Режимы дренирования нефтяных залежей

При разработке нефтяных месторождений с высоковязкими или легкими нефтями режимы дренирования практически не отличаются друг от друга.

В зависимости от преимущественного проявления того или иного вида энергии, обуславливающей перемещение жидкости и газа к добывающим скважинам, различают следующие основные категории режимов дренирования нефтяных залежей [83]:

Перечисленные выше режимы не определяют каких-то неизменяемых природных свойств пласта, зависящих только от структурно-тектонических особенностей его, физических свойств породы и пластовых жидкостей. Режим дренирования пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и его природными условиями. Тот или иной режим дренирования залежи можно установить, поддерживать, контролировать и даже заменить другим.

Режим истощения (режим растворенного газа) представляет собой режим работы нефтяной залежи, при котором продвижение нефти к забоям добывающих скважин происходит преимущественно за счет расходования внутренней энергии залежи — энергии газа, растворенного в нефти.

В залежах высоковязких и тяжелых нефтей объем растворенного газа незначителен, а поэтому режим истощения таких залежей малоэффективен и конечная нефтеотдача не превышает 5—7%.

Режим в большей степени зависит от темпов отбора жидкости и газа из залежи, а также от других искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки месторождения (в том числе нагнетания горячей или ненагретой воды, пара, газа, воздуха и др.).

Из всех методов искусственного воздействия для повышения нефтеотдачи таких залежей наиболее эффективными являются термические методы, позволяющие увеличить нефтеотдачу в несколько раз, что недоступно сегодня никакими другими методами повышения нефтеотдачи.

При термическом воздействии на нефтяной пласт происходит увеличение объемов пластовых флюидов, что сопровождается повышением производительности скважин и увеличением нефтеотдачи.

При фильтрации теплоносителя по трещинам и другим высокопроницаемым зонам пористые блоки нагреваются, содержащаяся в них жидкость расширяется и поступает в трещины в неизотермических условиях, когда температура пласта непрерывно возрастает. С увеличением температуры уменьшается вязкость нефти и растворенного в ней газа, изменяются фазовые проницаемости.

Силы и факторы, действующие в пласте

Извлечению нефти из залежи при определенных условиях могут способствовать такие силы, как напор краевых или подошвенных вод; упругие силы нефти, воды, газа и вмещающей их породы; силы, возникающие при расширении выходящего из растворенного состояния сжатого газа; напор газовой шапки; сила тяжести жидкости [52]. В природных условиях эти силы действуют в залежах в различных сочетаниях. Одни из действующих сил при этом имеют решающее значение, другие — подчиненное. Однако при разработке залежей с высоковязкими тяжелыми нефтями все вышеперечисленные факторы практически не оказывают существенного влияния на извлечение таких нефтей, т. к. наряду с этими силами и факторами в залежи существуют и при определенных условиях действуют силы и факторы, препятствующие притоку нефти к забоям скважин, оказывая потоку сопротивление. К таким факторам относятся в первую очередь силы трения.

Силы трения жидкости о породу зависят главным образом от вязкости жидкости, а также от характера коллектора. Они пропорциональны скорости движения. Силы трения заметно возрастают при увеличении вязкости нефти. Вязкость нефти в пластовых условиях увеличивается при выделении из нее растворенного газа по мере падения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом. Поэтому при разработке нефтяных месторождений с высоковязкими нефтями при наличии в пласте всех вышеперечисленных сил и факторов нефтеотдача составляет в среднем 5—7%.

Преимущество тепловых методов воздействия на пласт

Современная теория теплового воздействия на нефтяной пласт путем закачки теплоносителя или реализации внутрипластового горения основывается на теории многофазной многокомпонентной фильтрации с учетом фазовых переходов и внутрипластовых химических (в основном окислительных) реакций.

Методы воздействия на нефтяные пласты, содержащие преимущественно высоковязкую нефть, при которых проявляется активный комплексный процесс физико-химического воздействия, направлены на повышение нефтеотдачи.

Основное преимущество термических методов воздействия — одновременное наложение эффектов гидродинамического и термодинамического воздействия. Тепло в нефтепластовой среде оказывает влияние на все ее компоненты (твердые, жидкие, газообразные) и радикально изменяет связи и фильтрационные условия, что выражается в уменьшении вязкости нефти, увеличении ее подвижности, ослаблении структурно-механических свойств, снижении толщины граничных слоев, улучшении условий для капиллярной пропитки, переходе компонентов нефти в газообразное состояние, улучшении условий смачиваемости вытесняющего агента и, как следствие, увеличении коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи.

Термические методы могут применяться в наиболее сложных физико-геологических условиях и позволяют добывать нефть вязкостью до 10000 мПа с, увеличивая при этом конечную нефтеотдачу в несколько раз (с 6—20% до 30— 50%), что недоступно сегодня никаким другим методам.

К термическим методам воздействия относятся: паротепловое воздействие, внутрипластовое горение, термозаводнение, пароциклические обработки призабойных зон скважин и сочетание их с другими физико-химическими методами (комбинированные методы воздействия). В зависимости от создаваемой температурной обстановки в пласте происходит крекинг, высоко- и низкотемпературное окисление, дистилляция, испарение и другие процессы, способствующие проявлению в едином цикле всех известных механизмов извлечения нефти из пористых сред.