К оглавлению

УДК 622.276.34

Влияние геолого-физических и технологических факторов на условия увеличения извлекаемых ресурсов нефти

К.Б. АШИРОВ (Куйбышевский политехи, ин-т)

Увеличение нефтеотдачи на эксплуатируемых месторождениях становится основным источником пополнения извлекаемых ресурсов нефти и нефтяного газа.

Наиболее благоприятные возможности пополнения извлекаемых ресурсов имеются на вступающих в разработку месторождениях, где еще не обводнены эксплуатационные объекты.

Интересный анализ применимости методов увеличения нефтеотдачи для различных геологических условий сделан в работе [10]. Авторы ее отмечают, что по реальным объектам составить заключение об эффективности проводимых работ пока не представляется возможным. Рекомендуется осуществлять мероприятия по увеличению нефтеотдачи поэтапно - сначала выявлять эффективность того или иного метода на небольших, экспериментальных участках и лишь при получении положительных результатов переходить на залежи в целом.

При принятом в мировой практике подходе к выбору методов увеличения нефтеотдачи каждая залежь рассматривается как единый объект с усредненными показателями всех физических параметров пластов и насыщающих флюидов. Кроме того, за основной объект воздействия принимается наиболее разбуренная часть залежей в пределах первоначального внутреннего контура нефтеносности. Допускается, что в процессе разработки нефть водонефтяной зоны (ВНЗ) стягивается на площадь нефтяной зоны. Но в действительности данные этого предположения обычно реализуются не полностью, хотя в ВНЗ в отдельных случаях может заключаться до половины запасов нефти.

Перед выбором технологических приемов увеличения нефтеотдачи необходимо учитывать их возможности и соотносить с результатами всестороннего изучения объектов воздействия. Для этого в первую очередь требуется уточнить геологическое строение и причину неоднородности коллекторов, физико-химические свойства нефтей, условия нахождения в продуктивных пластах погребенных вод, характер смачиваемости стенок пор и многие другие факторы, без учета которых обеспечить высокую нефтеотдачу невозможно.

Установлено, что на платформах прослои песчаников имеют линзовидное строение, с максимальной мощностью отдельных пластов и слабой их расчлененностью на сводах поднятий, резким сокращением мощностей и сильной расчлененностью на крыльях [2]. Одновременно отмечается ухудшение физических свойств коллекторов на крыльях, что показано на примере песчаников бобриковского горизонта нижнего карбона месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей (табл. 1).

Выявленная закономерность характерна и для терригенных коллекторов девона, отличающихся непостоянством физических свойств в законтурных зонах. Песчаники верейского горизонта на крыльях структур также выклиниваются и замещаются глинами.

Еще большее изменение состава наблюдается у карбонатных коллекторов, для которых закономерны более высокие пористость и проницаемость на сводах поднятий и значительное снижение их в основании. При этом ухудшение коллекторских свойств происходит как бы послойно, сверху вниз и достигает больших значений, с перепадами в 1000 раз и выше, причем границы слоев с различными физическими свойствами становятся близкими к горизонтальным плоскостям.

В табл. 2 приведены усредненные данные физических свойств карбонатных коллекторов ряда месторождений Куйбышевской области.

Естественно, что при вскрытии одним фильтром пластов со столь высокой неоднородностью гораздо интенсивнее вырабатываются обычно верхние (см. табл. 2) интервалы, куда в последующем и поступает основное количество закачиваемой воды. Менее проницаемые породы нижних интервалов с более вязкой нефтью либо не вырабатываются вообще, либо вырабатываются с большим опозданием, так как основной объем закачиваемой воды проходит через промытые отложения верхних интервалов и тем самым снижается эффективность закачки.

Кроме того, для карбонатных коллекторов характерно наличие плотного слоя мощностью 1-5 м в кровле и плотных, экранирующих залежь от подстилающих пластовых вод, почти горизонтальных слоев, в подошве. Иногда благодаря полной изоляции залежей от пластовых вод указанные слои становятся запечатывающими. Однако в этом случае у них может сохраняться частичная связь с пластовой водонапорной системой, чаще всего со стороны крутых крыльев структур.

Следует учитывать и неоднородный состав УВ в поровом пространстве коллекторов, что обычно упускается как при подсчете запасов, так и при проектировании разработки, когда параметры нефтей - вязкость, плотность, газонасыщенность и другие - принимаются усредненными.

Во-первых, наблюдается различие нефтей на отдельных участках залежей. Так, по А.И. Желонкину, нефть Ромашкинского месторождения на площадях, примыкающих к южному крылу в пластовых условиях имеет плотность 0,854 г/см³, вязкость 2,2 мПа-с и газовый фактор 71 м³/т, на центральных участках соответственно 0,86; 2,4; 65, а на северных - 0,87; 4,2 и 39. Таким образом, нефть на северных площадях практически в 2 раза более вязкая, плотнее и в 1,5 раза менее газонасыщенная. Такая неоднородность параметров нефтей, иногда весьма резкая, характерна для большинства месторождений платформенного типа.

Во-вторых, более резкие изменения физикохимических свойств нефтей наблюдаются по вертикали - это проявляется в утяжелении их от кровли к подошве и крыльям структур и особенно четко прослеживается по такому реагирующему на изменение плотности параметру, как вязкость, имеющую к тому же решающее значение для нефтеотдачи.

По данным Д.М. Шейх-Али, на ряде месторождений Башкирии вязкость (мПа-с) нефтей изменяется в следующих пределах: на Сергеевском в залежи пласта Д₁ от 14,7 в кровле до 47,8 в подошве, на Арланском в пласте Б₂, соответственно от 25,4 до 47,8 и т. д.; в Куйбышевской области, на Радаевском в пласте C₁ от 25,8 до 64,7, на Боровском в пласте А₄, от 50 до 200, на Мухановском в пласте С₁, от 2,2 до 5. Наблюдаемая закономерность характерна и для залежей с относительно легкими нефтями.

Для установления истинных значений параметров пористости, проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных пластов важное значение имеет присутствие в поровых объемах включений твердых битумов.

Проведенными исследованиями (К.Б. Аширов, 1973) установлено, что включения твердых битумов в порах и трещинах продуктивных пластов могут занимать значительную их часть. Например, в карбонатных пластах башкирского яруса Кулешовского и Бариновского месторождений соответственно 40,3 и 47,4 % объема их порово-трещиноватых емкостей занято включениями битумов.

Отмечается связь битумонасыщенности коллекторов с их проницаемостью. Например, в пласте А₄ Кулешовского месторождения в трех различных по физическим свойствам горизонтальных слоях отмечается следующее: в верхнем, наиболее пористом и проницаемом, включений битумов нет, в среднем, с усредненными значениями этих параметров, битум содержится в менее проницаемых интервалах, к нижнему, имеющему минимальную проницаемость, приурочен максимум битуминизации. Подобная вторичная битуминизация наблюдается и на других месторождениях, и она также влияет на проницаемость пород.

По существующей методике подготовки нефтенасыщенных образцов пород для определения пористости и проницаемости их предварительно экстрагируют. Однако при экстрагировании они освобождаются не только от нефти, но и от твердых битумов, хотя последние, будучи неподвижными, должны рассматриваться как цемент и не должны удаляться из образцов.

Изучение в шлифах характера изменения объемов пор, заполненных битумами, до экстрагирования и после их удаления показывает, что в отдельных случаях пористость образцов может увеличиваться в 1,5-2 раза, а проницаемость в десятки раз. Следует также учитывать, что удаление с поверхности пор пленок битумов приводит к искажению параметра водонасыщенности, определяемого в лабораториях косвенными методами на экстрагированных образцах, превращенных таким образом из гидрофобных, каковыми они являются в пластовых условиях, в гидрофильные.

На основании изложенного необходимо пересмотреть методику лабораторного определения пористости и проницаемости нефтенасыщенных образцов; ввести обязательное определение указанных параметров на неэкстрагированных образцах центрифугированием и параллельный просмотр в шлифах.

Ранее [7] была установлена важная закономерность, связанная с дифференциацией нефтей в поровых объемах и формированием на стенках пор граничных слоев. Последние состоят в основном из асфальтенов, смол и тяжелых фракций нефтей. Вязкость их аномально высокая, в 5-10 раз выше, чем у внутрипоровой подвижной нефти. Поскольку при существующих градиентах давления вытеснения нефть граничных слоев остается практически неподвижной, ее называют омертвленной.

Согласно расчетам [7], в песчаных коллекторах девона месторождений Башкирии при радиусах пор в 7-15 мкм и толщине граничного слоя в 2 мкм будет находиться до 40 % омертвленной нефти, а при радиусе в 5 мкм - до 60 %.

Эти исследования подтверждаются и нашими данными, полученными при изучении остаточной нефти в карбонатном коллекторе после вытеснения подвижной ее части. При этом в полном соответствии с выводами работы [7] в остаточной нефти по сравнению с нефтью, вытесненной из керна, оказалось в 2-3 раза больше асфальтенов, повышенное содержание смол и парафинов. Установлено, что нефти с аномальной вязкостью представляют собой структурированную жидкость неньютоновского типа.

При выборе плотности сеток эксплуатационных скважин надо учитывать неньютоновские свойства нефтей, чтобы избежать значительной недовыработки залежей.

Указанный вывод подтверждается исследованиями, проведенными Н.Н. Непримеровым в 50-х годах и показавшими, что с учетом аномально вязкостных свойств девонских нефтей Ромашкинского месторождения в чисто нефтяной части залежи максимальное расстояние между эксплуатационными скважинами не должно превышать 400 м.

По данным В.В. Девликамова и др. [6], в ВНЗ девонских залежей Туймазинского месторождения создаваемые перепады давления на расстояниях 200-300 м недостаточны для дренирования более удаленных участков, на которых нефть обладает повышенной вязкостью.

Для успешного решения проблемы нефтеотдачи очень важно знать характер смачиваемости поверхности пор нефтенасыщенных коллекторов. Обычно априорно принимается, что кварцевые коллекторы активно гидрофильны, а карбонатные могут быть отнесены к слабогидрофильным. На этом основании для выбора методов и условий воздействия в лабораториях на модельных образцах определяют краевые углы смачивания, толщину пленок и др. Указанные определения проводят на гидрофильных кварцевых капиллярах и т. д.

Учитывая приведенные данные о наличии в поровых объемах пленочных включений твердых битумов, а также возможность формирования на поверхности пор вязких граничных слоев, трудно допустить, чтобы поверхность пор, занятых нефтью, осталась гидрофильной [7].

Исследованиями литологов Е.К. Фроловой, Л.В. Цивинской, Г.И. Стеблевой, С. П. Макаровой и др. установлено, что поверхность зерен кварцевых песчаников покрыта тонкой пленкой кальцита. А это не позволяет считать кварцевые песчаники активно гидрофильными, якобы имеющими на поверхности зерен пленочную погребенную воду. Попутно заметим, что механизм выпадения кальцита связывается с условиями формирования зональности пластовых вод [1].

Естественно, что при формировании граничных слоев и битумных пленок, основная поверхность пор должна была гидрофобизоваться. Но из этого следует, что в нефтенасыщенных коллекторах погребенная вода находится не в пленочной, а исключительно в рыхлосвязанной форме. Справедливость такого вывода была подтверждена нами расчетом выноса солей погребенных вод в нефтях в безводный и затем в водный периоды разработки на ряде залежей.

Подтверждением подвижности погребенных вод служит выпадение гипса в процессе разработки залежей на месторождениях Урало-Поволжья при внутриконтурном заводнении пресными водами. Осаждение гипса связано с несовместимостью вод погребенных с пресными закачиваемыми, что позволяет контролировать окончание выноса всего вычисленного количества погребенных вод.

Аналогичные выводы об отсутствии пленочной формы погребенных вод в песчаных коллекторах на месторождениях Башкирии сделаны и в работе [4].

Несомненно, что рассмотренные закономерности: направленное изменение коллекторских свойств пластов, физико-химический состав пластовых нефтей, характер включений битумов, наличие граничных слоев, формы связи погребенной воды с матрицей, гидрофобность коллекторов и др. - должны обязательно учитываться при подсчетах запасов, проектировании разработки и выборе методов увеличения нефтеотдачи. Но, как известно, в настоящее время они изучены недостаточно, что и предопределяет неполную нефтеотдачу и в связи с этим неполную выработку запасов [5].

Столь же важен вопрос правильного выбора плотности сеток скважин с учетом проницаемости, неоднородности и прерывистости пластов, неньютоновского характера нефтей и неоднородности их физико-химических свойств, в совокупности обусловливающих полноту охвата пластов воздействием [3, 5].

Учитывая все виды неоднородностей и особенно специфические свойства физической неоднородности нефтей, включая необходимость воздействия на омертвленную нефть, нужно создать условия, обеспечивающие раздельную выработку неоднородных объектов без их неоправданного совмещения [5].

Немаловажный принцип рационального завершения разработки - необходимость учета в проектах реальных сроков эксплуатации скважин.

Как показано в работе [8], на промыслах объединения Татнефть в результате закачки в пласты сточных вод, вызванной необходимостью их утилизации, эксплуатационные скважины приходят в негодность в среднем через 18 лет, а нагнетательные через 6.

В настоящее время в Урало-Поволжье, где выявляются небольшие месторождения, эксплуатировать их целесообразно в сроки, равные продолжительности работы скважин. Для достижения же высокой нефтеотдачи необходимо с самого начала их освоения предусматривать высокие темпы выработки и применение методов воздействия. Однако это потребует изменить сам подход к применению данных методов.

Например, в работе [10] предлагается перед внедрением методов воздействия предварительно апробировать их на экспериментальных участках. Но в реальных условиях это отодвинет окончательное решение о необходимости внедрения методов увеличения нефтеотдачи на ту неблагоприятную стадию водной разработки, когда начнется массовый выход из строя скважин.

Возможно, что пересмотр этапности вызовет поспешность выбора метода воздействия и он может оказаться в последующем неудачными Главное - при выборе методов воздействия необходимо обратить внимание на вовлечение в освоение больших ресурсов омертвленной нефти и включений битумов и этого можно достичь прежде всего закачкой пара и горячей воды в благоприятных для этого условиях.

В заключение необходимо отметить, что проблема увеличения извлекаемых ресурсов, нефти должна решаться совместно геологами, физиками, химиками, специалистами в области разработки, экономики и представителями других научных и инженерных направлений. Успешность ее решения будет зависеть в первую очередь от комплексного подхода к изучению коллекторов, физико-химических и геологических свойств нефтей, гидрофильности в гидрофобности коллекторов, свойств и условий нахождения в залежах погребенных вод, включений битумов, характеристики граничных слоев и других вопросов, внимание к которым должно быть обращено уже на стадии глубокого поисково-разведочного бурения.

Видимо, в ближайшее время необходимо пересмотреть и методику подсчета запасов с целью учета всех ресурсов углеводородного сырья в залежах. Это потребует самостоятельной оценки объемов нефти граничных слоев и включений битумов, на базе чего можно будет разработать прогрессивные методы извлечения всех видов УВ, находящихся в залежах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аширов К.Б. К вопросу об условиях формирования физико-химического состава пластовых вод. - Труды ПермНИПИнефти. Пермь, 1971, вып. 6, с. 210-221.

2. Аширов К.Б., Гудошников С.С., Любарская Н.Б. Влияние условий осадкообразования на формирование песчаных коллекторов с определенным типом неоднородности. - Труды Гипровоетокнефти. Куйбышев, 1977, вып. XXIX, с. 118-122.

3. Аширов К.Б. О принципах рациональной разработки нефтяных месторождений. - Нефтяное хоз-во, 1980, № 10, с. 33-36.

4. Березин В.М., Ярыгина В.С. Распределение воды и нефти в поровом пространстве продуктивных пород. - Нефтяное хоз-во, 1980, № 10, с. 41-42.

5. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях / Р.Н. Дияшев, А.С. Лисин, М.М. Мусин, Б.3. Фаттахов. - Нефтяное хоз-во, 1982, № 1, с. 27-29.

6. Девликамов В.В., Хабибулин 3.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М., Недра, 1975.

7. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М., Недра, 1977.

8. Муслимов Р.X., Юсупов И.Г., Загиров М.М. Об уточнении методики определения резервного фонда скважин и работ по повышению эксплуатационной надежности. - Нефтяное хоз-во, 1977, № 3, с. 22-26.

9. Назаретов М.Б. Состояние работ в США по внедрению методов увеличения нефтеотдачи. - Нефтяное хоз-во, 1980, № 12, с. 69-71.

10. О необходимости дополнительного промышленного испытания методов увеличения нефтеотдачи пластов в различных геологических условиях / М.Л. Сургучев, С.А. Жданов, В.Е. Кащавцев и др. - Геология нефти и газа, 1982, № 1, с. 3-7.

11. Снарский А.Н. Определение влияния инфразвукового поля на скорость фильтрации нефти на элементарной модели пласта. - Нефть и газ, 1982, № 1, с. 30-32.

12. Сургучев М.Л., Жданов С.А., Малютина Г.С. О надёжности применения методов повышения нефтеотдачи пластов (на основе опыта США). - Нефтяное хоз-во, 1979, № 7, с. 70-77.

Поступила 15/Х 1982 г.

Таблица 1

Месторождения	Участки структур	Мощность, М		Пористость, %	Проницаемость 10^-3 мкм^2
		бобриковского горизонта	песчаников пласта Б2 (С4)
Мухановское	Свод	80-90	65-70	20,3	1003
	Крылья	79-87	45-55	18,7	635
Покровское (Куйбышевская область)	Свод	30-32	8-11	28,0	1000-4150
	Крылья	20-23	0-3	7,0	До 160
Покровское (Оренбургская область)	Свод	31-38	12-16	25,0	816
	Крылья	25-30	0-4	13,5	119
Сорочинско-Никольское	Свод	32-34	11-16	12,5	370
	Крылья	27-32	9-2	9,5	42

Таблица 2

Параметры	Месторождения, пласты
	Алакаевское, А4	Алакаевское, B1	Дерюжевское, B	Якушкинское, А4	Козловское, А4	Кулешовское, А4
Пористость, %	21,7/12,8	11,4/7,8	15,0/8,0	32,0/8,0	28,2/16,1	23,0/9,0
Проницаемость, 10^-3 мкм^2	504/196	38/0,7	60/5	800/100	500/15,6	500/55
Коэффициент продуктивности, кг*Па/с	19675/4166	-	2430/1446	23148/8680	3298/2893	40509/8680

Примечание. В числителе -значения для верхней части пластов, в знаменателе -для нижней.