МЕТОДЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕЙ ЗАВОДНЯЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Крупнейшие месторождения Татарстана, эксплуатируемые на протяжении полувека, еще содержат пласты с достаточно высокой остаточной нефтенасыщенностью. Поэтому изучение свойств остаточных нефтей и механизма их формирования весьма актуально для решения вопросов, связанных с поиском путей их доизвлечения, как для Татарстана, так и других регионов.

При заводнении пластов пресными водами происходят более глубокие изменения, чем при использовании минерализованных вод. По сравнению с образцами Миннибаевской площади, заводняемой минерализованными водами, в составе средней молекулы нефти образцов по разрезу пласта Зелено-горской и Северо-Азнакаевской площадей, изначально заводняемых пресными водами, отмечаются уменьшение содержания парафиновых структур и увеличение их разветвленности, а также доли окисленных группировок. Если сопоставить их состав с заведомо гипергенно-измененными нефтями из зоны водонефтяного контакта (ВНК) Абдрахмановской площади, можно сделать вывод, что нефти из пластов, изначально заводняемых пресными водами, частично претерпели изменения в направлении, приводящем к образованию окисленной с низкой подвижностью нефти.

Значительное влияние на свойства и качество нефтей и их способность к извлечению может оказывать процесс осернения. Нами предложен параметр по определению содержания общей серы в нефти относительно ее плотности. Это позволило провести оценку осерненности нефтей, приобретенной под влиянием геологических условий и в результате применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи. При сравнении значений этого параметра для остаточных и добываемых нефтей из девонских пластов с таковыми для нефтей каменноугольных отложений и из зоны ВНК сделан вывод, что осерненность нефтей длительно заводняемых пластов в основном определяется их природной преобразованностью.

Приведенные примеры и анализ большой коллекции образцов остаточных нефтей показали, что основная их часть относится к слабопреобразованным без нарушения дисперсного состояния. Наряду с перечисленными встречены нефти, которые можно отнести к сильнопреобразованным. Изменение их дисперсного состояния обусловлено коагуляцией твердых парафинов или асфальтенов. Выпадение последних в виде осадков в пористой среде оказывает существенное влияние как на фильтрационные характеристики пластов, так и на степень извлечения нефти.

Проектами разработки отдельных месторождений предусматривается обеспечить нефтеотдачу 0,20-0,55 в зависимости от геолого-физических условий. Исследованиями показано, что для достижения проектной нефтеотдачи необходимы: внедрение отработанных систем контроля и регулирования процессов разработки; доведение удельной плотности сетки (УПС) до 17,6 га/скв; обеспечение широкого внедрения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи (МУН); автоматизация системы контроля и регулирования.

Для повышения нефтеотдачи сверх проектного уровня требуется поднять коэффициент охвата заводнением, что можно сделать за счет широкого применения освоенных гидродинамических и третичных МУН и дальнейшего их совершенствования. Для этого нужны дальнейшее совершенствование современных МУН, широкое внедрение автоматизированных систем контроля и управления выработкой пластов, разработка эффективных методов первичного вскрытия пластов, доведение УПС до 15 га/скв, обеспечение широкого внедрения отработанных третичных МУН как для вытеснения нефти из частично заводненных пластов, так и для доотмыва из заводненных пластов. При этом нефтеотдача может возрасти до 60 %.

Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, по существу, применяются на месторождениях Татарстана с начала осуществления первых проектов, и их использование связано с разукрупнением эксплуатационных объектов, оптимизацией плотности сетки скважин, вводом в разработку недренируемых запасов в линзах, тупиковых и застойных зонах. Нестационарное заводнение и форсированный отбор жидкости применяются с 1973 г. В последующие годы с их помощью вводились в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. По состоянию на начало 1996 г. за счет гидродинамических МУН дополнительно добыто 491 млн. т нефти. Наиболее эффективна закачка пластовой воды, обеспечивающая приемистость скважин при давлениях 10-15 МПа.

Для изучения влияния вытесняющего агента – воды различного химического состава – на вовлечение в разработку коллекторов с различным содержанием мелкопелитовой фракции (глинистые коллекторы) выбраны опытные участки. Минерализация закачиваемой воды на этих участках изменяется от пресной до пластовой: на Абдрахмановской площади – закачка пластовой воды, на Западно-Лениногорской – пресной, на Азнакаевской – сточной, на Восточно-Лениногорской – пластовой воды методом скважинного перепуска (МСП).

Промысловые эксперименты убеждают в том, что для заводнения малопродуктивных и продуктивных коллекторов с глинистостью более 2 % следует рекомендовать пластовую или сточную воду, лучше пластовую. В соответствии с полученными результатами необходимо в корне изменить технологию разработки мало- и высокопродуктивных глинистых коллекторов. Закачка пластовой воды требует создания новой концепции обустройства залежей с бурением специальных скважин для забора пластовой воды. При этом можно вовлечь в разработку часть слабоизмененных остаточных нефтей.

Следующую часть слабоизмененных остаточных запасов нефти возможно извлечь за счет применения супертехнологий третичных МУН. Сюда относятся следующие технологии, разработанные нашими учеными и внедряемые на месторождениях Татарстана.

Сейсмоакустическое воздействие. Оно основано на использовании упругих волн. При воздействии возникает сейсмоакустическая эмиссия, сопровождаемая возникновением трещин, подвижек и изменением напряженного состояния пород.

В зависимости от интенсивности воздействия упругих колебаний на пласт, состояния напряженности пород пластов в районе скважин участка воздействия происходит разуплотнение или уплотнение отдельных маленьких участков. Соответственно наблюдается увеличение или уменьшение дебитов отдельных скважин. Возникновение новых трещин на участках, не вовлеченных в эксплуатацию или менее выработанных, чем окружающие участки пласта, приводит к снижению обводненности, увеличению охвата выработкой и соответственно увеличению КИН.

Этот метод в АО "Татнефть" применяется с 1995 г., за это время проведено 67 обработок, получено 450 тыс. т дополнительной нефти. Удельная эффективность составила 6,7 тыс. т на одну обработку.

Краткая характеристика участка сейсмоакустического воздействия на скв. 7696 Ташлиярской площади. Дата проведения мероприятия – июль 1995 г.

Среди представленных технологий имеются технологии, предназначенные как для пластов с высокой приемистостью, так и с пониженной проницаемостью. Различные модифицирующие добавки обеспечили создание ПДС с регулируемыми свойствами, что позволяет использовать их в различных специфических условиях эксплуатации продуктивных пластов с богатым разнообразием физико-химических свойств насыщающих жидкостей.

Получены результаты применения ряда технологий на месторождениях Татарстана и Западной Сибири. Средние показатели по добыче дополнительной нефти составили 2-13 тыс. т, хотя в отдельных случаях они достигали 25-60 тыс. т на один обработанный участок.

Технология ПДС, показавшая высокую эффективность, широко внедрена на нефтяных месторождениях – объем ее внедрения за 1981-1995 гг. превысил 1800 участков. Только на 692 контролируемых участках количество дополнительной нефти превысило 2,6 млн т, по отдельным участкам дополнительная добыча нефти достигала 40 тыс. т при длительности эффекта 3 года. На месторождениях Татарстана за счет внедрения ПДС дополнительная добыча нефти составила 947,66 тыс. т.

Предложенный ряд технологий повышения нефтеотдачи пластов позволяет увеличить отбор нефти в осложненных условиях разработки месторождений Татарстана с трудноизвлекаемыми запасами, в высокообводненных и низкопродуктивных пластах, связанных как с обводнением пластов с высокими коллекторскими свойствами, так и выработкой запасов в низкопроницаемых зонах объектов. Установлена возможность эффективного воздействия на карбонатные коллекторы модифицированными ПДС. Разработаны и новые технологии.

Полимерное заводнение –это технологически простой и высокоэффективный метод повышения нефтеотдачи пластов, основанный на добавке к воде небольшого количества водорастворимых полимеров при обычном заводнении нефтяных пластов.

В осложненных геолого-физических условиях залежи (резкая неоднородность пласта по проницаемости, наличие высокопроницаемых зон, трещин, повышенная вязкость нефти и как следствие ранняя обводненность скважин) применяется воздействие на пласт сшитыми полимерными системами (СПС).

Сущность метода с применением СПС заключается в добавке к раствору полиакриламида небольшого количества (сотые доли процента) сшивающего агента, под действием которого происходит структурирование ("сшивка") макромолекул полимера в пористой среде с образованием геля в зонах высокой проницаемости пласта или в трещинах, куда в основном проникает СПС при закачке в скважину. С 1993 г. метод СПС применен на 34 нагнетательных скважинах (7 участков). На 1 т закачанного раствора получено от 250 до 10 500 т нефти.

Применение эфиров целлюлозы основано на добавке к закачиваемой воде простых эфиров целлюлозы, в частности оксиэтил-целлюлозы. Достоинством метода являются возможность применения его в поздней стадии разработки, а также простота исполнения и достаточно высокая эффективность. Водные растворы эфиров целлюлозы обладают связывающей, эмульгирующей, смачивающей и адгезионной способностями и имеют вязкость от 4 до 300 мПа-с. Эфиры целлюлозы закачиваются в скважину в виде эмульсии.

При применении эфиров целлюлозы без сшивателя на относительно ранней стадии заводнения происходит загущение закачиваемой воды без образования гидрогеля. На этой стадии в результате снижения подвижности закачиваемого агента имеет место общее выравнивание фронта вытеснения нефти без языкообразного прорыва воды. Тем самым предотвращается образование весьма узких протяженных хорошо промытых зон с высокой проницаемостью. В результате повышается степень охвата пласта заводнением.

Одной из разновидностей технологий структурообразующих композиций является разработка нефтяного пласта с применением структурообразующей композиции (СОК) на основе полимера и модифицированного глинопорошка. Сущность метода заключается в том, что в нефтяной пласт закачивается композиция, состоящая из водорастворимого полимера и водной суспензии модифицированного глинопорошка. Модифицированный глинопорошок представляет собой монтмориллонитовую глину, на поверхности которой предварительно адсорбированы ионы хрома. Это позволяет повысить охват пласта заводнением.

Характеристики распределения фильтрационных потоков по пропласткам показали увеличение охвата модели пласта в результате закачки СОК. Эта технология, направленная на повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки, по результатам лабораторных данных и проведенных промысловых испытаний является эффективным методом вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.

Преимущество данной технологии – ее экологическая безопасность для нефтяных месторождений, доступность сырьевой базы, использование готовых производственных и технологических узлов для ее приготовления и закачки в пласт.

Все вышеизложенные технологии позволяют извлечь часть слабоизмененных нефтей. Сильнопреобразованные нефти при применении даже модифицированных супертехнологии практически не извлекаются. Для решения этой задачи могут оказаться полезными микробиологические и, возможно, волновые МУН.

Микробиологические МУН. Зарубежными иссследователями установлено, что микроорганизмы пласта продуцируют газы и поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые улучшают подвижность нефти. Кроме того, эти микроорганизмы способны утилизировать различные УВ нефти. При этом могут образовываться органические кислоты, альдегиды, кетоны, перекиси, в основном водорастворимые.

пористость и проницаемость коллекторской породы путем растворения кислотами;

вязкость нефти, снижая ее при растворении газов;

отмыв нефти водой с растворенным в ней био-ПАВ;

увеличение локального перепада давления в системе трещина – матрица за счет внутрипластовой генерации газа;

интенсивность капиллярной пропитки за счет генерации био-ПАВ.

Из 24 добывающих скважин участка в шести явно прослеживаются увеличение дебита нефти и снижение обводненности продукции.

Промысловые испытания проведены на трех опытных участках Сармановской, Зай-Каратайской и Азнакаевской площадях. Результаты исследований показали, что интенсивность изменений была максимальной по бактериальному метаногенезу, содержанию ацетата и изотопному составу углерода в карбонатах попутно добываемых вод.

Таким образом, полученные данные позволяют сделать вывод о значительном повышении активности современных микробиологических процессов, происходящих в нефтенасыщенных пластах.

Таблица 1 Физико-химические свойства добываемых и остаточных нефтей

* Для добываемых нефтей определена при 20 °С, для остаточных – при 100 °С.

Таблица 2

Физико-химические свойства объединенных экстрактов нефти и добываемой нефти Бавлинского месторождения

* Для экстрактов нефти при 100 °С, для добываемой нефти – при 20 °С.

Таблица 3

Компонентный состав объединенных экстрактов нефти и добываемой нефти Бавлинского месторождения

* Выход бензина 25,5 %.