Т.Н. Печёрин (АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

В условиях наличия системы поддержания пластового давления, когда отсутствуют ограничения, связанные с естественной энергией пласта (в т.ч. упругих сил и энергии выделения и расширения газа), коэффициент извлечения нефти зависит от доли подвижной нефти в пласте, а также от степени охвата подвижных запасов системой разработки. Соответственно, в математической форме КИН принято представлять в виде произведения двух коэффициентов-сомножителей: коэффициента вытеснения (К_выт) и коэффициента охвата (К_охв).

Коэффициент вытеснения выражается через разницу начальной (σ) и остаточной (σ_or) нефтенасыщенности:

формула 1

При этом если начальная нефтенасыщенность определяется исходными геологическими условиями продуктивного пласта, то величина остаточной нефтенасыщенности зависит от сил поверхностного натяжения, возникающих при взаимодействии нефти c вытесняющим агентом.

В свою очередь, коэффициент охвата может быть условно представлен как произведение двух компонент:

– коэффициента дренирования подвижных запасов (К_др);

– коэффициента выработки дренируемых запасов (К_выр).

Дренируемый объем подвижных запасов вкупе с соответствующим коэффициентом зависит от взаимодействия двух групп факторов: геологических (неоднородность, сложность геологического строения, наличие прерывистых коллекторов) и технологических, определяемых системой размещения скважин, их профилем бурения, степенью вскрытия.

Существует множество подходов к оценке дренируемых запасов эксплуатационного объекта. Наиболее достоверными остаются методы, основанные на анализе и экстраполяции фактических показателей добычи по рассматриваемому пласту, залежи или по пластам-аналогам, в том случае, если собственный опыт разработки отсутствует. В качестве таковых следует отметить метод характеристик вытеснения и метод кривых падения добычи.

Коэффициент выработки дренируемых запасов определяет ту часть дренируемого объема подвижных запасов, которая может быть извлечена из пласта за конечное время эксплуатации скважин при соблюдении технико-экономических ограничений по соотношению добываемых фаз.

Общая формула для учета данного ограничения имеет следующий вид:

  (*)

формула 2

где γ – относительная подвижность вытесняющего агента, Ф – соотношение притоков вытесняющего агента и нефти, причем обе величины – в пластовых условиях. При нагнетании воды Ф определяется как произведение текущего водонефтяного фактора (ВНФ) на разницу объемных свойств воды и пластовой нефти:

формула 3

Здесь ρ_o – плотность нефти в поверхностных условиях, b_o – ее объемный коэффициент.

В свою очередь, относительная подвижность нагнетаемой воды рассчитывается исходя из соотношения фазовых проницаемостей и вязкостей воды и нефти:

формула 4

где f_w – относительная фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности, f_o – относительная фазовая проницаемость по нефти при начальной нефтенасыщенности; μ_о, μ_w – вязкости соответственно нефти и воды в пластовых условиях.

Предельный текущий водонефтяной фактор при проектировании разработки нефтяных месторождений обычно принимают на уровне 49, что равносильно обводненности в 98%. Соответственно, величина Ф при расчетах коэффициента выработки составляет в большинстве порядка 30-40 м³/м³.

Формула коэффициента выработки (*) является обобщением формулы (6.1) из РД 153-39.0-110-01 [1], где она рекомендована для оценки заводненной толщины, т.е. части нефтенасыщенной толщины и, соответственно, доли разреза, нефть из которой вытеснена водой. Благодаря обобщению, формула (*) в своем приведенном виде пригодна для описания выработки запасов при нагнетании как воды, так и других рабочих агентов, включая газовые.

Таким образом, от выбора вытесняющего агента зависит и одна из двух составляющих КИН (коэффициент вытеснения), и один из условных сомножителей коэффициента охвата (коэффициент выработки дренируемых запасов). Ниже рассмотрен характер влияния на эти коэффициенты рабочего агента при следующих видах воздействия: физико-химическом; тепловом; газовом и водогазовом.

Физико-химическое воздействие

При данном виде воздействия вместо обычной воды в пласт нагнетают водные растворы химических соединений – чаще всего поверхностно-активных веществ (ПАВ) или полимеров.

Растворение этих компонент в воде изменяет ее химические и механические свойства. В частности, водные растворы ПАВ характеризуются меньшими, по сравнению с обычной водой, силами поверхностного натяжения на границе с нефтяной фазой. Соответственно, использование раствора ПАВ вместо воды в качестве вытесняющего агента ведет к увеличению коэффициента вытеснения за счет снижения остаточной нефтенасыщенности.

Степень данного снижения позволяют оценить результаты лабораторных экспериментов на керновом материале [2, 3], рис. 1. Согласно этим результатам, нагнетание водного раствора ПАВ в насыщенную пористую среду со всеми соответствующими реакциями ведет к относительному снижению остаточной нефтенасыщенности на 30%.

Результаты потоковых исследований на керновом материале Соровского месторождения при использовании состава на основе неионогенного ПАВ (Неонол БС-1 с гидрофобизирующей добавкой ФК-2000 [4]) позволили оценить относительное снижение остаточной нефтенасыщенности на уровне 25%. Еще больший прирост коэффициента вытеснения, согласно керновым исследованиям, позволяет обеспечить композиция [5], содержащая соляную кислоту с массовой концентрацией 12-14%, комплексное поверхностно-активное вещество Нефтенол ВВД и катионный гидрофобизатор ИВВ-1 при следующем соотношении компонентов:

̶  Нефтенол ВВД – 0.5-5%;
̶  ИВВ-1 – 0.2-1%;
̶  соляная кислота – 94.0-99%.

Прирост коэффициента вытеснения при использовании данной композиции оценивается в 0.2-0.35, что при характерных исходных величинах коэффициента вытеснения нефти водой от 0.4 до 0.7 д.ед. равносильно относительному снижению остаточной нефтенасыщенности на уровне 50-60%.

Рис. 1. Изменение величины остаточной нефтенасыщенности в результате нагнетания раствора ПАВ по сравнению с водой

В свою очередь, на коэффициент выработки положительное влияние оказывает нагнетание полимерных растворов. Вязкость полимерного раствора кратно превышает вязкость воды, что равносильно пропорциональному снижению относительной подвижности γ рабочего агента (раствора по сравнению с водой). Поскольку величина Ф при нагнетании водных растворов полимеров и ПАВ примерно равна аналогичному значению при обычном заводнении (формула 5), уменьшение относительной подвижности в соответствии с формулой (*) однозначно равносильно увеличению коэффициента выработки.

формула 5

Следует учитывать, что при исходно-низких значениях относительной подвижности коэффициент выработки близок к единице. В таких случаях в потокоотклоняющем воздействии нет необходимости, поскольку эффективность от еще большего снижения подвижности рабочего агента становится пренебрежимо малой.

Промысловые и лабораторные исследования позволяют оценить степень снижения относительной подвижности рабочего агента при нагнетании полимерного раствора. По опыту применения физико-химических методов на месторождениях ХМАО – Югры (в основном – на объектах неокомского НГК) отмечено двукратное (рис. 2) уменьшение притоков воды после операций ФХ МУН. Соответствующим является и снижение подвижности вытесняющего агента.

Рис. 2. Изменение средних величин дебита по воде за счет физико-химического воздействия на пласты неокомского НГК месторождений ХМАО – Югры

Согласно зарубежным источникам  [2-3], вязкость полимерного раствора может быть и существенно выше – в зависимости от концентрации, на 1-2 порядка превышая вязкость воды (рис. 3).

Растворы с высокой концентрацией полимеров и соответственно высокой вязкостью применяются для выработки запасов в специфических геолого-физических условиях – при залегании тяжелых нефтей в высоковязких коллекторах. На территории ХМАО-Югры такие условия почти не встречаются. Кроме того, как показал опыт разработки китайского месторождения Karamay, для снижения притока воды более чем в 2 раза целесообразно сочетание полимерного заводнения с очень плотной сеткой эксплуатационных скважин  с расстоянием между скважинами порядка 50 м.

В свою очередь, при разработке месторождений легкой нефти для максимизации эффекта предпочтительно применять комплексные технологии, предусматривающие нагнетание растворов как ПАВ, так и полимеров, и соответственно оказывающих одновременно воздействие как на коэффициент вытеснения, так и на коэффициент выработки дренируемых запасов.

Тепловое воздействие

Рассмотрен частный случай теплового воздействия, а именно — вытеснение нефти за счет нагнетания в пласт теплоносителя. Внутрипластовое горение, которое также относят к термическому воздействию, следует скорее рассматривать как метод интенсификации отборов, применение которого не требует нагнетания специальных агентов (жидкостей или газов).

За счет фильтрации теплоносителя происходит временное увеличение пластовой температуры, что, в свою очередь, в соответствии с законом Френкеля-Андраде, сопровождается снижением вязкости нефти:

Рис. 3. Зависимость вязкости полимерного раствора от концентрации полимеров

формула 6

Здесь Т и Т_пл температура прогрева теплоносителем и начальная пластовая температура в К (по абсолютной шкале), θ – соотношение энергии активации и универсальной газовой постоянной для нефти, оцениваемое на уровне 2000-3000 К.

Снижение вязкости нефти равносильно пропорциональному уменьшению относительной подвижности, что, в свою очередь, обеспечивает увеличение коэффициента выработки дренируемых запасов. Если в качестве теплоносителя используется горячая вода, величина Ф вычисляется аналогично, как в случае с водой и физико-химическим воздействием. При нагнетании пара вполне обоснованным представляется допущение, при котором в характерных термобарических условиях пласта теплоноситель также переходит в жидкую (водяную) фазу, однако с большим энергетическим эффектом.

Таким образом, в определенном смысле тепловое воздействие можно рассматривать в качестве аналога полимерного заводнения.

Вместе с тем имеются определенные различия в областях применения обоих видов воздействия. Для значительного снижения вязкости необходимо обеспечить температуру прогрева, на десятки градусов превышающую начальную пластовую температуру (см. рис. 4-5, здесь β – целевая кратность уменьшения вязкости нефти). Чем выше начальная пластовая температура, тем большую разницу температур необходимо обеспечить, что равносильно большим энергетическим затратам.

Из-за этих особенностей нагнетание теплоносителя целесообразно лишь тогда, когда высокая вязкость нефти сочетается с относительно низкими коллекторскими свойствами, из-за чего необходима интенсификация отборов, в т.ч. за счет снижения вязкости нефти. Если же коллекторские свойства высокие, то предпочтительным является полимерное заводнение как менее энергоемкий процесс.

Рис. 4. Оценка эффективной температуры прогрева при термическом воздействии при θ–2000 К

Рис. 5. Оценка эффективной температуры прогрева при термическом воздействии при θ–3000 К

Газовое и водогазовое воздействие

При вытеснении нефти нагнетаемым газом (в т.ч. углеводородным, растворенным в нефти) силы поверхностного натяжения, образующиеся на границе раздела двух фаз, пренебрежимо малы по сравнению с соответствующими силами на границе между нефтяной и водной фазами. Как следствие, остаточная нефтенасыщенность стремится к нулю, а коэффициент вытеснения может быть принят за 1 или близкую к единице величину [6].

В то же время газ не является однозначно более эффективным вытесняющим агентом, чем вода. Больший коэффициент вытеснения нефти газом сочетается с меньшим коэффициентом выработки дренируемых запасов, что обусловлено более высокой подвижностью. Иными словами, приток газового агента к добывающим скважинам следует ожидать более интенсивным, чем приток воды в эквивалентных геолого-технологических условиях, а рост доли рабочего агента в добываемой продукции будет более быстрым.

Относительная подвижность газового агента равна соотношению вязкостей нефти (_μн) и газа (μг) в пластовых условиях. Разницей относительных фазовых проницаемостей, вызванной влиянием на фильтрацию жидкостей микронеоднородности коллектора, в случае с газом можно пренебречь

формула 7

При вязкости попутного углеводородного газа порядка 0.01 сПз и вязкости легкой нефти месторождений Западной Сибири в пластовых условиях от 0.5 до 4 сПз относительная подвижность газового агента составляет порядка 100 и более. Для сравнения, для относительной подвижности воды характерны значения около 1. В условиях гидрофобных коллекторов γ воды может достигать 5-10, а при вытеснении высоковязкой нефти составлять порядка десятков и сотен.

В свою очередь, величина Ф при использовании газового агента прямо пропорциональна газовому фактору (ГФ). Поскольку газовый фактор как показатель добычи рассчитывается исходя из объема газа и нефти в поверхностных условиях, при расчете Ф необходим перевод его в пластовые условия, что на основании уравнения Менделеева-Клапейрона может быть выполнено через соотношение давлений – нормального (p_н) и пластового (p_пл):

формула 8

При достаточно высоком газовом факторе 2000 нм³/т и характерных для месторождений ХМАО-Югры величинах пластового давления 200-300 атм. результирующая величина Ф не превысит 10 против 30-40 для заводнения. С учетом на порядок большей величины относительной подвижности газа коэффициент выработки при газовом воздействии оценивается на крайне низком уровне – около 0.1. Для обеспечения Ф на уровне заводнения (и соответственно более высоких значений коэффициента выработки) необходимо повышение предельного газового фактора примерно до 10000 нм³/т.

Еще один фактор, отрицательно влияющий на эффективность газового воздействия, – ограниченность запасов растворенного газа, доступного для нагнетания.

Эти запасы не могут превышать произведения начальных геологических запасов нефти, выраженных в массовых единицах (НГЗ), на газосодержание (Г). С поправкой на пластовые условия выражение для максимальных запасов газа, доступных для нагнетания, примет вид:

формула 9

 С другой стороны, при извлечении определенной доли начальных геологических запасов (НГЗ·КИН) для поддержания энергетического состояния пласта необходимо нагнетание определенного количество агента, способного заместить объем извлеченного флюида в пластовых условиях:

формула 10

Исходя из того, что объемы нагнетания рабочего агента Q_inj не могут превышать объем растворенного газа Q_g, получим соотношение для предельной величины коэффициента извлечения нефти, который может быть достигнут при вытеснении нефти растворенным углеводородным газом:

формула 11

При характерных для нефтеносных пластов месторождений ХМАО-Югры значений объемного коэффициента от 1.1 до 1.3, газосодержания – от 50 до 100 нм³/т, плотности нефти от 0.82 до 0.88 т/м³ и пластового давления от 200 до 300 атм.  величина КИН оценивается на уровне 0.2 д.ед., что существенно ниже значений, стоящих на Госбалансе и обоснованных  исходя из условия вытеснения нефти водой.

Ожидаемая низкая эффективность вытеснения нефти попутным газом обусловила возникновение модификаций данного вида воздействия. В качестве альтернативы растворенного газа могут использоваться более доступные атмосферные газы (азот, двуокись углерода), стоимость которых существенно ниже. Соответственно, ограничение по запасам, приведенное выше, на них не распространяется, однако сохраняется проблема низкого коэффициента выработки. Кроме того, содержание в газовом агенте кислорода приводит к коррозии.

Способом одновременного решения двух задач – утилизации добываемого попутного газа и эффективного увеличения нефтеотдачи разрабатываемых пластов может стать использование в качестве рабочего агента водогазовой смеси, где вода и газ присутствуют в определенных долях.

Коэффициент вытеснения нефти водогазовой смесью тем выше, чем больше доля газа c_g в пластовом объеме агента. Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении смесью рассчитывается как средневзвешенное соответствующих величин для отдельных ее компонент:

формула 12

Если принять остаточную нефтенасыщенность при вытеснении нефти газом σ_or^g, стремящейся к нулю (пренебрежимо малой), то формула для остаточной нефтенасыщенности для водогазовой смеси может быть упрощена:

формула 13

 В свою очередь, выражение для относительной подвижности водогазовой смеси с учетом закона Кендалла-Монроэ примет следующий вид:

 ,

формула 14 

где γ_w, γ_g – относительные подвижности воды и газа соответственно.

Наконец, для Ф выражение получено исходя из  допущения, что приток попутной фазы прямо пропорционален ее объему, нагнетавшемуся в пласт. Из этого следует, что доли воды и газа в притоках рабочего агента к добывающим скважинам будут соответствовать долям этих компонент в нагнетаемой смеси:

формула 15

Таким образом, коэффициент вытеснения нефти водогазовой смесью выше, чем при заводнении, но значительно ниже, чем при газовом воздействии. Для коэффициента выработки соотношение обратное. К примеру, при соотношении пластовых объемов воды и газа 1 к 1, относительной подвижности воды на уровне 2 и относительной подвижности газа – 100, для смеси величина относительной подвижности составит 3.9, т.е. близко к значению по воде. Данное обстоятельство позволяет рассчитывать на высокие (сопоставимые с результатами заводнения) значения коэффициента выработки.

Важно отметить, что если в смеси используется попутный нефтяной газ, ограничение по запасам распространяется и в данном случае то же, только соотношение между запасами растворенного газа и потребностями в вытесняющем агенте примет другой вид:

формула 16

Откуда, исходя из дополнительного допущения, т.е. возможности нагнетания газа, попутно добытого только с извлеченным количеством нефти

формула 17

получим выражение для максимальной доли газа, которая может быть обеспечена в зависимости от свойств пластовой нефти:

формула 18

При ранее приводившихся характерных значениях объемного коэффициента, газосодержания, плотности нефти и пластового давления доля газа оценивается на уровне 20% от пластового объема смеси.

Таким образом, возможности увеличения коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии ниже, чем при нагнетании водных растворов ПАВ. Кроме того, коэффициент выработки дренируемых запасов оценивается на меньшем уровне по сравнению с величинами, достижимыми при обычном, тем более полимерном заводнении. В этой связи физико-химическое воздействие представляется более предпочтительным, чем водогазовое. Исключение при этом составляют пласты, при разработке которых нагнетание воды (следовательно, и водных растворов) может быть неэффективным из-за гидрофобности коллекторов или низких коллекторских свойств. Кроме того, водогазовое воздействие может быть высокоэффективным на нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, где имеются значительные запасы газа в свободном виде, а газосодержание достигает сотен нм³/т. Наконец, в смеси могут быть также использованы атмосферные газы.

 ЛИТЕРАТУРА

1. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – Москва.- 2002.

2. P. Moreau, M. Morvan, P. Rivoal (Rhodia); B. Bazin, F. Douarche, J-F. Argillier, R. Tabary (IFP) «An Integrated Workflow for Chemical EOR Pilot Design», SPE 129865 presented at the 2010 SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, USA, 24-28 April 2010.

3. Flaaten, A.A., Quoc Nguyen and Pope, G.: «A Systematic Laboratory Approach toLow-Cost, High Performance Chemical Flooding», SPE 113469 presented at the SPE/IOR Symposium, Tulsa, April 19-23, 2008.

4. Салихов Р.Ш., Пахаруков Ю.В. Влияние структуры адсорбционного слоя гидрофобных веществ на фильтрацию жидкости // Нефтепромысловое дело. – 2014. — №3. – С. 40-44.

5. Патент 2151284 Российская Федерация, МПК E21B43/27. Кислотный состав для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин / Селезнев А.Г., Крянев Д.Ю., Макаршин С.В.; опубл. 29.10.1999.

6. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2000. – 516 с.