Дедечко В.А.

аспирант РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Геолого-физические критерии реализации метода водогазового воздействия

В настоящее время добыча нефти осуществляется во все более сложных геолого-физических условиях – из низкопроницаемых, неоднородных коллекторов, на месторождениях высоковязких нефтей, а также заводненных месторождений и вступивших в свою завершающую стадию разработки. Здесь актуальность приобретают комплексные технологии, сочетающие как новые, так и традиционные методы увеличения нефтеотдачи. В результате удается достичь синергетического эффекта повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициентов вытеснения и увеличения охвата воздействием нефтесодержащего пласта.

В процессе разработки нефтяных пластов, посредством закачки газа, достигается высокий коэффициент вытеснения при низком коэффициенте охвата вытеснением. При реализации же технологии закачки воды, наоборот, коэффициент вытеснения невысок, но достигается высокое значение коэффициента охвата вытеснением. Водогазовое воздействие (ВГВ) позволяет объединить преимущества данных методов и устранить их недостатки.

Процесс вытеснения нефти при водогазовым воздействии определяется характером взаимодействия нефти с вытесняющими агентами и породами коллектора. Здесь коэффициент вытеснения нефти является интегральной характеристикой водогазового воздействия на пласт. Он зависит от суммы факторов, определяемых как фильтрационными свойствами пористой среды для воды, нефти и газа при их совместном или раздельном течении, так и физико-химическим взаимодействием между водой, нефтью, газом и породами коллектора.

Таким образом, геолого-физические критерии являются наиболее существенными для оценки эффективности технологий ВГВ.

Глубина залегания пласта для ВГВ должна превышать 1800-2000 метров. При использовании СО₂ и ШФЛУ и обогащенного углеводородного газа минимальная допустимая глубина залегания нефтяного пласта уменьшается, а при использовании метана или азота – увеличивается.

При ВГВ пластовая нефть, предпочтительно, должна быть легкой, характеризуемой в пластовых условиях малой вязкостью, небольшим
молекулярным весом, содержанием асфальтово-смолистых веществ до 10%, недонасыщенностью растворенным газом и величиной давления насыщения ниже начального пластового на 25% и более.

Эффективность ВГВ может зависеть от высокой слоистой неоднородности прослоев и трещиноватости. Степень влияния неоднородности пласта неоднозначна для разных модификаций метода ВГВ. Наиболее существенное влияние она оказывает при последовательной закачке газа и воды. Для такой технологии ведение процесса наиболее пригодны однородные пласты. Влияние неоднородности несколько сглаживается при совместной или попеременной закачке агентов. Закачка в пласт пенной системы в значительной степени способствует выравниванию фронта вытеснения и увеличению коэффициента охвата в неоднородных коллекторах. Нагнетание водогазовой смеси приводит к повышению фильтрационного сопротивления пласта, что в итоге способствует увеличению коэффициенту охвата пласта воздействием в неоднородных по проницаемости пластах.

Пределы изменения проницаемости нефтесодержащих пород, наиболее благоприятные для водогазового воздействия, зависят от конкретной технологии ВГВ. При последовательной закачке агентов процесс наиболее эффективен для низкопроницаемых пластов – 0,005-0,1 мкм² . Попеременную или совместную закачку вытесняющих агентов рекомендуется применять при проницаемости коллектора 0,1-0,8 мкм².

Требования к минеральному составу пород определяются пригодностью пласта для заводнения, поскольку минералогический состав скелета пород практически не взаимодействует с углеводородными газами. Наличие набухающих глинистых компонентов в породе (монтмориллонита) отрицательно влияет на эффективность водогазового воздействия, особенно при использовании для поддержания пластового давления пресных вод.

Пределы эффективной нефтенасыщенной толщины пластов, наиболее благоприятные для ведения процессов ВГВ составляют: не более 10 м для последовательной закачки и 15-20 м для попеременной и совместной закачки вытесняющих агентов.

Пластовое давление должно быть не ниже 15-18 МПа при нагнетании «жирного» газа и 24-28 МПа при нагнетании метана. Пластовая температура должна превышать 50⁰С (оптимально 70-90⁰С).

Наличие мощных непроницаемых покрышек, исключающих утечку
закачиваемого в залежь газа, благоприятно сказывается на ведении
технологического процесса.

Планируемые для реализации новой системы разработки нефтяные залежи должны удовлетворять геолого-физическим и технико-экономическим условиям применимости метода воздействия. В противном случае выбранный к применению метод может оказаться технологически или экономически нецелесообразным. Напротив, экономический эффект от адресного применения технологий ВГВ несомненен.