| Классы | Виды |
| Аномальных нефтей и нефтяных газов | Вязкость нефти <30 спз |
| Газовый фактор 200 м3/т | |
| Наличие Н2S, CO2 | |
| Неблагоприятных коллекторов | Проницаемость <0,05 мкм2 |
| Начальная нефтенасыщенность <55%, глинистость >2% | |
| Два, или более типа коллектора с пористостью и проницаемостью, различающихся на 2 порядка | |
| Прерывистые К<0,6, расчлененные >3 | |
| Терригенные пласты нефтенасыщенной мощностью <2м, карбонатные <4м | |
| Контактных зон | Нефть – вода нефтенасыщенная мощность <3 м |
| Нефть-газ мощность газонасыщенной части пласта в 3 раза больше мощности нефтенасыщенной части | |
| Факторов, осложняющих бурение скважин и добычу нефти | Глубина 4000 и более м |
| Пластовая температура >1000C и <300C | |
| Аномально высокое пластовое давление (Кан = 1,7) и аномально низкое (Кан = 0,7) | |
| Техногенные | Остаточные запасы нефти при достижении выработки начальных извлекаемых запасов нефти на 65-75% и обводненности продукции до 75-80% |
Залежи в пластах с начальной нефтенасыщенность <55%, глинистостью >2% так же, как и в предыдущем случае требуют более плотной сетки скважин, а также применения методов вытеснения с помощью различных веществ.
Залежи в двух, или более типах коллекторов с пористостью и проницаемостью, различающихся на 2 порядка требуют тщательной изоляции (цементирования) проницаемых пластов от непроницаемых. Также при работе с такими коллекторами применяют увеличение депрессии. То же относится к пластам прерывистым и расчлененным, а также к маломощным пластам, запасы которых достигают (5%). В этот же раздел следует, по-видимому, отнести и залежи в трещинных карбонатных коллекторах, отличающихся повышенной неоднородностью по рапространению пористости, проницаемости, распространенности и прерывистости.
Залежи контактных зон, в том числе подгазовые залежи, хотя и занимают значительное место в некоторых регионах (например, в Северных районах Западной Сибири их запасы достигают 16%), до сих пор не имеют эффективной технологии разработки.
Трудноизвлекаемые запасы, связанные с различными факторами, осложняющими добычу. Как правило, применение легкосплавных труб позволяет вести добычу с больших (более 4000 м) глубин. Опытным полигоном для бурения набольшие глубины служит бурение сверхглубоких скважин, и первая из них - Кольская сверхглубокая, о которой уже рассказывалось ранее. Опробованное на Кольской сверхглубокой скважине специализированное оборудование позволяет вести добычу и при высоких (более 1000) пластовых температурах. При низких пластовых температурах применяется разогрев пластов паром, или другими способами описанными далее. Запасы, приуроченные к пластам с аномально высоким пластовым давлением, нередко встречаются в массивных рифогенных залежах. Добыча их требует "усиленных" буровых установок и противовыбросового оборудования. Добыча из пластов с аномально низким пластовым давлением требует повышенных депрессий на пласт.
Наконец, техногенные остаточные запасы, доля которых в недрах неуклонно возрастает, требуют для извлечения применения, главным образом, физико-химических методов добычи.
При работе с трудноизвлекаемыми запасами особенно важно иметь правильную и подробную модель залежи. Среди различных методов геолого-геофизического изучения недр при работе с трудноизвлекаемыми запасами пока недостаточно оценены аэрокосмические методы.
3.17.1.3. Применение материалов аэрокосмических съемок
при изучени залежей с трудноизвлекаемыми запасами
Применение материалов аэрокосмических съемок может быть полезно не во всех случаях, а только при разработке высоковязких нефтей, и при разработке залежей в низкопроницаемых коллекторах. Аэрокосмические методы оказываются полезными главным образом потому, что на них лучше, чем каким-либо другим способом фиксируется сеть разрывов различного размера и происхождения.
Разрыв, как геологическое тело интересен для изучения трудноизвлекаемых запасов в следующих аспектах:
- зона наибольшей проницаемости недр,
- зона аномальных (пониженных) литостатических давлений,
- зона термопереноса,
- зона аномальных физических и химических свойств горных пород,
- зона, разделяющая мозаично-подвижную матрицу земных недр.
Как хорошо видно на снимках с самолета, или из космоса, земная кора разделена разрывами на систему иерархически упорядоченных подвижных блоков, разрывами различного размера и характера. Поэтому можно прогнозировать зоны разрывов, как участки повышенной проницаемости коллекторов. По этим участкам можно ожидать перемещения агентов воздействия на пласт, а также - прогнозировать зоны перемещения блоков при строительстве наклонных и горизонтальных скважин.
Для этих целей рекомендуются детальные и локальные снимки масштабов 1:1000 - 1:100000. При этом не следует ограничиваться одним масштабом, а обязательно следует пользоваться принципом "Масштабной этажерки", То есть сначала изучать изображения обзорного масштаба, на которых интересующий объект виден как единое целое, а контексте свой рамы. При этом на изображениях можно выделить разрывы трансрегиональные, проходящие без изменений через изучаемое месторождение и региональные, которые свойственны изучаемому месторождению, и внутрирегиональные, или локальные, формирующие разрывную структуру месторождения.
Затем изучают разрывы на снимках более крупного масштаба, и главным объектом исследования служит система региональных разрывов. При изучении следует широко применять статистические методы, и следует постараться выявить закономерности распространения разрывов по территории. Затем можно переходить к изучению изображений все более и более крупного масштаба. Обычно статистически значимые закономерности удается выявить для разрывов длиной в первые сотни метров и шириной в первые метры, или десятки сантиметров.
Как правило, при этом удается выявить регулярную сеть, с вложенными друг в друга ячеями размером примерно 300, 900, 1500,4500, 10 000 м, разрывами ориентированными в субширотном, субмеридиональном, северо-восточном и северо-западном направлениях. В каждом конкретном случае могут быть установлены свои параметры.
Наилучшим образом для этих целей подходят изображения, сделанные в ближней инфракрасной зоне спектра. Но в каждом конкретном регионе могут быть наиболее оптимальными и другие зоны спектра.
При применении аэрокосмических методов, как правило, можно воспользоваться готовыми негативами, которые имеются практически для всей территории России и сопредельных государств. Эти негативы остаются после залетов аэрофотосъемки, проводимой для составления и обновления топографических карт, и хранятся в региональных отделах ГУГКа (Государственного управления геодезии и картографии).
3.17.2. Методы увеличения нефтеотдачи
в залежах с трудноизвлекаемыми запасами
Как уже указывалось ранее, освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами требует нетрадиционных методов, еще называемых методами увеличения коэффициента извлечения (МУН). Нетрадиционными методами воздействия на пласт принято называть все методы воздействия на пласт, отличающиеся от широко применяемого (традиционного) метода заводнения с нагнетанием в пласт обычной воды.
Нетрадиционные методы разработки обычно применяются в комплексе друг с другом, но рассмотрим их по отдельности. Для удобства рассмотрения объединим их в следующие группы:
1. Физико-химические методы основаны на заводнении, но предусматривают повышение его эффективности добавкой различных химических реагентов - полимеров, поверхностно-активных веществ (ПАВ), кислот, щелочей и т.д.
2. Теплофизические методы заключаются в нагнетании в пласты теплоносителей - горячей воды, или пара.
3. Термохимические методы заключаются во внутрипластовом горении нефти - сухом, влажном, или сверхвлажном.
4. Режимные мет оды связаны с изменением режима пласта, например, с форсированным забором и закачкой жидкости.
5. Методы механического разрушения пласта, или его призабойной зоны.
6. Технологические методы основываются на циклической закачке различных компонентов.
7. Экзотические методы. К этим методам относятся пока не опробованные реально методы. Например, использование специальных культур бактерий, которые преобразуют высоковязкие углеводороды с образованием в качестве продуктов их жизнедеятельности менее вязких углеводородов или (и газа).
При планировании разработки нетрадиционными методами следует учитывать, что многие из них чрезвычайно дорогостоящие, требуют использования нетрадиционных реагентов и оборудования, плотных сеток скважин. Поэтому при проектировании и внедрении этих методов особое внимание следует уделять вопросам экономики.
Необходимо также тщательно анализировать все особенности геологического строения залежи и литологического состава природного резервуара. Эта необходимость, обусловлена тем, что при низкой нефтенасыщенности и высокой глинистости коллекторов, интенсивной трещиноватости эффективность многих нетрадиционных методов резко снижается.
3.17.2.1. Физико-химические методы
Физико-химические методы это методы, связанные с заводнением, но предусматривают повышение его эффективности, добавкой различных химических реагентов, создавая концентрации этих веществ 0, 001-0,4%. Добавка создает оторочки растворов в объеме 10-50% общего объема пустот залежи, которые и вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания обычной воды (рабочего агента). Плотности сеток скважин при применении этого метода те же, что и при обычном заводнении.
В качестве реагентов используются полимеры, щелочи, кислота, поверхностно-активные вещества: Сравнительная характеристика применения этих веществ приведена в таблице 33.
3.17.2.2. Теплофизические методы.
Среди теплофизических методов наиболее популярна обработка нефтеносного пласта паром. Метод применим при высокой вязкости нефти - вплоть до 1000 мПа-с и более. При этом оторочка пара перемещается водой от нагнетательной скважины к добывающей скважине. Метод ограничен глубиной 1000 м, потому что при большей глубине потери тепла становятся чрезмерными. Оптимальны нефтенасыщенная толщина 10-40 м., высокая (более 0,2) пористость и проницаемость (более 0,5 мкм2). Метод эффективен при высокой начальной нефтенасыщенности, так как при этом минимальны потери тепла.
Однако нагнетание пара может вызвать:
Обработка горячей водой аналогична обработке паром, однако, применяется при добыче высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина. Метод менее эффективен, чем пар и требует больших количеств горячей воды.
Таблица 33
Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов.
| Рабочий агент | Физическая сущность метода | Рекомендации | Ограничения | Примечания | |
| Полимеры (чаще всего раствор полиакриламида), | Повышает вязкость воды, уменьшая относительную вязкость пластовой нефти. Это увеличивает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), что способствует улучшению вытесняющих свойств воды | При разработке залежей с повышенной вязкостью (10-50 мПас), на начальных стадиях разработки при низкой обводненности, потому что при фильтрации раствора в обводненной пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пор. | Проницаемость > 0,1мкм2, глинистость коллекторов не более 8-10%, Т0 не выше 800, так как при высокой температуре полимеры не загущают воду. | ||
| Щелочей-каустическая или кальцинированная сода, аммиак, силикат натрия | При взаимодействии щелочи с органическими кислотами нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы и отмывающие свойства воды. | Метод наиболее эффективен в малоглинистых гидрофобных коллекторах. | |||
| Серная кислота | Опытно-промышленное применение в Западной Сибири и Татарии. | ||||
| Поверхностно-активные вещества (ПАВ) | Улучшение смачиваемости | При повышенной гидрофобности коллекторов, с начала разработки (из-за высокой адсорбционной способности коллекторов в водонасыщенных пластах). С повышенной вязкостью (10-30 мПас), проницаемостью > 0,03 мкм2 | При глинистости коллекторов не более 8-10%,. Т0 не выше 700. | Применяется не в чистом виде, а с другими реагентами | |
Продолжение таблицы 33
| Смешивающего вытеснения -вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами | ||||
| Двуокись углерода, или ее водный раствор | Углекислота растворяется в нефти, увеличивая ее объем в 1,5 - 1,7 раза, снижается вязкость нефти | На поздних стадиях разработки, так как не адсорбируется на стенках пустот. При высоких давлениях улучшается 8-14 МПС. | Вязкостью ≤10-15 мПас, при большей вязкости смешиваемость с нефтью ухудшается | |
| Сжиженные нефтяные газы (пропан) | Углекислота растворяется в нефти, увеличивая ее объем в 1,5 - 1,7 раза, снижается вязкость нефти | 8-14 Мпа. | ||
| Сухой газ высокого давления | Углекислота растворяется в нефти, увеличивая ее объем в 1,5 - 1,7 раза, снижается вязкость нефти | Пластовое давление 10 -20 Мпа. Вязкость < 5 мПас, толщина пластов 10-15 м. Проницаемость - низкая при высокой нефтенасыщенности, 60-70% | ||
| Мицеллярное заводнение | Эмульсия - легкая углеводородная жидкость, и пресная вода; ПАВ - стабилизатор образуют раствор, заполняющий около 10% пустотного пространства, узкую оторочку которого перемещают более широкой оторочкой буферной жидкости (полимер), а ее, в свою очередь - водой. | Для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов в однородных терригенных коллекторах, не содержащих карбонатного цемента при проницаемости не более 0,1 мкм2 и вязкость и 3-20 мПа-с, т.к. при большей вязкости требуется большая вязкость буферной жидкости | Соли разлагают раствор, поэтому вода должна быть пресной с самого начала. Т 0 не выше 800. | Метод дорогой |
3.17.2.3. Термохимические методы
Сухое прямоточное горение заключается вподжоге на забое воздухонагнетательной скважины. Затем зона горения перемещается по направлению к добывающим скважинам. В результате достигается температура до 7000С. Метод применяется только в терригенных коллекторах и требует плотных сеток скважин (2-3 га/скв.).
Прямоточное влажное, или сверхвлажное горение получается, если перед фронтом горения перемещается оторочка пара. Осуществляется поджогом на забое воздухонагнетательной скважины и затем перемещением зоны горения по направлению к добывающим скважинам. При этом развивается температура 300 - 5000С. Метод применим как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Для применения метода необходимы плотные сетки скважин (12-16 га/скв). Сверхвлажное горение рекомендуется применять на месторождениях с вязкостью (30-1000 мПа-с), на глубинах 1500-2000 м. Необходима проницаемость коллекторов более 0,1 мкм2, нефтенасыщенность 30-35%, толщина 3-4 м.
3.17.2.4. Режимные методы.
Среди режимных методов, в первую очередь, описываются методы, заключающиеся в форсированном отборе жидкости (ФОЖ). Метод рекомендуется применятьна расчлененных пластах, где с увеличением депрессии в разработку могут быть вовлечены ранее не работавшие части разреза. Для снижения влияния форсирования на соседние скважины, форсированный отбор жидкости обязательно должен сопровождаться компенсацией отбора жидкости закачкой. Выбор скважин для форсирования следует вести с учетом перераспределения фильтрационных потоков в пласте, что, в свою очередь должно приводить к вводу в разработку дополнительных запасов нефти из застойных зон. Поэтому при законтурном или рядном заводнении проводить форсированный отбор жидкости следует, в первую очередь, на скважинах II ряда. Так как фазовая проницаемость для нефти между нагнетательным и I рядом скважин уменьшается с ростом обводненности значительно быстрее, чем между I и II рядом скважин. Значительная часть закачиваемой воды отбирается I рядом вытесняемых скважин. Вытеснение по всем проницаемым пропласткам по направлению скважин II ряда будет более равномерным, что позволит увеличить нефтеотдачу пласта в целом.
3.17.2.5. Методы механического разрушения пласта,
или его призабойной зоны.
Среди указанной группы методов наиболее распространен метод гидравлического разрыва пласта (ГРП). В результате его применения происходит повышение проницаемости призабойной зоны низкопроницаемых слабодренируемых неоднородных и расчлененных пластов-коллекторов. Гидроразрыв пласта заключается в создании искусственных и расширении имеющихся трещин в породах призабойной зоны повышенным давлением (до 60 Мпа) жидкости. Это могут быть нефть, пресная, или минерализованная вода, нефтепродукты (мазут, керосин, дизельное топливо) или другие. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в жидкость вводят либо хорошо окатанный крупнозернистый песок, либо искусственные пластиковые, или стеклянные шарики. Наибольшее применение для этих целей получили чистые кварцевые пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.
Вся система полученных трещин, радиус действия которых может достигать нескольких десятков метров, связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Приток флюида к скважине происходит еще и из ранее изолированных высокопродуктивных зон, и дебиты скважин увеличиваются, иногда в несколько раз.
Механизм образования трещин при гидроразрыве следующий. Под давлением, создаваемым в скважине насосными агрегатами, жидкость разрыва фильтруется в первую очередь в зоны с наибольшей проницаемостью. Между пропластками по вертикали создается разность давлений, так как в проницаемых пропластках давление больше, чем в малопроницаемых. В результате, на кровлю и подошву проницаемого пласта начинают действовать определенные силы, выше и нижележащие породы подвергаются деформации, и на границах пропластков образуются горизонтальные трещины.
Процесс разрыва зависит от физических свойств жидкости и пласта. Жидкость должна быть фильтрующейся и максимально вязкой. Повышение вязкости и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяющихся при гидроразрыве, достигается введением соответствующих добавок. Таким загустителем для углеводородных жидкостей, применяемых при разрыве пластов, являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей, например, нефтяной гудрон и друге отходы нефтепереработки. Значительную вязкость и высокую песконесущую способность имеют некоторые нефти, керосино-кислотные и нефтекислотные эмульсии, применяемые при разрыве карбонатных коллекторов, водонефтяные эмульсии.
Однако, из-за образования смесей воды с углеводородами, применение жидкостей разрыва и жидкостей песконосителей на углеродной основе в водонагнетательных скважинах, может привести к ухудшению проницаемости пород. Для избежания этого в водонагнетательных скважинах пласты разрывают загущенной водой. Для загущения используют сульфид-спиртовую борду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде.
Для гидроразрыва пласта в первую очередь выбирают скважины с низкой продуктивностью, обусловленной низкой малой проницаемостью пород, или скважин, фильтрационная способность призабойной зоны которых ухудшилась при вскрытии пласта. Необходимо также, чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину.
Перед началом работ скважину очищают от грязи дренированием и промывают, чтобы улучшить фильтрационные свойства призабойной зоны. Хорошие результаты разрыва можно получить при предварительной обработке скважины соляной, или глинокислотой (смесь соляной и плавиковой кислот), поскольку при вскрытии пласта проницаемость пород ухудшается в тех интервалах, куда больше всего проникают фильтрат и глинистый раствор. Такими пропластками являются наиболее проницаемые участки разреза, которые при вскрытии пласта на глинистом растворе становятся иногда мало проницаемыми для жидкости разрыва.
Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта, который фиксируется значительным увеличением проницаемости скважины. Затем в пласт нагнетают жидкость песконоситель. После этого устье скважины закрывают и оставляют ее в покое до тех пор, пока давление на устье не спадет. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к ее освоению.
Кроме того, применяются гидропескоструйная перфорация, торпедирование, зарезка горизонтальных стволов.
В семидесятые годы XX века в США и СССР широко развернулись работы по применению ядерных взрывов в различных отраслях промышленности. В США эти работы осуществлялись по программе "Плаушер", разработанной в 1957 г. В этой программе было предусмотрено проведение подземных взрывов при разработке битуминозных песчаников Атабаски, сланцев Колорадо и др. В Советском Союзе ядерные взрывы проводились для интенсификации добычи на уже разрабатываемых и обустроенных месторождениях с развитой сетью коммуникаций, промышленных сооружений и с населенными пунктами. В экспериментах использовались заряды мощностью 2-10 Кт на глубинах 1200 - 1400 м. В рифовом массиве и других неоднородных плотных коллекторах, склонных к хрупкому разрушению карбонатных, плотных песчаниках, сланцах и т.д. породах создается густая сеть трещиноватости, охватывающая зоны радиусом в десятки и сотни метров. В результате применения взрывов улучшилась продуктивность скважин, с многолетним сохранением увеличения продуктивности.
При применении подземных ядерных взрывов при разработке нефтяных месторождений имеет ряд особенностей. Взрывы в продуктивном пласте существенно не увеличивают энергию пласта, но могут изменить соотношения в энергетическом балансе отдельных видов пластовой энергии. Высокие давления и температуры в полости взрыва носят локальный и временный характер. Поэтому гидродинамическая эффективность применения этого метода определялась механическим воздействием взрыва на коллектор и в значительной степени зависела от:
- мощности взрыва и его расположения,
- геологического строения месторождения,
- нефтеносной толщины продуктивного пласта,
- литологии,
- степени истощенности,
а также от методов последующего воздействия на энергетический баланс залежи. Отмечалась также, что размеры зон разрушения по сравнению с геометрическими размерами продуктивного пласта. При благоприятных условиях залегания залежи и соответствующем выборе мощности и расположения зарядов размеры зон искусственной трещиноватости существенно увеличиваются [А.А.Бакиров, 1981].
Экологические последствия применения ядерных взрывов рассмотрены в данной главе ниже.
3.17.2.6. Технологические методы
В качестве экспериментальных методов описываются приемы циклического поочередного нагнетания воды и нефти, пара и холодной воды, термополимерное воздействие и другие комбинации.
3.18. Геологические вопросы транспортировки
и хранения нефти, газа и отходов нефтегазового производства.
Основные геологические вопросы транспорта нефти и газа связаны с трубопроводным транспортом. Во-первых, – это геологическое и инженерно-геологическое проектирование трассы трубопровода. Во - вторых – слежение за целостностью трубопровода и предупреждение аварий.
В реальных геологических условиях изношенности основных фондов, важно предсказать те критические участки, на которых аварии наиболее вероятны. Большое значение имеет здесь изучение и картирование современных тектонических движений, а также прогноз их активности. Как уже указывалось в первом разделе, современные тектонические движения широко развиты на платформенных территориях, и имеющиеся разрозненные и пока несистематизированные сведения об их локализации указывают на приуроченность их к разрывам. В зонах распространения карбонатных пород необходимо учитывать возможность карстовых явлений, в зонах распространения лесса – просадок.
Применение дистанционных методов – аэротепловых и люминесцентных позволяет вести мониторинг состояния трубопроводов.
Геологические аспекты хранения нефти и газа, а также захоронения отходов связаны с естественными хранилищами. В их роли выступают истощенные нефтяные и газовые месторождения, ловушки, и искусственные резервуары. Такие резервуары создаются в мощных соляных пластах вымыванием водой. При подготовке подобных хранилищ, важно исключить возможность утечек, обеспечить сохранность окружающих подземных вод. Поэтому важную роль играет монолитность природного резервуара, не разбитость его трещинами и разрывами и изолированность от вмещающих резервуаров.
При проектировании крупных инженерно-технических сооружений, к которым относятся и железобетонные резервуары к геологическим проблемам относится инженерно-геологическое обоснование проекта, в который входят учет стойкости основания и т.д.