Методы повышения нефтеотдачи пластов
Опыт разработки длительно эксплуатируемых залежей и прогнозная оценка нефтеотдачи пластов месторождений (в том числе в Западной Сибири) показывают, что при обычном заводнении значительная часть запасов нефти остается в недрах. Поэтому необходимо применение других методов повышения нефтеотдачи, обеспечивающих более полное извлечение нефти из продуктивных пластов по сравнению с обычным заводнением. Это особенно важно в условиях месторождений, находящихся на ранней стадии разработки, когда применение новых методов наиболее эффективно.
Исходя из критериев применимости различных технологических процессов, результатов теоретических и экспериментальных исследований, с учетом наличия и доступности рабочих агентов и оборудования на разрабатываемых месторождениях в промышленном и опытно-промышленном масштабах применяют следующие методы повышения нефтеотдачи: нестационарное заводнение, закачку водных растворов щелочи и ПАВ, подогретой воды. Ниже рассмотрено состояние внедрения этих методов, приведены полученные результаты по каждому из них, а также перспективы применения других технологических процессов.
Нестационарное заводнение. Как метод регулирования разработки, сочетающий циклическую закачку воды с переменой направления фильтрационных потоков, оно широко применяется с 1975 г. при ежегодно возрастающем объеме. Суммарный объем его за три года возрос более чем в 4,7 раза и составил 175,9 млн. м3, в том числе: в 1975 г. 18,7 млн. м3; в 1976 г. 68,5 млн. м3 и в 1977 г. 88,7 млн. м3. За первое полугодие 1978 г. этим методом закачано 45 млн. м3. Им охвачено 18 объектов на 14 месторождениях.
В зависимости от конкретных условий и состояния разработки месторождений применяют следующие его разновидности: попеременное прекращение (ограничение) закачки воды в нагнетательные скважины через одну, по группам скважин, а также по рядам нагнетательных скважин на продолжительное время.
В результате осуществления нестационарного заводнения в указанных объемах достигнуты рост текущей добычи нефти по сравнению с обычным заводнением при одинаковых темпах разработки и выравнивание фронта закачиваемой воды. Дополнительно извлечено 1739,6 тыс. т нефти. Предусматриваются дальнейший рост объема закачиваемой воды и доведение его в 1980 г. до 130 млн. м3.
Метод до сих пор внедряли без дополнительных капитальных вложений на увеличение мощностей; приспосабливались к существующей системе поддержания пластового давления, что затрудняет возможность регулирования процесса и расширение его в необходимых объемах.
Закачка водного раствора щелочи. Метод применяют с декабря 1976 г. на опытном участке Трехозерного месторождения, который включает 3 нагнетательные и 19 добывающих скважин. Опытный участок к началу эксперимента находился на поздней стадии разработки. Отобранные запасы нефти были близки к извлекаемым, утвержденным ГКЗ. Обводненность продукции превышала 80%.
Первые результаты заводнения раствором щелочи свидетельствовали о том, что фактические показатели разработки опытного участка значительно ниже запроектированных. Проведенный анализ работы добывающих скважин показал, что раствор щелочи продвигается в пласте по ранее промытому пути, не вовлекая в разработку более нефтенасыщенные зоны.
Для повышения эффективности метода в сентябре 1977 г. непрерывную закачку раствора щелочи заменили периодической закачкой раствора и подтоварной воды, что должно увеличить охват пласта воздействием. В мае 1978 г. продолжительность циклов закачки раствора щелочи и воды была сокращена до минимума.
К 1 июля 1978 г. в пласт П на опытном участке закачано 3100 т каустической соды концентрацией 0,3—0,4%. За период закачки дополнительно было добыто около 15 тыс. т нефти. В настоящее время изыскиваются методы повышения эффективности процесса.
Широкое внедрение метода заводнения с применением раствора щелочей в Западной Сибири ограничивается тем, что нефти большинства месторождений не способны резко снижать поверхностное натяжение при контакте с раствором щелочи.
Закачка ПАВ. ПАВ закачивают с мая 1978 г. на Самотлорском и Западно-Сургутском месторождениях, для разработки которых СибНИИНП и БашНИПИнефтью составлены соответствующие технологические схемы.
На Самотлорском месторождении наиболее благоприятна закачка ПАВ в его северной части, где нефтяные залежи вступили в разработку сравнительно недавно. К 1979 г. в 16 скважин в пласты АВ2-3, БВ8 и БВ10 было закачано около 2000 т ПАВ.
Учитывая полимиктовый состав коллекторов, их большую удельную поверхность и повышенную влагоемкость, закачиваемый раствор ПАВ готовят 0,1 %-ной концентрации. До 1980 г. под закачку его будут введены нагнетательные скв. 6, 8, 10 и 12 с общим объемом закачки 52,7 тыс. т. На Западно-Сургутском месторождении ПАВ закачивают на опытном участке с 23 нагнетательными и 57 добывающими скважинами. В 5 скважин закачано 300 т ПАВ. Объем закачки намечается довести до 1230 т/год.
В связи с непродолжительным сроком закачки судить об эффективности процесса пока преждевременно. Однако как на Самотлорском, так и на Западно-Сургутском месторождениях при закачке ПАВ увеличиваются поглотительная способность и охват пласта заводнением.
Широкое использование ПАВ для разработки нефтяных месторождений сдерживается из-за их недостатка и высокой стоимости. Поэтому большое практическое значение приобретают изыскание и промысловые испытания новых эффективных реагентов для заводнения нефтяных пластов.
В СибНИИНП предложены и испытаны два реагента: оксиэтилированные легкие талловые масла (ОКМ) и кислый гудрон (КГ). Промысловые испытания опытных партий этих реагентов на Западно-Сургутском и Мамонтовском месторождениях путем кратковременной и длительной закачки водных растворов показали их высокую эффективность и технологичность. Например, в результате закачки ОКМ в скв. 384 приемистость ее увеличилась в 2 раза при том же давлении нагнетания (8,5—9,5 МПа). Промыслово-геофизическими исследованиями скважины установлено увеличение охвата пласта заводнением по толщине. Это подтвердили также повторные исследования через 4 мес. Идентичные данные получены в результате закачки КГ на Мамонтовском месторождении.
При лабораторных исследованиях по вытеснению нефтей Западно-Сургутского, Усть-Балыкского и Мамонтовского месторождений растворами ОКМ и КГ достигается более высокий коэффициент вытеснения, чем растворами ОП-10. Стоимость ОКМ и особенно КГ значительно ниже стоимости ОП-10. Все это позволяет рассчитывать на широкое промышленное применение их при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири.
Закачка подогретой воды. Опытная закачка подогретой воды (70°С) начата в июне 1978 г. на небольшом участке Русского месторождения, нефть которого отличается высокой плотностью и вязкостью, низким содержанием растворенного в ней газа. Ее цели — выяснение эффективности вытеснения нефти закачиваемой с поверхности подогретой водой, изучение динамики приемистости нагнетательной скважины, определение фильтрационных параметров пласта, времени прорыва воды в эксплуатационные скважины, характера их обводнения, текущей и конечной нефтеотдачи элемента.
Целесообразность и масштабы промышленного внедрения процесса будут определены по результатам опытной закачки, а также испытания других методов и сравнительной оценки их эффективности.
Перспективы применения других методов повышения нефтеотдачи. Анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований возможности применения в ближайшие годы на месторождениях Западной Сибири других методов показывает, что перспективные из них — водогазовое воздействие, закачка серной кислоты, углекислого газа и внутрипластовое влажное горение.
Водогазовое воздействие на пласт предусмотрено начать в 1980 г. на Самотлорском и Вахском месторождениях. Намочено закачать в них в этом году 1,1 млрд, м3 газа. В последующие годы им должны быть охвачены Советское, Федоровское, Быстринское, Покомасовское и другие месторождения. Для первых четырех месторождений составлены технологические схемы применения метода.
Закачка серной кислоты планируется на Локосовском, Урьевском и Поточном месторождениях. Ее применение эффективно вследствие высокого содержания в нефтях ароматических углеводородов. В СибНИИНП проводятся лабораторные исследования метода применительно к условиям указанных месторождений.
Закачка углекислого газа намечается в 1983 г. на Западно-Сургутском, а позднее на Южно-Сургутском, Мамонтовском, Усть-Балыкском и других месторождениях в расчете на использование его излишков при производстве аммиака и метанола на проектируемом к строительству заводе в районе г. Сургута.
Влажное внутри пластовое горение будет проводиться на Русском месторождении с 1982 г. вначале на ограниченном участке для проверки эффективности процесса и выбора рационального метода разработки всего месторождения.
Кроме рассмотренных методов на месторождениях Западной Сибири можно применять заводнение с использованием полимерных и мицеллярных растворов.
Первый метод рекомендуется испытать на Майском месторождении, характеризующемся повышенным отношением вязкостей нефти и воды; второй — после решения вопросов, связанных с разработкой рецептуры, технологических условий и организации промышленного изготовления мицеллярных растворов.
Проведенные теоретические и лабораторные исследования, расчеты и первые промышленные эксперименты в большинстве случаев показывают достаточно высокую эффективность применения новых методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири. В связи с этим считаем необходимым значительно расширить научные исследования и опытно-промышленные работы в данном направлении, обеспечить их в достаточной мере реагентами и оборудованием.
УДК 622.276.6
М. Ф. Свищев, А. И. Вашуркин, М. И. Пятков, Н. К. Праведников (СибНИИНП),
Ю. Б. Фаин (Главтюменнефтегаз)
***