Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Хавкин А.Я., доктор технических наук, профессор Российского государственного университета нефти и га-заим. И.М. Губкина, лауреат Медали ЮНЕСКО «За вклад в развитие нано-науки и нанотехнологий»
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ
Показана роль физико-химической неоднородности по проницаемости в определении ни^^юних пределов проницаемости для расчета геологических балансовых и извлекаемых запасов нефти, определении коэффициента извлечения нефти (КИН).
Ключевые слова: КИН, проницаемость, неоднородность, геологические балансовые запасы.
HYDRODYNAMIC ASPECTS DETERMINING THE COEFFICIENT OF OIL RECOVERY
Shows the role of physico-chemical heterogeneity on permeability in determining lower limits permeability for the calculation of the balance and geological recoverable oil reserves, the coefficient of oil recovery (COR).
Keywords: COR, heterogeneity, geological recoverable reserves.
В настоящее время задача повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) является одной из важнейших для России в связи с недостаточно высоким относительно мировой практики ее значением в российских проектах на разработку нефтяных месторождений [1].
Обоснование КИН - сложнейшая задача, которую проводят на основе лабораторного моделирования, гидродинамических расчетов, учета промыслового опыта.
КИН - это доля извлекаемых запасов Уизв от геологических поставленных на баланс запасов нефти Угеол, которую можно добыть современными технологиями [2]:
Уизв = КИН-Угеол (1)
От значений Уизв и Угеол зависит инвестиционная привлекательность месторождения.
Средний КИН по России - 0,3. Диапазон КИН - от 0,15 до 0,7. Нефтеотдача - это КИН, выраженный в процентах.
КИН определяется несколькими составляющими [2]. Коэффициент вытеснения Квыт - доля вытесненной нефти из элементарного объема коллектора при бесконечной прокачке вытесняющего агента. Коэффициент заводнения Кзав характеризует долю уменьшения ^выт из-за ограниченности прокачки вытесняющего агента. Характерный диапазон значений Кзав от 0,85 до 0,95. Таким образом, итоговый коэффициент вытеснения нефти определяется как произведение Квыт и Кзав. Характерный диапазон значений Квыт для нефти - от 0,5 до 0,8.
Коэффициент охвата Кохв характеризует долю объема пор, охваченную вытесняющим агентом. Характерный диапазон значений Кохв для нефти - от 0,4 до 0,95.
Значение КИН определяется по формуле А.П.Крылова [3]
КИН = Квыт - К охв (2)
Диапазон значений КИН, в соответствии с вышеприведенными значениями параметров в формуле А.П. Крылова, составляет от 0,17 до 0,72.
Изменение Кзав очень дорого, поскольку на практике объем прокачки в долях объема пор пласта составляет 1,5-2. Учитывая, что объем пор пласта - это миллионы м3, прокачка нескольких таких объемов для увеличения Кзав на 0,01-0,03, как правило, не рентабельна.
В балансовые запасы включают только те зоны и участки пласта, где по опыту разработки возможно вытеснение нефти используемым агентом [2]. Именно такого определения балансовых запасов и предельных значений проницаемости и пористости (нижних пределов параметров коллектора) требует Инструкция «О содержании, оформлении и порядке представления в государственную комиссию по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) материалов по подсчету запасов нефти, природного газа, конденсата и попутных компонентов» [4].
С точки зрения гидродинамики, это объясняется невозможностью преодолеть капиллярный гистерезис в малоразмерных порах при реализуемых в разрабатываемых пластах гидродинамических градиентах [5-8]. Поэтому предложения некоторых научных работников учитывать все геологические запасы нефти в формуле (1) приведет к неадекватной оценке эффективности применяемой технологии: КИН при учете всех геологических запасов, балансовых и забалансовых (не включенные в баланс геологические запасы), будет значительно меньше и, тем самым, изменит оценку эффективности технологии нефтеизвлечения. Поэтому те технологии, которые уменьшают предельные значения проницаемости и пористости относительно базового варианта на основе заводнения можно с полным основание относить к методам увеличения нефтеотдачи, поскольку при этом увеличивается объем вовлеченных в разработку геологических запасов нефти и ее добыча [6-8].
Конечно, знать долю извлеченной нефти относительно всех геолгических запасов нефти в разрабатываемом объекте важно, но надо определиться с целью этого знания. Если речь идет об эффективности использования найденных геологами запасов нефти, забывая об экономических ограничениях на использование плотных сеток скважин и дорогостоящих химреагентах, обеспечивающих высокое нефтевытеснение, то тогда, конечно, надо в формуле (1) использовать все геологические запасы нефти данного месторождения.
А если мы анализируем технологические возможности добычи нефти из этого объекта и хотим знать, насколько эффективно наша технология извлекает нефть в том объеме залежи, который физико-химически (из-за значений проницаемости) доступен для вытеснения нефти при заводнении, то использование в формуле (1) всех геологических запасов без понимания невозможности гидродинамически преодолеть капиллярный гистерезис в малоразмерных порах, действительно может нас серьезно озадачить и мы будем думать о малой эффективности нашей технологии.
Более того, как отмечено в [2], значение КИН следует определять для каждой части месторождения с сильно отличающимися физико-химическими свойствами. И связано это также с гидродинамическими особенностями вытеснения нефти [5-8].
Поэтому для каждой части месторождения с сильно отличающимися физико-химическими свойствами следует определять свой коэффициент вытеснения нефти и затем на основе формулы (1) по фактической добыче определять достигаемый в этой части месторождения коэффициент охвата, что позволит судить об эффективности примененной технологии.
Не менее важно правильно вычислить коэффициент вытеснения нефти [9].
Рассмотрим единичный объем глиносодержащего коллектора. Пусть насыщенность его порового пространства водой будет Тогда нефтенасыщенность будет 1-£. Пусть минерализация воды в поровом пространстве глиносодержащего коллектора будет С. Если время вытеснения нефти намного больше времени установления равновесия в системе пористый скелет-вода, то можно считать, что пористость т и проницаемость по-
ристой среды к в этом случае будут являться функциями только минерализации С и во-донасыщенности £.
Специфика процесса ионообмена в глиносодержащем коллекторе учитывается в уравнении баланса воды: вода может содержаться как в поровом пространстве, так и быть адсорбированной скелетом пористой среды [5-10]. Поэтому полное водосодержа-ние единицы объема пористой среды Ж, где ш = ш(С,£) - количество адсорбированной воды, имеет вид:
W= шБ + ш, т = т0 - Ат, (3)
где т0 - начальная пористость, Ат - изменение пористости.
При физико-химическом взаимодействии глин с закачиваемой водой имеем:
Ат = р*ш, (4)
где р* - отношение плотностей воды в поровом пространстве к плотности воды в адсорбированном состоянии.
Значение плотности воды в адсорбированном состоянии может быть как больше, так и меньше 1 [11, 12]. Поэтому р* может быть как 1/1,2 = 0,83, так и 1/0,7 = 1,43.
При проектировании расчетный объем закачиваемой воды увеличивают на 10-15 % относительно рассчитанного по балансу с объемом добытой водонефтяной смеси [13]. По мению автора, эта рекомендация в [13] определяется тем, что при разработке нефтяных месторождений заводнением р* отличается от 1 (как показано выше) и баланс по объему воды в поровом пространстве не выполняется, а выполняется баланс по массе воды с учетом ухода воды в структуру породы.
В соответствии с (8.31) соотношение
Жсв = т&в + ш (5)
позволяет разделить связанную воду Жсв на гидродинамически (т£св) и физико-химически (ш) связанную.
Покажем различие между Жсв и £св. При выполнении (3), нормированные к т0 значения Ж, ш, т, и £ связаны следующими соотношениями:
Ж = (1 - р*ш)£ + ш или Ж = £ + (1 - р*£) ш, (6)
которые задают прямую линию в координатах (£, Ж) при фиксированной ш или в координатах (ш, Ж) при фиксированной £.
При £св = 0,2 и р* = 1 (уменьшение пористости равно ш) получаем из (8.34), что при постоянстве £св количество связанной воды Жсв увеличивается от 0,2 до 0,28 при ш = 0,1 (уменьшение пористости на 10%) и до 0,6 при ш = 0,5 (уменьшение пористости на 50%).
При р* = 1,43 и ш = 0,1 (уменьшение пористости р*ш составляет 14,3%) Жсв увеличивается от 0,2 до 0,33 и до 0,78 при ш = 0,5 (уменьшение пористости составляет 71,5%).
При том же уменьшении пористости на Ат = р*ш, равном 0,143, но при р* = 0,83 и ш = 0,172, получаем, что Жсв увеличивается от 0,2 до 0,343, т. е. существенно другая величина по отношению к значению начальной водонасыщенности 0,2 и значению 0,33 при р* = 1,43 и ш = 0,1.
При р* = 0,83 и ш = 0,1 (уменьшение пористости составляет 8,3%) Жсв увеличивается от 0,2 до 0,28 и до 0,62 при ш = 0,5 (уменьшение пористости составляет 41,5%).
Эти примеры показывают, что Жсв может быть в несколько раз больше £св. Более того, этот пример показывает, что вообще водосодержание Ж может быть в несколько раз
больше водонасыщенности S. Так, предельное водосодержание единицы объема Ц0 равно
Ц0 = mS0 + и. (7)
И при S0 = 0,8, ш = 0,1 и р*=1 (10%-м уменьшении пористости), получим, что Ц0 = 0,82, а при ш = 0,5 и р*=1 (50%-е уменьшение пористости) Ц0 = 0,9.
Получается, что соотношение между Ци S определяется минерализацией закачиваемой воды, взаимодействующей с глинистыми минералами. Поэтому замеры по геофизике значений водосодержания пород без точного анализа типов пород и, соответственно, плотности связанной воды, оказывают значимое влияние на гидродинамические расчеты с использованием определенного по водосодержанию значения водонасыщенности.
Уменьшение пористости при набухании глин приводит к более полному вытеснению нефти. Коэффициент вытеснения нефти Квыт характеризует изменение объемного содержания нефти в промытой зоне и определяется по формуле
Квыт = (1 - ^в - (1 - А
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.