Легко ли добыть нефть. Запасы, ресурсы, КИН, методы разработки месторождения и хищническая эксплуатация. Часть 2⁠⁠

Часть 1: Легко ли добыть нефть. Запасы, ресурсы, КИН, методы разработки месторождения и хищническая эксплуатация. Часть 1

В ней была дана устаревшая информация по российской классификации запасов, новая дана тут: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_253923/

Первая часть закончилась тем, что я дал понятие КИН, который зависит от методов разработки месторождений.

Под методами разработки понимается совокупность технологий, применяемых для извлечения нефти (и газа) из месторождений. Методы бывают первичные, вторичные и третичные.
Первичные методы используются на начальной стадии разработки месторождений, и нефть выходит на дневную поверхность благодаря потенциальной энергии пласта. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. После вскрытия залежи скважинами, по мере снижения пластового давления, происходит простое расширение нефти, а также содержащихся вместе с ней в залежи воды и газа. Объём нефти, который не помещается в пласте-коллекторе после расширения — это и есть добытый объем. Про источники энергии, благодаря которым нефть движется к забоям, я писал в этой статье: Легко ли добыть нефть. Режимы работы нефтяных месторождений

КИН при разработке первичными методами, как правило, совсем невелик и редко превышает 0,1. Собственно говоря, у нетрадиционной нефти бывает такой низкий КИН именно потому, что её часто добывают только первичными методами.
КИН можно и повысить, рационально используя различные режимы, но для этого требуется длительное время при невысоких темпах отбора нефти.
Поэтому практически повсеместно на месторождениях традиционной нефти применяют вторичные методы разработки. Под этим понимают закачку в пласт воды или газа через специальные нагнетательные скважины. Этими методами решают две взаимосвязанные задачи: поддержать пластовое давление, чтобы не падали дебиты добывающих скважин; а также обеспечить вытеснение нефти из пласта к добывающим скважинам, чтобы повысить КИН. Типичная нефтеотдача, достигаемая при применении вторичных методов — те самые средние 30—40%.

Закачка воды применяется чаще, чем закачка газа, так как она, как правило, более эффективна. Можно сказать, что сегодня разработка месторождений нефти с заводнением — это стандартная технология. Она применяется повсеместно уже несколько десятилетий и отработана до мелочей. Воду в пласт закачивают обычно минерализованную; берут её в основном из довольно глубоких водонасыщенных пластов, откуда её добывают специальными водозаборными скважинами. А также используют попутную пластовую воду: Легко ли добыть нефть. Что такое профиль приемистости и как его выровнять. Часть 1

Закачка же газа с целью поддержания пластового давления очень часто имеет и ещё одну цель — утилизацию лишнего, ненужного попутного нефтяного газа, который нельзя сжигать, некому продать и некуда пристроить. Иногда бывает даже трудно сказать, какую из этих задач (вторичная нефтеотдача или утилизация) при организации закачки газа решали в первую очередь. Но применяется закачка газа редко, можно сказать, в единичных случаях.

Теперь давайте рассмотрим, почему невозможно извлечь всю нефть при заводнении пласта. Все дело в физике.

Во-первых, нефть и газ скапливаются в породах-ловушках (коллекторах), которые имеют пористую структуру. Легко ли добыть нефть. Откуда есть пошла нефть и газ. Часть-1

Пористость пласта имеет несколько характеристик. Весь объем полостей пласта (пор, каверн, трещин) называют полной пористостью. Но не все поры открыты, объем пор в породе, которые связаны между собой, называются открытой пористостью. Именно из них и выходит нефть и газ. Из закрытых же пор извлечь нефть невозможно. Чем больше открытая пористость – тем выше будет КИН.

Типы поровых пространств

Кроме того, пласты по своей смачиваемости делятся на гидрофобные и гидрофильные. Если породы смачиваются водой, то они гидрофильные, а если нефтью, то, очевидно, гидрофобные.
Начнем с гидрофильных пластов. В пласте-коллекторе, помимо нефти, изначально содержится также и значительное количество так называемой связанной воды. Нефть и вода в пласте не смешиваются, в каждой отдельно взятой поре между ними есть чёткая граница. При этом вода в гидрофильных пластах обволакивает зерна горной породы, а нефть находится в центральных частях пор и непосредственно с горной породой нигде не соприкасается.

Смачиваемость коллекторов

Гидрофобный

Гидрофильный

В процессе добычи нефти связанная вода поначалу никуда не течёт, она неподвижна, в силу химической и физической связи с частицами горной породы. Но, поскольку в пласт закачивают воду, в порах её постепенно становится все больше, а нефти — всё меньше. Вода уже не вся удерживается горной породой и может теперь перемещаться по пласту вместе с нефтью. В результате в добывающих скважинах появляется попутная вода.

Поровое пространство очень неоднородно. По сути оно представляет собой совокупность пор, которые связаны друг с другом поровыми каналами - капиллярами. Диаметр этих поровых каналов очень мал — порядка одной сотой миллиметра, — поэтому в них очень большое значение приобретает капиллярное давление. Как написал выше с горной породой соприкасается вода, а не нефть. Поэтому, по мере того как воды становится все больше, рано или поздно наступает момент, когда в узких поровых каналах остаётся только одна вода, а капельки нефти оказываются запертыми в широких частях пор

Теперь, для того чтобы пройти в поровый канал, капельке нефти нужно преодолеть его капиллярное давление, которое может составлять порядка одной атмосферы. Т. е. чтобы вода переместилась хотя бы на сотую долю миллиметра нужно именно такое давление. А если расстояние составляет хотя бы несколько сантиметров, то понадобится давление в сотни атмосфер. В реальных же условиях расстояние от скважины ППД (нагнетательной, поддержки пластового давления) до добывающей может составлять сотни метров, соответственно понадобится вообще колоссальное давление, которое, естественно, создать в условиях пласта невозможно. Даже в лабораторных условиях из небольшого керна это сделать затруднительно, нужен мощный насос или сильный вакуум, чтобы из него извлечь всю нефть. А пласт представляет структуры объемом в сотни тысяч метров.

Другой тип пласта – гидрофобный. В них все с точностью до наоборот — нефть обволакивает зерна горной породы, а вода находится в центральных частях широких пор. В смысле нефтеотдачи это ничего принципиально не меняет: часть нефти все равно физически невозможно извлечь заводнением, только удерживается она на этот раз не капиллярным давлением, а химическими и физическими связями с частицами горной породы, в контакте с которыми находится. Нефть вытесняется только из крупных и средних пор, а в мелких поровых каналах ее удерживают капиллярные силы, вода между тем может прорваться к скважинам.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) при использовании традиционных методов повышения нефтеотдачи на таких коллекторах будет заметно ниже средних показателей. Для улучшения смачиваемости пород могут быть использованы различные химические добавки — растворы щелочных реагентов, поверхностно-активные вещества и др.

Расположение воды и нефти в различных типах коллекторов

Характер вытеснения нефти водой в гидрофобном (а) и гидрофильном (б) пластах

Запертые в порах капельки нефти представляют собой, так называемую остаточную нефть, которую физически невозможно вытеснить из пласта методом заводнения. Доля нефти, которую заводнением вытеснить можно, называется коэффициентом вытеснения. Он меняется в широких пределах, но в среднем равен примерно 60—70%.

Третья причина, по которой невозможно достичь стопроцентного КИН – неоднородность пласта. Он всегда разнороден, одни его участки высокопроницаемы и быстро промываются водой, другие же низкопроницаемы, в них вода практически не поступает. Во-вторых, вода дёт большей частью по прямой линии от нагнетательной скважины к добывающей. Чем дальше в сторону от этой линии, тем медленнее и хуже промывается пласт. В-третьих, вода тяжелее нефти, и поэтому имеет склонность «сползать» в нижнюю часть пласта. Верхняя часть пласта в результате остаётся непромытой.

Цифровая модель заводнения

Красные точки — добывающие скважины, синие — нагнетательные. Красный цвет поля означает высокую нефтенасыщенность, синий — высокую водонасыщенность, жёлтый и зелёный — промежуточные значения. Пучки кривых — линии тока. https://www.sintef.no/projectweb/geoscale/results/streamline...

Доля пластового объёма, которая промывается при заводнении, называется коэффициентом охвата. Типичное его значение — около 50—60%.

Итак, после разработки месторождения вторичными методами в нефти остается еще полно малоподвижной или неподвижной нефти. Для того, чтобы ее извлечь применяют третичные методы., или как их еще называют – методы увеличения нефтедобычи (МУН). Существует множество МУН, но практическое применение получили только два – тепловые и газовые.
Тепловые методы применяются для разработки залежей высоковязких нефтей, которые обычно относят к трудноизвлекаемым или нетрадиционным запасам. Поэтому особо большой нефтеотдачи с этими методами не бывает. Заключаются они в закачке в пласт горячей воды или водяного пара: благодаря высокой температуре вязкость нефти понижается и её становится существенно легче добывать.

Газовые методы в основном применяются на залежах традиционной нефти для увеличения нефтеотдачи при заводнении. Здесь обычно также идёт закачка воды, но через определённые регулярные интервалы времени она сменяется закачкой газа в те же нагнетательные скважины, а затем снова возобновляется закачка воды. Газ при этом закачивается не любой: он должен смешиваться с пластовой нефтью, то есть они должны хорошо растворяться друг в друге. Без этого условия увеличения нефтеотдачи не получится.

Как написал выше, остаточная нефть содержится в виде изолированных капелек, удерживаемых на месте капиллярным давлением. Когда хорошо смешивающийся с нефтью газ проходит через поровое пространство, часть этого газа растворяется в нефти. В результате капельки нефти сильно увеличиваются в объёме и могут снова соединиться друг с другом. Нефть вновь обретает подвижность и начинает перемещаться к добывающим скважинам. Со временем газа становится все больше и уже скорее капельки нефти растворяются в газе и увлекаются вместе с ним к добывающим скважинам.

Теоретически, можно добиться почти стопроцентного коэффициента вытеснения. Нефть и закачиваемый газ в пласте смешиваются и добываются вместе. На поверхности нефть отделяется, а газ снова закачивается в пласт, где опять смешивается с нефтью и т. д. В добываемой смеси нефти с газом постепенно становится все больше газа и все меньше нефти; казалось бы, возможно довести процесс до того, что нефти в пласте почти не останется.
Однако практически газовые методы дают дополнительно всего около 5—10% дополнительной нефтеотдачи, то есть КИН увеличивается с 30—40% при обычном заводнении до 40—45%. Это происходит потому, что газ обладает примерно в сто раз меньшей вязкостью, чем нефть. Если его непрерывно закачивать в нагнетательные скважины, то он быстро придёт по кратчайшей прямой в добывающие скважины; дальше будет вырабатываться только та остаточная нефть, которой повезло оказаться именно на этой прямой. Именно для того, чтобы такого не происходило, газ закачивают попеременно с водой. Это стабилизирует процесс, но не останавливает его.