УДК 622.276.6 Пр.М
© А.З.Гарейшина, Т.А.Кузнецова, 1998
Технология повышения нефтеотдачи путем внутрипластового синтеза нефтевытесняющих агентов
А.З.Гарейшина, Т.А.Кузнецова (ОАО «НИИнефтепромхим»)
A.Z.Gareishina, T.A.Kuznetsova (OAO "Nllneftepromhim")
Technology of oil recovery increase by in-situ synthesis of oil displacement agents
Presented is micro-biological technology for oil recovery increase, which is most perspective for implementation on the fields under water-flooding, where water cut in the wells already reached 90% and more. Advantages of this formation stimulation method are reviewed.
ступление месторождений Татарстана в позднюю стадию разработки ставит перед нефтяниками качественно новые цели и задачи. Если в предыдущий период они заключались в основном в количественном накоплении производственных мощностей за счет ввода в эксплуатацию новых площадей, то в настоящее время задача заключается в качественном улучшении разработки нефтяных месторождений и быстрейшей реализации технологий, обеспечивающих максимальную нефтеотдачу.
Большинство месторождений Татарстана уже вступило в позднюю стадию и характеризуется значительным ухудшением структуры оставшихся запасов нефти. Доля запасов в высокопродуктивных пластах безводной части залежи непрерывно уменьшается и соответственно увеличивается доля трудноизвлекаемых. Наблюдаются массовое обводнение пластов и скважин вследствие истощения запасов нефти, резкое снижение эффективности проводимых геолого-технических мероприятий. При этом вновь создаваемые мощности, как правило, не компенсируют снижения добычи нефти из-за роста обводненности [1]. Эти особенности требуют различных подходов к решению проблемы повышения нефтеотдачи для различных типов коллекторов и условий их залегания.
По мере выработки месторождений возрастает необходимость применения
методов извлечения нефти из частично и полностью обводненных пластов. Это особенно актуально для месторождений Урало-Поволжья, а в ближайшей перспективе и для месторождений Западной Сибири.
Важной особенностью повышения нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях является выбор таких методов, которые органически вписываются в принятую систему разработки и не требуют ее коренного изменения (дальнейшего уплотнения сетки скважин, изменения вытесняющего агента и системы воздействия). С этой точки зрения на месторождениях, где применяют заводнение и обводненность скважин превышает 90%, перспективно использование микробиологической технологии. Преимущества ее заключаются в следующем:
1) она легко вписывается в существующую технологию заводнения;
2) нефтевытесняющие агенты синтезируются непосредственно в пласте на границе порода - вода - нефть;
3) технология имеет невысокую стоимость, экологически чистая, не требует дорогих и дефицитных химических реагентов и специального оборудования, нетрудоемкая.
Сущность технологии заключается в повышении эффективности вытеснения остаточной нефти из заводняемого пласта нефтевытесняющими агентами: продуктами жизнедеятельности микроорганиз-
мов, образующимися в поровом пространстве нефтяного пласта за счет активизации микрофлоры, населяющей пластовые жидкости, а также за счет внесенных соответствующих микроорганизмов.
Технология состоит из четырех циклов закачки растворов необходимых солей. При первом - втором циклах предусматривается закачка аэрированных растворов солей, активизирующих бактерии. Их жизнедеятельность приводит к деградации остаточной нефти в призабой-ной зоне и образованию низкомолекулярных жирных кислот, спиртов, альдегидов и биополимеров. При третьем -четвертом циклах предусматривается закачка растворов органической соли, биостимулятора, естественных органических веществ, активизирующих анаэробную пластовую микрофлору, а также специально подобранной микрофлоры, способствующей образованию газообразных нефтевытесняющих агентов [2, 3]. По мере продвижения по пласту промежуточные продукты жизнедеятельности микроорганизмов превращаются в новые нефтевытесняющие агенты: СО£, СН4,
Н2, N2.
Чередование закачки аэрированных растворов солей и обычного заводнения способствует продвижению комплекса нефтевытесняющих агентов по пласту к добывающим скважинам.
Микробиологическая технология требует специального тщательного подбора
елээв 17
опытных участков, отвечающих следующим требованиям: ^ температура пласта 20-40°С; ^ содержание SO42- в закачиваемых и пластовых водах нефтяного месторождения не выше 30-50 г/л;
^ применение для внутриконтурного заводнения пресных или сточных вод минерализацией менее 70 г/л (плотностью менее 1,065 г/см3);
^ песчаный нефтеносный коллектор пористостью 24-25% и проницаемостью 0,1 мкм2 и более;
^ возможность технического обеспечения закачки в нагнетательные скважины аэрированной воды под давлением около 10 МПа; соотношение объемов воды и воздуха в пределах 1:0,2-2,5 (т.е. давление 2 МПа); обеспечение регулярных замеров дебитов воды, нефти и газа на экспериментальных добывающих скважинах в течение 3-4 лет;
^ оснащение добывающих скважин экспериментального участка глубинными насосами типа ЭЦН и пробоотборными кранами;
^ обеспечение равных количеств нагнетаемой в пласт воды и отбираемой пластовой жидкости на экспериментальном участке;
^ относительная доступность и наличие подъездных путей к скважинам экспериментального участка;
^ размеры экспериментального участка определяются исходя из необходимости иметь 1-5 нагнетательных и 5-12 добывающих скважин.
Проведение ОПР по испытанию микробиологической технологии повышения нефтеотдачи начато в 1987-1988 гг. совместно с ИНМИ АН и ТатНИПИнеф-тью. Технология сдана ведомственной комиссии АО"Татнефть" в 1990 г. Совместно с вышеуказанными организациями ОПР проводились на трех опытных участках, по которым доля дополнительной добычи нефти соответственно составила 10, 43 и 46% [2, 3].
С 1994 г. НИИнефтепромхим по видоизменённой микробиологической технологии осуществил ОПР еще на трех участках Урало-Поволжья (два участка на
Зеленогорской и Холмской площадях в НГДУ Актюбанефть" и один участок на Ножовской площади НГДУ "Красно-камскнефть" Пермской области). Испытанная технология в отличие от технологии, сданной ВК, дополнительно предусматривает закачку в пласт биостимулятора, а на последнем цикле закачки добавляется соль, способствующая синтезу в пласте азота -газообразного нефтевытес-няющего агента. Участки в основном состояли из одной или двух нагнетательных и трех-пяти добывающих скважин.
До стадии активизации пластовой микрофлоры, а также через 1, 2, 3, 4, 12 и 24 мес были проведены микробиологические, физико-химические анализы пластовых жидкостей и газов. Всего было выполнено четыре цикла закачек солей и биостимуляторов с интервалом
20-30 дней.
Анализ результатов опытно-промысловых работ позволяет сделать следующие выводы:
♦ численность нефтеокисляющих бактерий в пластовых жидкостях, отобранных из нагнетательных скважин после первого цикла закачки солей азота и фосфора, увеличилась на 1-5 порядков; максимальная разница отмечена на большом удалении от забоя скважин, что свидетельствует о расширении зоны существования микрофлоры после активизации;
♦ численность метаногенных бактерий возросла меньше - на 1-2 порядка;
♦ увеличилась численность гексаде-кан- и метанокисляющих бактерий; скорость метаногенеза, определенная в пробах воды до и через год после активизации, увеличилась в 4-8 раз;
♦ газожидкостная хроматография проб воды из добывающих скважин показала, что содержание жирных кислот С2-С6 не превышает 0,02%; образование ПАВ способствует снижению поверхностного натяжения на границе нефть-порода и повышению нефтеотдачи;
♦ кислород, содержащийся в нашем растворе, влияет на осаждение из пластовой и смешанной воды ионов железа в виде гидроокисей; фосфаты, содержащиеся в закачиваемом растворе, при смеши-
вании с пластовыми водами осаждают из воды ионы кальция; осаждение указанных соединений в более проницаемом участке пласта, по-видимому, способствует выравниванию фронта вытеснения и повышению нефтеотдачи;
♦ обводненность некоторых добывающих скважин снижается до нуля;
♦ состав газов (СН4, О2, N2, СО2), исследованных в добывающих скважинах через год после обработки, практически не изменился, однако через два года содержание СН4 увеличилось в 2-3 раза, О2 уменьшилось и N2 возросло;
♦ минерализация попутно добываемых вод практически не изменилась во всех исследованных скважинах.
Средняя дополнительная добыча нефти на одну добывающую скважину составила 800 т.
Эффективность технологии оценивалась по методам Сазонова, Камбарова, Назарова и Пирвердяна. Доля дополнительной добычи нефти от общей добычи по Холмской площади составила 43%, Сармановской - 39%, Зай-Каратаев-ской - 10%, Ножовской - 20%, Азнака-евской - 46%.
Дополнительная добыча нефти по Но-жовской площади была ниже вследствие того, что минерализация пластовых вод была выше и составляла 90-150 г/л.
Таким образом, результаты ОПР, проведенных на месторождениях Татарстана и Пермской области, показали перспективность применения микробиологической технологии повышения нефтеотдачи.
Списоклитературы
1. Булгаков Р.Т. и др. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии. -Казань: ТГЖИ, 1978. - С. 5-30.
2. Разработка микробиологических методов увеличения нефтеотдачи на Ромашкин-ском месторождении/С.С.Беляев, И.А.Бор-зенков, М.В.Иванов и др. // Нефтяное хо-зяйствово. - 1993. - №12. - С. 15-17
3. Влияние заводнения на распространение и активность микрофлоры нефтяного пласта/А.З. Гарейшина, С.С. Беляев, Т.А. Кузнецова и др.// Микробиология. - Т.60.-Вып.4. - С. 741-745.
18 2/1 УУ^
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.