Повышение нефтеотдачи пласта на месторождениях высоковязкой и сверхвязкой нефти (+аудио)

Эту статью можно прослушать

Около 3,3 млрд. т. российских запасов нефти приходится на высоковязкую (ВВН) и сверхвязкую нефть (СВН), что составляет 22% от всех российских запасов [33]. При этом в структуре добычи «трудноизвлекаемой нефти» доля ВВН и СВН не превышает 3% по ряду причин: недостаточного налогового стимулирования отрасли государством в отношении вязких нефтей, высоких эксплуатационных затрат, специфики существующих внедренных технологий и экологических рисков добычи нефти.

Общепринято понимать под месторождениями ВВН и СВН запасы залежей, отличающиеся сравнительно неблагоприятными физическими свойствами флюида (высокая вязкость и низкая подвижность нефти в пласте), разработка которых существующими технологиями в условиях действующей налоговой системы экономически неэффективна. Согласно российской классификации запасов высоковязкой считается нефть с показателем вязкости 30-200 мПас, а сверхвязкой – более 200 мПас.

Российский опыт разработки месторождений ВВН и СВН демонстрирует количественное преимущество тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). У тепловых МУН существует ряд недостатков, в связи с которыми добыча ВВН и СВН в России является практически нерентабельной. Данные методы относят к наиболее энергоемким в виду большого количества генерируемого теплоносителя из-за их низкого охвата залежи, и капиталоемким по причине больших затрат на генерацию тепловых агентов.

Таким образом, большинство скважин, эксплуатирующих залежи ВВН и СВН работают с низкой рентабельностью. В этой связи, можно выделить две дальнейшие стратегии для добывающих предприятий России в отношении СВН и ВВН: сокращение затрат на подготовительные и промежуточные процессы закачки теплоносителей в рамках уже действующих технологических процессов или развитие существующих и внедрение новых технологий. В настоящей работе особое внимание уделяется тепловым, физико-химическим и комбинированным МУН, как одним из наиболее перспективных в отношении добычи ВВН и СВН (см. Рис. 1).

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи

Известно, что на сегодняшний день водонефтяной фактор (ВНФ) на традиционных коллекторах составляет около 3, однако в случае эксплуатации залежей с ВВН и СВН этот показатель ухудшается примерно в 10 раз. Таким образом, с целью снижения эксплуатационных издержек предприятий, связанных с ведением водного хозяйства, одними из наиболее эффективных технологий, являются физико-химические (ФХМУН). Практически все ФХМУН можно по масштабу применения разделить на малообъемные и большеобъемные закачки.

Малообъемные закачки применяются для перекрытия отдельных высокопроницаемых интервалов пласта, и как следствие, подключением в разработку ранее недренируемых областей путем проведения водоизоляционных работ (ВИР): выравнивание профиля приемистости (ВПП), ограничение водопритока (ОВП) и потокоотклоняющие технологии (ПОТ). Данные мероприятия становятся особенно актуальными при добыче ВВН и СВН ввиду частых прорывов теплоносителей в уже охваченные воздействием зоны [29].

1. К гелеобразующим относят реагенты, способствующие образованию пространственных гелеобразных систем с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности с водной или неводной дисперсной средой. Различают гелеобразующие реагенты по типу формируемого из них состава:

– Силикатные составы. Взаимодействуют как правило с ионами поливалентных металлов или с другими агентами с образованием гелеобразных систем или водорастворимых осадков CaSiO3, MgSiO3, Mg(OH)2, Ca(OH)2. Одним из широко используемых на сегодняшний день реагентов ВИР является жидкое стекло (ЖС). В кислой среде ЖС образует коллоидные растворы кремниевой кислоты, со временем золи переходят в гели. Гели, образованные в кислой среде, более прочные, чем структурированные в щелочной. Растворы жидкого стекла имеют низкую вязкость и способность к фильтрации при пониженной проницаемости (0,01–0,03 мкм2), образуют устойчивые и достаточно прочные гели, стабильные до 200°С и более (в лабораторных условиях).

– Неорганические гели. К ним относится ГАЛКА-термогель-С, образующийся в ходе гидролиза солей алюминия, карбамида и воды. Составы «РОМКА», «МЕТКА» получены на основе водных растворов метилцеллюлозы, роданистого аммония и карбамида [24].

– Водорастворимые полимеры. Полимерные гелевые системы обычно состоят из водорастворимого полимера или мономеров со сшивателями и вспомогательных реагентов. При ВИР пластов с ВВН и СВН, разрабатываемых с применением тепловых агентов, обязательным условием является термостабильность полимерных составов. В окружении нагнетательной скважины (НС) наблюдается максимальная температура, а по мере удаления рабочего агента от НС требования к термостойкости растворов полимеров уменьшаются пропорционально падению температуры.

Полимерные системы, сшиваемые в пласте (первая группа технологий), в виде раствора – геланта, закачивают в целевые зоны, где после определенной временной выдержки они образуют трехмерные структуры в пористой среде [19]. К данной группе относятся полимер-гелевые системы на основе полиакриламида (ПАА), синтетических (неорганических) полимеров (полиакрилнитрил, поливиниловый спирт, терполимеры и др.) и природных полимеров, сшиваемых в пласте солями трехвалентных металлов.

Вторая группа технологий включает предварительно сформированные гели, сшиваемые на дневной поверхности перед непосредственной закачкой, которые делятся на четыре типа: предварительно сформированные объемные гели, гели с предварительно сшитыми частицами, микрогели [25, 32] и гели с дисперсными частицами. Практически 20 лет такие технологии успешно применяются на месторождениях Китая и США [5, 20]. На месторождениях Западной Сибири в условиях высоких пластовых температур применялись технологии предварительно сшитых полимерных систем «РИТИН-10», «Темпоскрин» [6] и ряд других. Также известна технология «Bright water», механизм работы которой состоит в закачке в пласт субмикронных частиц (0,1-1 мкм), увеличивающие свой размер в 5-10 раз в пластовых условиях.

Водонабухающие гели с предварительно сшитыми частицами и микрогели, содержащие водопоглощающие карбоксильные (−COOH) и амидные (−CONH2) группы обладают эластичностью и прочностью, достаточной для того чтобы блокировать каналы воды в нефтяных пластах и ограничивать добычу воды. Гели с предварительно сшитыми частицами широко применяются на нефтяных месторождениях для контроля охвата пластов заводнением из-за простоты в приготовлении и закачки, а также контроля качества геля по сравнению с традиционными полимерными гелями, сшиваемых в пласте [10]. Микрогели и наногели представляют собой чаще всего обратные эмульсии [25]. Граничными условиями применения таких технологий являются минерализация пластовой воды не более 250 мг/л, проницаемость породы не менее 0,1 мкм2.

В третью группу технологий выделены вспененные гели, применяемые с целью увеличения вытесняющей способности воды. Такие системы, в основном, применяются в рамках проведения большеобъемных закачек при заводнении пенными системами. Однако имеется опыт применения пен в рамках ВПП и ОВП [9, 11]. Эффективность использования вспененных гелей для ВИР связана со спецификой образования пространственной структуры геля в пористой среде: система обладает свойствами пен (глубоко проникает вглубь пласта, улучшает вытесняющую способность воды) и свойствами непроницаемых гелевых систем (перераспределяет потоки воды в пласте, увеличивает охват заводнением). Для поддержания пространственной структуры пены, в раствор добавляют полимеры акриловых кислот и сшиватели. Образование пенной системы в пласте происходит насыщением оторочки пенообразователя газом, поэтому становится возможным утилизация углекислого и попутного газа, а также уходящих газов промышленных предприятий. Необходимо отметить, что «вспененные гели», на сегодняшний день являются слабо изученными системами, в то же время достаточно перспективными.

2. Осадкообразующие реагенты формируют в пластовых условиях непроницаемый барьер, путем выпадения нерастворимого осадка в водонасыщенных зонах при взаимодействии компонентов состава друг с другом, с компонентами нефти, с солями пластовых вод. В основном предполагается закачка солей FeSO4, Me2SiO3 (где, металл – одновалентный щелочной металл), которые реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель. В результате гидролиза в обводненных зонах пласта образуется осадок – гипаносернокислой смеси, кремнийорганических соединений (силаны). Наиболее прочный экран создают кремнийорганические олигомеры. Недостатками данных технологий являются: низкая проникающая способность в глубь пласта, а также слабая устойчивость к воздействию высоких температур по сравнению с гель-системами.

Большеобъемные закачки имеют следующие основные механизмы работы в отношении добычи ВВН и СВН. Первый – заключается в загущении нефтевытесняющей воды с целью уменьшения ее подвижности относительно нефти. Второй механизм направлен на снижение межфазного натяжение на границе раздела водный раствор-нефть с образованием микроэмульсии. Третий направлен на доотмыв нефти с поверхности породы. Специфика большеобъемных закачек состоит в непрерывном нагнетании химического агента с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти в продуктивном пласте.

На сегодняшний день существуют три наиболее широко применяемых технологии в отношении добычи ВВН и СВН: полимерное заводнение (ПЗ), ПАВ-полимерное заводнение (ПАВ-ПЗ), щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (щелочь-ПАВ-ПЗ).

1. Полимерное заводнение. Особенностью данной технологии является увеличение вязкости воды относительно нефти, с улучшением вытесняющей способности нефти водой. Для реализации технологии полимерного заводнения применяют высокомолекулярные полимеры акрилового ряда. Среднее содержание ПАА составляет 0,05 – 2,5 масс % [26].

Одним из ключевых критериев выбора того или иного мономера полимеров для приготовления состава целевой вязкости являются термобарические условия. Для выдержки целевой температуры используют специальные присадки мономеров, например, акриламид-трет-бутилсульфонат (ATBS) или n-винилпирролидон (NVP).

Анализируя технологии полимерного заводнения на залежах ВВН и СВН, можно выделить следующие преимущества: возможность применения технологии на месторождениях нефти с вязкостью до 8000 мПа·с (опыт месторождения Пеликан Лейк, Канада); равномерная выработка запасов без образования языковых прорывов воды; возможность внедрения «методов экологически осознанного менеджмента» – минимальное воздействие полимера на окружающую среду; возможность применения в слабосцементированных породах [13, 31].

В то же время стоит выделить ограничения применимости данной технологии:

– Образование языковых прорывов воды в случае повторного внедрения полимерного заводнения сразу после традиционного заводнения. Данное явление можно охарактеризовать как «технологическая игла», с которой будет практически невозможно переключиться без издержек добываемой продукции в случае перехода с цикла традиционного заводнения вновь на полимерное.

– Высокая стоимость полимеров. В России существуют сложности в производстве полимеров с высокой молекулярной массой, связанные с отсутствием мощностей по их синтезу в промышленном масштабе. По этой причине стоимость внедрения технологии на промыслах РФ будет высокой из-за импорта полимеров из других стран. Основными производителями полимеров являются: Франция (SNF), Китай (Hengju, Tianrun), Германия (BASF), США (Surtec) и т.д.

– Высокая адсорбция полимера на поверхности горной породы, особенно с глинистыми включениями, что требует использовать дорогостоящие модифицированные виды полимеров, например, с использованием добавок, таких как ATBS или NVP.

– Частичная или полная потеря приемистости из-за некачественно подготовленной воды, плохого качества полимера и неоптимально подобранного содержания полимера.

– Эффективность полимерного заводнения снижается с увеличением проницаемости более 1,5–2,0 мкм2[28].

– Деструкция полимера в условиях повышенной минерализации пластовых вод и высоких пластовых температур.

– Необходим специальный комплекс установок по хранению, подготовке, приготовлению раствора и закачке его в пласт.

Отметим, что за рубежом реализованы более 300 успешных программ по полимерному заводнению и его модификаций на месторождениях ВВН и СВН, развернуты масштабные проекты на месторождениях Канады (Пеликан Лейк, Литл Боу, Маннвиль В и др.) и Китая (Дацин, Джилин Гонгганг и другие) [7, 14]. Однако в России полимерное заводнение (и его модификации) проводились только в рамках четырех пилотных испытаний на месторождениях Западно-Салымское (1 проект), Восточно-Мессояхское (2 проект) и Москудьинское (1 проект).

2. Заводнение растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ). Существует два основных механизма работы заводнения растворами ПАВ. Первый состоит в снижении поверхностного натяжения на границе раздела нефть-порода, которые приводит к доотмыву нефти, ее захвату и выносу в общий поток воды. А второй механизм заключается в снижении межфазного натяжения на границе раздела фаз водный раствор-нефть для образования микроэмульсии. КИН при ПАВ-заводнении достигает до 0,5 д. ед. [3].

Основными недостатками закачки водных растворов ПАВ является высокая стоимость реагентов и чувствительность растворов ПАВ к повышенной минерализации и высоким температурам. Ввиду высокой адсорбции ПАВ на горной породе и его выносом в общий поток флюидов без совершения полезной работы, в целях сохранения свойств ПАВ и снижения его потерь, и, как следствие, сокращения эксплуатационных затрат вводят растворы щелочи. Такая технология получила название ПАВ-щелочное заводнение. Наибольший эффект в отношении добычи ВВН и СВН достижим при добавлении цикла закачки полимерного раствора к «холостому» ПАВ-заводнению или циклов закачки щелочи, ПАВ и раствора полимера.

ПАВ – полимерное заводнение заключается в закачке растворов ПАВ (вместе с со-растворителями, стабилизаторами и т.д) и полимеров для достижения синергетического эффекта в отношении добычи нефти. При ПАВ-ПЗ заводнении содержание ПАВ, как правило, составляет до 2 масс. %. Однако на рынке появляются современные ПАВ, способные проявлять свои свойства при более низких концентрациях (<0,5 масс. %). Увеличение КИН может составлять до 18% [18].

Наибольшее распространение технология ПАВ-ПЗ получила в Китае, с 2003 года было проведено более 10 пилотных проектов, среди которых были промышленные работы по добыче ВВН. В работе [18] отмечаются результаты ПАВ-ПЗ на месторождении Даганг и на месторождении Шенгли, вязкость нефти которых в пластовых условиях составляла 33,7 и 66,9 мПа·с соответственно. На опытных участках месторождений Даганг и Шенгли дополнительная добыча нефти составила 12% и 10% соответственно от геологических запасов.

Щелочь-ПАВ-ПЗ представляет собой закачку растворов щелочи, ПАВ и полимера, которые позволяют увеличить нефтеотдачу до 30%. Известно успешное применение щелочь-ПАВ-ПЗ на месторождении Муни в Канаде, где добывается нефть с плотностью 959 кг/м3 и вязкостью 150 – 1500 мПас из низкотемпературного пласта с глубиной залегания 900 м [21]. На 2014 год дебит нефти составлял 400 м3/сут при приемистости НС в среднем 1600 м3/сут. Оторочка щелочи была представлена водным раствором Na2CO3 (1,25 масс. %), оторочка ПАВ –анионногенной группой (0,15 масс. %), а в качестве водного раствора полимера использовали частично гидролизованный полиакриламид (2200 мг/л).

К ограничениям применения щелочь-ПАВ-ПЗ можно отнести: большие расходы реагентов и высокие капиталовложения из-за применения комплексных технологических установок. Так например, на месторождении Муни в сутки необходимо использовать около 55 тонн угленатриевой соды, 11 тонн сухого полимера и 7 м3 ПАВ [21]. И в сравнении с ПАВ-ПЗ технологические установки щелочь-ПАВ-ПЗ стоят в 2-3 раза дороже в связи с необходимостью умягчения воды [25].

В породах, сложенными песками и песчаниками, широко применяют анионные ПАВ. Для глинизированных коллекторов используют катионные ПАВ вследствие низкой адсорбции на поверхности породы. Неионогеннные ПАВ (НПАВ) обладают способностью хорошо растворяться в пластовых водах, не давая осадка. В качестве НПАВ широко применяют оксиэтилированные алкилфенолы (Hostapal CV, Nonal, Syptopan), сульфонолы, сульфоэтоксилаты, алкил- сульфонаты, реагенты ряда ОП (ОП-4, ОП-10). Обосновано, что совместное применение неионогенных и ионогенных ПАВ приводит к созданию более стабильной водонефтяной эмульсии. С целью создания синергетического эффекта используют следующие композиции: Сепавет, Нефтенол, СНПХ-95 и др.

Заводнение растворами ПАВ в рамках как самостоятельной технологии, так и в рамках щелочь-ПАВ-ПЗ, ПАВ-ПЗ осуществляется как при малых содержаниях ПАВ, так и при больших с образованием мицелл при критической концентрации мицеллообразования.

3. Пенное заводнение. Существуют два основных механизма образования пены в пористой среде. Первый заключается в одновременной закачке газа и пенообразователя в пласт, а второй в чередующейся закачке газа и пенообразователя: «Surfactant alternating gas» (SAG) и «Foam assisted water altering gas» (FAWAG). FAWAG является разновидностью технологии чередующейся закачки воды и газа «Water altering gas» (WAG), которая в основном направлена на разработку вязких нефтяных оторочек с подстилающей водой и газовой шапкой [17].

Пеной может быть дисперсная система, имеющая ячеисто-пленочную сотообразную (эдритическую) структуру. Способность пены сохранить свою специфичную структуру (долговечность) является одним из главных критериев дисперсной системы. На долговечность пен влияют природа и содержание применяемых пенообразователей, их дисперсность, минерализация и водородный показатель растворов пенообразователей, совместимость раствора с пластовыми флюидами, термодинамические условия и др. Долговечность пены увеличивается по мере удлинения углеродной цепи нефти: пена наиболее стабильна при контакте с более вязкой нефтью.

Механизмы образования и разрушения пены во многом зависят от соотношения размеров пор и трещин, от физико-химических свойств нефти. Пена в пористых средах представляет собой дисперсную газовую фазу в непрерывной водной среде, состоящей в основном из тонких пленок – ламелей. В пористой среде пена формируется посредством закачки диоксида углерода, азота, водяного пара и других газов, в непрерывную водную среду, содержащую ПАВ. В последнее десятилетие уделяется внимание технологии закачки в водный раствор ПАВ диоксида углерода в качестве компонента пенообразования [4].

По опыту применения пенного заводнения в CCСР, США и Норвегии увеличение коэффициента нефтеотдачи может достигать 20% [17].

В качестве основных пенообразователей можно выделить три группы реагентов: низшие и средние гомологи: спирты и жирные кислоты; вещества, растворимые в воде, образующие коллоидные и полуколлоидные растворы; вещества, нерастворимые в воде и образующие на ее поверхности мономолекулярные пленки при испарении капли раствора в летучем неполярном растворителе углеводорода.

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи

Тепловые МУН повышают нефтеотдачу за счет гидродинамического и термодинамического воздействия. Тепло в пластовых условиях оказывает влияние на компонентный состав нефти изменяет физико-химические и фильтрационные характеристики: уменьшение вязкости нефти, увеличение ее подвижности, ослабление структурно-механических свойств, снижение толщины граничных слоев, улучшение условий для капиллярной пропитки, переход компонентов нефти в газообразное состояние, улучшение условий смачиваемости вытесняющего агента. К недостаткам всех тепловых методов можно отнести: теплопотери по стволу скважины и в пласте (тепло уходит в кровлю и в подошву), отложенный во времени эффект от применения технологий из-за постепенного продвижения теплового фронта.

Тепловые методы принято классифицировать по типу рабочего агента на три группы: закачка горячей воды, нагнетание пара, внутрипластвое горение. По масштабу воздействия все тепловые методы можно разделить на «точечные» и площадные обработки пласта.

1. Термозаводнение. При нагнетании горячей воды прогревается призабойная зона пласта до температуры 90 – 100 оС. Закачка данного теплоносителя в пласт наиболее актуальна при разработке глубокозалегающих залежей, в т.ч. глинистых коллекторов, где требуется нагнетании горячей воды под высоким давлением. Существует также необходимость в термозаводнении на месторождениях с маловязкой нефтью, где температура насыщения нефти парафинами практически равна начальной пластовой температуре. Например, на месторождении Узень (Казахстан) за счет нагнетания горячей воды в пласт КИН увеличился на 12% [27].

Данная технология наиболее эффективна при циклической закачке горячей и холодной воды. По мере продвижения теплового фронта горячая вода отдает часть своего тепла холодной воде, что снижает затраты на генерацию теплоносителя.

2. Закачка насыщенного или сухого пара. Чем суше водяной пар, тем больше его энтальпия, а значит выше эффективность прогрева. На промысле сухость пара может быть достигнута 80%. Эффективность закачки пара определяется паронефтяным отношением (ПНО). Технология считается успешной если ПНО <3 [27].

2.1. Площадная закачка пара заключается во фронтальном вытеснении нефти из пласта. Основными факторами, увеличивающими нефтеотдачу, можно выделить снижение вязкости нефти, термоупругое расширение пластовых флюидов, интенсификация капиллярной пропитки водой. Однако у площадной закачки паром существует ряд недостатков: низкие темпы отбора нефти, высокое ПНО (>5), прорывы теплоносителя по разломам и трещинам, низкая технологическая эффективность в пластах с толщиной менее 10 м при наличии зон низкой проницаемости (<10·10-3 мкм2).

2.2. Циклическая закачка пара (ПЦО) является одной из самых распространенных технологий МУН на залежах ВВН и СВН, заключающаяся в периодическом нагнетании пара в добывающие скважины и последующей их выдержкой на прогрев. Один цикл в среднем составляет 10-20 суток и увеличивается пропорционально толщине пласта и приемистости скважин. Стадия пропитки в среднем занимает 5-10 суток. В скважинах с горизонтальным окончанием эффективность прогрева повышается [25]. В отличие от площадного воздействия паром дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора. К недостаткам технологии можно отнести падение дебита при повторных обработках. Технология не рекомендована к применению в высокообводненных пластах с низкой проницаемостью.

ПЦО применяется на месторождениях Северного моря Норвегии, на месторождениях Канады (Whitesand, Cold Lake и др.), на месторождениях России (Усинское, ряд месторождений Татарстана, Красноярского края и Башкирии), в США (месторождения бассейна Лос-Анджелеса), в Китае (месторождение Ляохе), на Кубе (месторождение Бока де Харуко) [27, 30].

2.3. Технология парогравитационного дренажа (ПГД) впервые была внедрена на Ярегском месторождении, а свое развитие получила уже в Канаде на месторождениях Shell, Hilda, Cold Lake, Primerose и др. В традиционном варианте эта технология реализуется проводкой пары НС и ДС с длиной горизонтальных окончаний 300-1000 м, располагающихся одна над другой на расстоянии 5-10 м. Пар закачивается через НС для нагрева нефтенасыщенного пласта и, таким образом, снижается вязкость нефти, что способствует ее движению в ДС под действием гравитационных сил. По мере прогрева пласта образуется паровая камера, которая постепенно расширяется. Основными преимуществами технологии ПГД являются высокий КИН (до 70%) и возможность разработки пластов, содержащих нефть с вязкостью более 50000 мПа·с.

Ключевой недостаток данной технологии – высокие затраты на генерацию пара, включая водоподготовительные и топливо-подготовительные работы. , Известно, что на 1 добываемый м3 нефти приходится около 4 м3 котловой воды [8]. Опыт разработки Ашальчинского месторождения демонстрирует резкое обводнение ДС до 70,8 – 99,7 % на начальной стадии разработки и низкие дебиты по нефти до 0,1 – 4 т/сут. По мере дальнейшей эксплуатации месторождения обводненность продукции снижалась, а дебит по нефти увеличивался и затем стабилизировался. Это связано с увеличением объема паровой камеры, которая со временем достигла кровли пласта и создала условия для максимально возможного притока нефти.

По опыту разработки месторождении ВВН и СВН Кубы к недостаткам технологии ПГД можно отнести необходимость постоянного контроля закачки и добычи для предотвращения прорыва теплоносителя в ДС, а также в вышележащие отложения и вплоть до дневной поверхности. Поскольку глубинно-насосное оборудование работает в жестких температурных режимах, существует вероятность прорыва газа на прием насоса и солеотложения внутри оборудования, что в совокупности ограничивает величину давления закачки пара[27].

Геолого-физическими ограничениями данной технологии являются: повышенная водонасыщеннность в кровле пласта, слоистая неоднородность вследствие наличия глинистых и водоносных линз, малая толщина пласта до 10 м, высокая вертикальная и горизонтальная неоднородность, наличие газовой шапки и подстилающей воды.

3. Внутрипластовое горение (ВГ). Данная технология подразумевает собой закачку через НС окислителя, в частности воздуха (сухое внутрипластовое горение (СВГ), с целью получения экзотермической реакции с тяжелыми УВ, которые служат «топливом» для горения. Технология ВГ наиболее эффективна в условиях высокопроницаемых, однородных песчаников. Иногда для установления гидродинамической связи между НС и ДС предварительно закачивают пар. Далее между зоной нагнетания и зоной отбора проводится инициирование процесса горения путем закачки воздуха в разогретую зону, как правило, при помощи забойного электронагревателя. После создания зоны горения образуется газовая камера, состоящая из воздуха и горючих газов, а также фронт горения. Фронт горения распространяется за счет непрерывного расширения газовой камеры в направлении к ДС. Эффект от данной технологии заключается в фильтрации легких УВ фракций в более проницаемые зоны пласта, при этом тяжелые фракции УВ выгорают, генерируя тепло и осуществляя поддержку фронта горения в глубь пласта.

Среди технологий ВГ выделяют влажное внутрипластовое горение (ВВГ). В отличие от СВГ в пласт закачивают в определенных соотношениях с газом воду, которая, испаряясь, переносит теплоту в начальную область фронта горения для увеличения зоны прогрева. Преимуществами ВГ по сравнению с закачкой пара или горячей воды можно выделить [8]: менее энергоемкая технология с точки зрения генерации теплоносителя; более низкие потери энергии, особенно при наличии водоносных линз и газовой шапки; улучшение качества продукции за счет выгорания и консервации тяжелой части битума, остающегося после опережающей фильтрации легких фракций; более низкие выбросы парниковых газов; меньшее количество выносимого песка. К недостаткам данной технологии в сравнении с закачкой пара или горячей воды можно отнести: более низкие дебиты скважин при прочих равных условиях; сложный процесс контроля и управления технологией ВГ; риски повреждения пласта-коллектора при воздействии на него высоким давлением; низкая регенерация тепла.

В ходе внедрения технологии ВГ на одном из месторождений штата Луизиана (США) было добыто примерно 0,95 млн м3 нефти от 1,56 млн м3
начальных геологических запасов, что соответствует КИН около 60% [16].

Одной из разновидностей ВГ является технология «от носка к пятке» (THAI), которая применяется в основном при добыче битумов. Воздух закачивается в вертикальную НС, а флюид отбирается скважиной с горизонтальным окончанием. Технология THAI позволяет создать стабильное распространение фронта горения, при котором может быть извлечено до 85% от НИЗ.

Комбинированные методы увеличения нефтеотдачи

Комбинированными называют технологии, содержащие в себе синергетический эффект от других методов увеличения нефтеотдачи. В данной работе рассматриваются комбинация химических и тепловых МУН. Тепловые методы являются капиталоемкими и энергоемкими, поэтому к химическим реагентам выдвигаются требования, снижающие экономическую нагрузку на проведение геолого-технических мероприятий: создание или усовершенствование технологий по увеличению охвата пласта тепловым воздействием; снижение вероятности прорыва теплоносителя в ДС и снижение обводненности продукции; усовершенствование экологического менеджмента (внедрение вторичных ресурсов с промышленных предприятий и др.).

1. Малообъемные закачки. К малообъемным закачкам можно отнести применение водоизолирующих составов, рассмотренных в первой части настоящей работы. В то же время закачиваемая химическая композиция должна быть термостабильна при температурах >100℃. На данный момент уделяется особое внимание разработкам составов, имеющих высокую термостабильность [15, 23].

2. Большеобъемные закачки. Термополимерное воздействие (ТПВ) предусматривает закачку в пласт оторочки горячего полимерного раствора, нагретого на дневной поверхности, или предварительно прогрев пласта теплоносителем с последующим продвижением раствора полимера по пласту оторочкой холодной или горячей воды. Граничными условиями применения ТПВ являются: вязкость нефти от 50 до 500 мПа·с, трещинно-поровый тип коллектора, проницаемость более 30 ·10-3 мкм2, отсутствие газовой шапки и водоносных пластов.

Опытно-промышленные (ОПР) на Мишкинском месторождении подтвердили эффективность от полномасштабного внедрения в качестве МУН термополимерного заводнения [35]. Приготовленный водный раствор ПАА с вязкостью 1,5-2 мПа·с нагревали до 90 оС, а затем прокачивали в пласт. Механизм работы ТПВ заключается в следующем. Горячий раствор полимера, проникающий прежде всего по трещинам, увеличивает свою вязкость в несколько раз по сравнению с горячей водой. За счет увеличения сопротивлений в пласте увеличивается доля раствора, поступающего из трещин в матрицу. Таким образом, увеличивается охват пласта воздействием полимерного раствора. Снижение вязкости нефти за счет нагрева пласта и наличие полимерной оторочки приводит к улучшению смачиваемости пористой среды и соответственно интенсифицируется процесс капиллярной пропитки матрицы породы. По результатам теоретических и экспериментальных исследований прирост конечного КИН при ТПВ по сравнению с традиционным и с полимерным заводнением составит до 20 %.

3. Закачка растворителей. Улучшить охват пласта паром можно, применяя растворители, жидкости, включая воду, под высоким давлением, или, нагнетая газ, в том числе углекислый, для создания улучшенной гидродинамической связи между НС и ДС. При нагнетании азота эффективность охвата паром увеличивается с 34,24% до 43,12% [12].

Технологии с закачкой растворителей широко начали внедряться в зарубежных проектах более 10 лет назад. Первые полевые эксперименты были проведены в Канаде на месторождении Kristina Lake [34]. В результате ОПР на данном месторождении удалось увеличить охват паром до 73% после 25 дней воздействия. Общий объем растворителя составил 400 м3. По сравнению с другими 13 парами скважин, работающих без растворителя по технологии ПГД, время циркуляции пара сократилось на 46% за счет использования растворителя. А экономия пара составила около 50% при прочих равных условиях. Такая технология значительно снижает затраты на генерацию водяного пара по сравнению с традиционным вариантом ПГД при сохранении дебитов и уменьшения ПНО.

В настоящее время известно 3 основных способа закачки растворителей:

– Чередующаяся закачка пара и растворителя (SAS – steam alternating solvent), в свою очередь является модифицированной технологией ПГД отличающейся закачкой растворителя. По технологии SAS сначала устанавливается гидродинамическая связь между скважинами с помощью пара до достижения оптимальных размеров паровой камеры. Затем происходит закачка растворителя, с последующей закачкой пара.

– Совместная закачка пара и растворителя (SAP – solvent aided process). В свою очередь тоже является модификацией ПГД, как и SAS, однако закачка растворителя осуществляется совместно с паром.

– Парогравитационный дренаж с закачкой расширяющихся растворителей (ES-SAGD – expanding solvent SAGD). Так же, как и в SAP, при ES-SAGD в пар дозируются смесь углеводородов при низких концентрациях. Наиболее эффективными растворителями считаются те, у которых температура конденсации и парообразования приближена к водной[34]. В работе [2] отмечается перспективность технологии ES-SAGD с использованием крекированной нафты и газового конденсата. В данной работе установлено, что использование данной технологии значительно снижает ПНО и увеличивает дебит скважин по нефти. Максимальная разница в содержании асфальтенов в нефти, добытой по технологии ES-SAGD с крекинговой нафтой и газовым конденсатом, по сравнению с исходной нефтью составила 3,5 % и 3,6% соответственно. Использование многокомпонентных растворителей в ES-SAGD улучшает энергоэффективность технологии SAGD из-за наличия легких УВ фракций, которые, как правило, снижают эффективную температуру паровой камеры.

4. Внутрипластовый крекинг нефти. Существуют исследования в области пластового крекинга, суть которого заключается в «глубинной переработке» нефти с целью уменьшения содержания асфальтенов и смол, увеличения содержания насыщенных и ароматических углеводородов, снижения молекулярной массы нефти, уменьшения содержания серы и увеличения водород-углеродного отношения (H/C) [1, 22]. Существует несколько видов пластового крекинга нефти: термический, гидрокрекинг и каталитический. Концепция технологии построена на том, чтобы разорвать атомные связи между молекулами тяжелой нефти и превратить эти макромолекулы в микромолекулы.