Факторы, влияющие на нефтеотдачу. Физико-геологические параметры пласта

Так, в 1931 г. ГрозНИИ (Грозненский нефтяной научно-исследовательский институт) разработал научную классификацию, по которой нефть делят на шесть типов:

1) парафиновые – в  бензинах содержится не менее 50 %, а в маслах до 20 мас.% парафиновых углеводородов;

2) парафино-нафтеновые – со значительным содержанием нафтеновых углеводородов и небольшим – ароматических;

3) нафтеновые – во  всех фракциях преобладают нафтеновые  углеводороды (более 60 мас.%);

4) парафино-нафтено-ароматические  – с примерно одинаковым содержанием  углеводородов этих рядов; 

5) нафтено-ароматические  – с преобладающим содержанием  нафтеновых и ароматических углеводородов;

6) ароматические –  с высокой плотностью всех  фракций и резко выраженным преобладанием в них ароматических углеводородов.

 

5. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА

 

Давление является весьма существенным фактором, имеющим большое значение для разработки месторождений. Давление в недрах обусловливается давлением породы и насыщающих ее жидкостей. Чем больше толщина породы, тем больше давление.

Величину пластового гидростатического давления в недрах можно определить, пользуясь формулой:

,

где  p_пл – пластовое гидростатическое давление; Н – глубина; ρ_ж – плотность жидкости.

При плотности воды, равной 1 г/см³, p_пл = 0.1 Н.

В нефтепромысловой практике принято пользоваться так называемым градиентом давления:

,

где  gradР – градиент давления; p_пл - пластовое давление; Н_пл – глубина залегания пласта в скважине.

Обычно величина градиента  давления для залежей нефти с  пластовым давлением, равным гидростатическому, изменяется в пределах 0.07 – 0.12 кгс/см²∙м. Однако иногда отмечается аномально высокое пластовое давление, при котором градиент давления значительно превышает 0.12 кгс/см²∙м и достигает больших значений (0.23-0.24 кгс/см²∙м).

Температура с глубиной повышается в соответствии с геотермической ступенью и геотермическим градиентом. Под геотермической ступенью понимают глубину, на которую нужно углубиться от пояса постоянной температуры, чтобы температура поднялась на 1 ⁰С. Геотермическую ступень вычисляют по формуле:

,

где G – геотермическая ступень в м/⁰С; Н – глубина скважины в м; h – глубина слоя, имеющего постоянную температуру, в м; Т – температура на глубине Н, в ⁰С; t – средняя годовая температура воздуха в месте забора, в ⁰С.

Повышение температуры  на единицу длины называется геотермическим градиентом. Таким образом, геотермическая ступень и градиент являются обратными величинами.

От пластовой температуры  зависит вязкость нефти и, следовательно, интенсивность процессов обводнения и возможности применения методов увеличения нефтеотдачи.

 

6. ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ СКВАЖИНЫ

 

Конструкция скважины должна обеспечивать следующее:

• устойчивость стенок ствола скважины;
• надежное разобщение пластов и пропластков;
• возможность спуска в скважину технического оборудования для извлечения нефти на поверхность;
• надежное сообщение скважины с разрабатываемым пластом.

Устойчивость стенок ствола скважины за все время ее эксплуатации обеспечивается стальными толстостенными трубами (обсадными трубами). В зависимости от геологических условий в скважину может быть спущено на разные глубины несколько концентрически расположенных колонн труб. Нарушение целостности обсадных колонн в процессе эксплуатации скважин происходит вследствие: смятия колонн, истирания и образования трещин в теле обсадных эксплуатационных колонн, из-за нарушения герметичности цементного камня. Следствием этого может быть поступление в скважину пластовых флюидов из не разрабатываемого пласта.

На качество процесса цементажа большое влияние оказывает  наличие каверн. также ухудшает качество цементажа утолщенная глинистая корка, образующаяся на стенках скважины против проницаемых нефтеносных пластов при вскрытии их некачественным глинистым раствором. На качество цементажа влияет и неподготовленность ствола скважины к спуску колонны и заливке цементом. Таким образом, состояние обсадной колонны, конструкция скважины и качество цементажа оказывают важное влияние на процесс работы скважины.

 

 

 

 

 

 

7. СОСТОЯНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

 

После вскрытия продуктивного  пласта скважиной возникает призабойная зона пласта (ПЗП), в которой произошли, происходят и будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние породы. Радиус ПЗП точно определить невозможно. Под этим термином понимается некоторый условный средний радиус, ограничивающий зону пласта по всей его толщине, в которой происходят все процессы и явления, обусловленные вскрытием пласта. Эта зона может иметь самую разнообразную конфигурацию (рис. 1).

Через ПЗП из продуктивного  пласта в скважину происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением.

Рис. 1. Схема призабойной зоны пласта:

УЗП – удаленная зона пласта; ПЗП – призабойная зона пласта; р_Г – горное давление; р_б – равнодействующая горного бокового давления; r_с – радиус скважины; r_д – радиус скважины по долоту; r – радиус до произвольной точки пласта; r_ПЗП – радиус ПЗП.

 

Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: литологическим составом пород, плотностью упаковки частиц породы; механическими напряжениями в породе; гидродинамическим влиянием трещин; загрязнением пород и физико-химическими процессами, протекающими в коллекторе; фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте. В силу неоднородности минерального строения коллекторов, распределение нефти и воды в капиллярах может быть весьма хаотичным.

Состояние ПЗП может  ухудшаться при первичном и вторичном вскрытиях пласта, креплении скважины, глушении ее перед многочисленными ремонтами, а также в процессе эксплуатации из-за отложения в порах породы АСП, неорганических солей, механических примесей и т.п. М.Н. Персянцевым предложено четыре группы причин, вызывающих ухудшение проницаемости ПЗП при первичном и вторичном вскрытиях продуктивного пласта:

• механическое загрязнение ПЗП – засорение пористой среды твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении скважины;
• физико-литологическое действие воды на цемент и скелет породы – проникновение в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при первичном вскрытии пласта, прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт, набухание глинистых частиц и др.;
• физико-химические причины – проникновение в пористую среду воды и образование так называемой «водяной блокады», закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти, образование различного рода эмульсий в призабойной зоне, вспенивание фильтрата бурового раствора, адсорбция на скелете породы масляных веществ и др.;
• термохимические причины – отложение парафина и солей при охлаждении призабойной зоны.

Помимо этого, постоянное течение нефти и воды через  поровые каналы призабойной зоны пласта может приводить к поляризации твердой поверхности, тем более значительной, чем больше скорость движения флюида и меньше температура пласта. В результате этого фазовые переходы в пласте (выпадение парафина, солей, выделение газа) могут изменить свою кинетику.

Таким образом, состояние ПЗП оказывает значительное влияние на фильтрацию жидкости из пласта и ее состав.

Проницаемость пласта в  удаленной зоне рассчитывается, в  частности, при обработке кривых восстановления давления (КВД) в координатах  ∆Р=ƒ(lg t), по методике, предложенной Р.Д. Хорнером, по формуле:

где  i – угловой коэффициент наклона прямолинейного участка КВД; Q₀ – дебит работающей скважины до её остановки; μ – вязкость пластового флюида; h – толщина пласта.

Знание данного параметра (К_уд.) позволяет рассчитать величину отношения продуктивностей (ОП), характеризующей гидродинамическое совершенство скважины по степени, характеру и методу вскрытия пласта.

Величина параметра r_с.пр. может быть определена в соответствии с методикой Р.Д. Хорнера из пьезометрических данных по формуле:

где А – отрезок на оси ∆Р, отсекаемый прямолинейным участком КВД, построенной в координатах ∆Р=ƒ(ℓgt); æ – коэффициент пьезопроводности пласта, величина которого определяется для нефтенасыщенных пластов по формуле:

где m – пористость пласта; β_ж, β_n – соответственно коэффициенты сжимаемости пластового флюида и коллектора.

Внешние воздействия  на призабойную зону пласта – длительные простои, «глушение» водой, цементные заливки – приводят к негативным процессам, осложняющим дальнейшую эксплуатацию скважины. В призабойных зонах пласта образуется водяная блокада, в результате чего снижается фазовая проницаемость для нефти и повышается для воды, конус воды поднимается из обводненных слоев в нефтенасыщенные, в результате резко падает дебит скважины и возрастает обводненность продукции.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Г.Ф. Ильина, Л.К.Алтунина. «Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири».Учебное пособие, Томск, 2006.