор, поэтому вода должна быть пресной с самого начала. Т 0 не выше 800.	Метод дорогой

3.17.2.3. Термохимические методы

Сухое прямоточное горение заключается в поджоге на забое воздухонагнетательной скважины. Затем зона горения перемещается по направлению к добывающим скважинам. В результате достигается температура до 7000С. Метод применяется только в терригенных коллекторах и требует плотных сеток скважин (2-3 га/скв.).

Прямоточное влажное, или сверхвлажное горение получается, если перед фронтом горения перемещается оторочка пара. Осуществляется поджогом на забое воздухонагнетательной скважины и затем перемещением зоны горения по направлению к добывающим скважинам. При этом развивается температура 300 - 5000С. Метод применим как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Для применения метода необходимы плотные сетки скважин (12-16 га/скв). Сверхвлажное горение рекомендуется применять на месторождениях с вязкостью (30-1000 мПа-с), на глубинах 1500-2000 м. Необходима проницаемость коллекторов более 0,1 мкм2, нефтенасыщенность 30-35%, толщина 3-4 м.

3.17.2.4. Режимные методы.

Среди режимных методов, в первую очередь, описываются методы, заключающиеся в форсированном отборе жидкости (ФОЖ). Метод рекомендуется применять на расчлененных пластах, где с увеличением депрессии в разработку могут быть вовлечены ранее не работавшие части разреза. Для снижения влияния форсирования на соседние скважины, форсированный отбор жидкости обязательно должен сопровождаться компенсацией отбора жидкости закачкой. Выбор скважин для форсирования следует вести с учетом перераспределения фильтрационных потоков в пласте, что, в свою очередь должно приводить к вводу в разработку дополнительных запасов нефти из застойных зон. Поэтому при законтурном или рядном заводнении проводить форсированный отбор жидкости следует, в первую очередь, на скважинах II ряда. Так как фазовая проницаемость для нефти между нагнетательным и I рядом скважин уменьшается с ростом обводненности значительно быстрее, чем между I и II рядом скважин. Значительная часть закачиваемой воды отбирается I рядом вытесняемых скважин. Вытеснение по всем проницаемым пропласткам по направлению скважин II ряда будет более равномерным, что позволит увеличить нефтеотдачу пласта в целом.