Критерии применимости водогазового воздействия

Annotation - in this article some criteria of applicability of water alternating gas injection are considered. In particular, geological and physical, technological and technical and economic criteria are given.

Использование углеводородного, углекислого и других газов при попеременной, последовательной и совместной закачке в пласт для повышения нефтеотдачи пластов далеко не во всех месторождениях является достаточно эффективным. Рекомендуемые для его применения нефтяные пласты должны удовлетворять определенным критериям, представляющим совокупность геолого-физических, технологических, экономических условий, которые определяют пригодность данных залежей нефти для водогазового воздействия: технологичность, техническую реализуемость и экономическую целесообразность промышленного использования данной технологии. На основании анализа и обобщения результатов теоретических, лабораторных и промысловых исследований вытеснения нефти газом и водой в различных сочетаниях авторами [2,3] были предложены следующие критерии выбора объектов для ВГВ.

Геолого-физические критерии:

• -    глубина залегания пласта определяется минимальным давлением, необходимым для водогазового воздействия в достаточно эффективном варианте, и должна составлять не менее 1500-1800 м;

• -    физико-химические свойства и состав пластовой нефти: применение ВГВ более предпочтительно для легких нефтей, характеризующихся в пластовых условиях малой вязкостью (менее 10 мПа*с), невысоким молекулярным весом, небольшим содержанием асфальтово-смолистых веществ (до 10-15 %), недонасыщенностью растворенным газом и величиной давления насыщения ниже начального пластового на 25-50% и более;

• -    пластовые условия: для проведения водогазового воздействия в наиболее благоприятном режиме пластовое давление должно быть более 1518 МПа;

• -    толщина пласта: при пологом залегании нефтесодержащих пород, когда вытеснение нефти происходит в основном в горизонтальном направлении, эффективность процесса повышается с уменьшением толщины пласта. Пределы эффективной нефтенасыщенной толщины, наиболее благоприятной для ВГВ, составляют 2-20 м. Для крутозалегающих пластов или пластов большой толщины процесс может быть эффективным при двустороннем напоре вытесняющих агентов (сверху газ, снизу вода);

• -    неоднородность пласта: степень влияния неоднородности пласта неоднозначна для разных модификаций метода ВГВ. Наиболее существенно ее влияние при последовательной закачке газа и воды и несколько сглаживается при совместной или попеременной. Высокая неоднородность и особенно трещиноватость, при больших размерах блоков снижают эффективность метода, т.к. способствуют ранним прорывам вытесняющих агентов к эксплуатационным скважинам;

• -    проницаемость коллектора. Пределы изменения проницаемости нефтесодержащих пород, наиболее благоприятные для ВГВ, зависят от способа адаптации метода к конкретным условиям распределения проницаемости и насыщенностей. При последовательной закачке агентов водогазовое воздействие наиболее эффективно для малопроницаемых пластов (5-10 мД). При совместной или попеременной закачке наиболее пригодны среднепроницаемые пластов (10-80 мД);

• -    минералогический состав пород: ВГВ, при котором в качестве газовой фазы используется углеводородный газ, применимо для терригенных и карбонатных коллекторов. Поскольку минералогический состав породы практически не взаимодействует с углеводородными газами, то его влияние на эффективность метода определяется пригодностью пласта для заводнения. При наличии в породе набухающих глинистых компонентов (монтмориллонита) эффективность водогазового воздействия уменьшается,

особенно при использовании для ППД пресных вод. Диоксид углерода не рекомендуется закачивать в пласт с карбонатными коллекторами или терригенными с большим содержанием карбонатного цемента без специальных исследований на растворимость породы;

• -    состояние покрышек: для более благоприятного ведения процесса ВГВ необходимо наличие над нефтеносным пластом достаточно мощных непроницаемых покрышек, способных выдержать давление нагнетания без образования трещин разрыва и предотвратить утечку газа из пласта;

• -    наличие водонефтяных зон: нефтяные залежи, подстилаемые водой или имеющие обширные водонефтяные зоны, благоприятны для внедрения метода, поскольку сегрегация газа в верхнюю часть пласта усиливает процесс вытеснения нефти.

Технологические и технико-экономические критерии:

• -    величина запасов нефти должна быть достаточной для получения дополнительной нефти в количестве, обеспечивающем рентабельность применения метода при современном состоянии техники и удовлетворяющем народно-хозяйственную потребность страны в нефти. Минимальная величина запасов нефти во многом определяется географическим положением залежи: ее можно принять равной 5 млн т для обустроенных месторождения и 15 млн т для необустроенных и расположенных в удаленных районах;

• -    объект разработки. Разработка залежи должна осуществляться самостоятельной сеткой скважин, особенно нагнетательных. Внедрение ВГВ на многопластовых месторождениях, где несколько пластов вскрываются единой сеткой скважин, сопряжено с трудностями, связанными с контролем и регулированием процесса;

• -    система разработки месторождения должна быть площадной или рядной с внутриконтурным воздействием на пласт. При проектировании опытно-промышленных работ с применением ВГВ более предпочтительны площадные системы расположения скважин с плотностью сетки, аналогичной плотности при обычном заводнении;

• -    стадия применения метода: водогазовое воздействие наиболее эффективно на ранней стадии разработки. Однако следует отметить, что ВГВ является одним из немногих методов, позволяющих повысить конечную нефтеотдачу из уже заводненных пластов с худшими экономическими показателями по сравнению с осуществлением процесса на ранней стадии разработки;

• -    ресурсы газа: для ВГВ в достаточно больших масштабах и при некотором оптимальном соотношении закачиваемых газа и воды (в пределах 22-78 % от суммарной закачки) необходимы значительные ресурсы углеводородного газа (сухого, попутного, обогащенного);

• -    техническая оснащенность: рассматриваемый метод повышения нефтеотдачи требует оснащенности нефтепромыслов дополнительным специальным оборудованием. Наиболее капиталоемкими являются

компрессорные станции большой производительности или внутрискважинное оборудование нагнетательных скважин, обеспечивающее смешивание воды и газа при высоком давлении.