Вторичные методы разработки залежей

Эксплуатационный период скважин и залежей

Малорентабельные скважины и залежи

К этой категории¹ относятся скважины или залежи, для которых затраты на добычу нефти почти равны прибыли, получаемой от продажи этой нефти. Глубина скважины в данном случае значения не имеет. Малорентабельная скважина может давать полбарреля нефти в сутки с глубины 500 футов или 50 баррелей в сутки с глубины 10 000 футов, но вместе с сотнями баррелей воды. Примерно ²/₃ всех эксплуатационных скважин США (392 535) относятся к этой категории, но все вместе они дают лишь ¹/₅ часть общей добычи нефти в стране [50]. Когда стоимость добычи нефти и газа из скважины или залежи становится равной стоимости добытой нефти, это значит, что скважина (залежь) достигла своего экономического предела. Все оценки извлекаемых запасов по скважинам или залежам делаются с учетом этого экономического предела в предположении, что при его достижении эксплуатация скважин и разработка (залежей) будут прекращены.

 

Эксплуатационный период скважины или залежи начинается с того момента, когда получен первый баррель нефти или первый кубический фут газа, и заканчивается, когда достигнут экономический предел эксплуатации, т.е. когда скважина или залежь закрыты как непродуктивные, так как стоимость добычи нефти становится выше, чем ее продажная цена. Продолжительность этого периода может быть самой различной - от нескольких лет для залежей небольших или характеризующихся затрудненной и дорогостоящей эксплуатацией до многих десятилетий. Некоторые месторождения в Пенсильвании и Западной Виргинии разрабатываются непрерывно в течение 75 лет или более. Однако большая часть месторождений, разрабатывавшихся в прошлом, достигали максимального уровня добычи как в результате фонтанирования, так и насосно-компрессорной эксплуатации в течение первых нескольких лет, когда начальные дебиты были наиболее высокими и месторождения интенсивно разбуривались. После этого добыча, как правило, снижалась и месторождения забрасывались через 15-25 лет. Период разработки залежи, когда эксплуатация скважин остается рентабельной при использовании только пластовой энергии (вместе с механическими способами эксплуатации - компрессорным, насосным и т.п.). называется периодом первичной разработки. При современных методах эксплуатации скважин предусматривается относительно низкий и равномерный темп отбора нефти в течение первых лет разработки, чтобы сохранить максимальное количество пластовой энергии для добычи нефти в течение последующих лет. Это способствует также сохранению пластовой энергии, продлению фонтанного периода эксплуатации скважин и повышению эффективности разработки месторождения. Экономически рентабельный срок разработки многих залежей, вошедших в эксплуатацию относительно недавно, по-види­мому, должен быть 50 лет или более.

 

Истощение пластовой энергии приводит к тому, что часть нефти остается в пласте. Природная энергия пласта уже не может обеспечить передвижение нефти к забоям скважин. В связи с этим, когда разработка залежи на естественном режиме

¹В советской нефтепромысловой геологии нет термина, аналогичного американскому термину stripper wells, stripper pools. По смыслу ‑ это скважины или залежи, эксплуатация которых близка к пределу рентабельности. - Прим. перев.

 

приближается к своему экономическому пределу, дальнейшее извлечение нефти возможно только с применением методов искусственного поддержания пластовой энергии, таких, как закачка в пласт воды, воздуха, газа, несмешивающихся жидкостей, подземное сжигание нефти или нагнетание пара и т. д. Запасы нефти в США, которые могут быть получены с помощью вторичных методов разработки, оцениваются более чем в 7 млрд. баррелей [51]. Оставшиеся запасы нефти в месторождениях штата Арканзас после применения первичных методов равны количеству нефти, извлеченной с помощью этих методов. На месторождении Брадфорд в Пенсильвании добыча нефти первичными методами составила 250 млн. баррелей. С помощью вторичных методов (законтурного заводнения) предполагается добыть еще 320 млн. баррелей, а к 1980 г. будет добыто 170 млн. баррелей. Однако и после этого в пласте останется не менее 800 млн. баррелей нефти, которая должна будет извлекаться уже какими-то «третичными» методами [52]. Непрерывный прогресс вторичных методов разработки месторождений позволяет рассчитывать на то, что и на месторождении Брадфорд, и на многих других месторождениях, попавших в разряд малорентабельных, большая часть остаточных запасов нефти в конце концов будет извлечена.

Эффективность заводнения определяется главным образом способностью воды вытеснять из пласта оставшуюся в нем нефть. Процесс в общем аналогичен тому, что происходит при естественном вытеснении нефти водой в случае водонапорного режима. Вода нагнетается в пласт через специальные скважины, расположенные в определенном порядке. Расстояние между этими скважинами зависит от ряда причин, в том числе от стоимости скважин и продажной цены на нефть, а также от величины конечной нефтеотдачи, которую предполагается достигнуть. Поступающая в пласт вода движется в направлении снижения гидравлического потенциала, увлекая за собой нефть, оставшуюся в порах при первичной добыче. Нефтенасыщенность перед фронтом движущейся воды возрастает, образуется «нефтяной вал», в конце концов достигающий эксплуатационных скважин. Однако количество воды, добываемой вместе с нефтью, постепенно увеличивается, и в конечном счете скважины дают чистую воду. Типичная эксплуатационная характеристика залежи в случае нагнетания воды в пласт приведена на фиг. 10-23.

Нагнетание газа или воздуха приводит к несколько иному эффекту. В этом случае «нефтяной вал» не образуется. Извлечению оставшейся в пласте нефти способствует повышение ее газонасыщенности: пузырьки газа или воздуха увлекают за собой нефть по более проницаемым зонам пласта. Кроме того, нагнетаемый под давлением газ в какой-то степени поддерживает пластовое давление, замедляет темп его снижения, т.е. увеличивает количество пластовой энергии, требующейся для максимального извлечения нефти. Этот газ, растворяясь в нефти, снижает также ее вязкость и способствует более свободному продвижению нефти по природному резервуару. Воздух-менее благоприятный агент для закачки в пласт, чем газ, вследствие высокого корродирующего воздействия на оборудование и способности взрываться при смешивании с газом. По мере увеличения количества закачиваемого в пласт газа величина газового фактора возрастает, а количество извлекаемой нефти уменьшается, пока в конечном счете скважины не перейдут полностью на газ. Нагнетание газа наиболее эффективно в случае высокой водонасыщенности пластов, в то время как заводнение более эффективно в пластах с низкой остаточной водонасыщенностью и высо­кой нефтенасыщенностью. Повышение нефтеотдачи может быть достигнуто и совместным или последовательным нагнетанием в истощенный пласт воды и газа. В лабораторных условиях испытывалось добавление к воде углекислого газа, не только как физического, но и как химического агента. При этом нефтеотдача значительно увеличивалась [53].

В последние годы интенсивно развивается новый метод извлечения остаточной нефти из истощенных пластов ‑ подземное горение [54]. Он заключается в нагнетании в пласт воздуха и последующем сжигании пластовой нефти в нагнетательных скважинах. Зажигание нефти производится с помощью забойных электро- или газовоспламенителей, а также химических реакций, дающих высокую температуру. На первых этапах горения в пласт может добавляться кислород. Когда пласт зажжен, аэрированный участок нагревается. Область нагрева движется по мере медленного перемещения фронта горения. Горящая нефть карбонизируется (обугливается)

Фиг. 10-23. Типичная характеристика разработки нефтяной залежи на месторождении Хейнсвилл в северной Луизиане (Akins, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 192, p. 242, Fig. 4, 1951).

Продуктивны известняки Петтит (мел). Закачка газа началась в январе 1945 г., а воды - в январе 1946 г. Эффект от применения вторичных методов разработки хорошо виден на кривых изменения газового фактора, пластового давления и добычи нефтп. 1 - начиная с этой даты, учет добычи попутного газа более точен; 2 - газовый фактор; 3 - забойное давление; 4 - начало закачки газа в пласт; 5 - ежемесячная добыча нефти (данные на 1 мая 1944 г.); 6 - начало централизованной (объединенной) эксплуатации всех участков месторождения; 7 - повышение мощности установки по закачке газа; 8 - начало закачкп в пласт воды; 9 - суммарная добыча нефти.

 

и становится основным топливом для этого фронта. Тепло и повышенное давление приводят к образованию «нефтяного вала», двигающегося в сторону эксплуатационных скважин.

Одним из многообещающих вариантов термальных методов воздействия на пласт является закачка горячей воды и пара [55]. Он заключается в подаче в пласт воды и пара достаточно высокой температуры - около 400°F (сообщается и о более высоких температурах нагнетания - до 700°F). Извлечение остаточной нефти происходит главным образом в результате увеличения ее подвижности при повышении температуры, а также вследствие теплового расширения нефти. Закачка горячей воды и пара производится периодически через определенные промежутки времени. Добыча нефти происходит либо через нагнетательные скважины во время их остановки, либо непрерывно - через эксплуатационные скважины.

Большая часть неглубоко залегающих залежей в США в настоящее время разрабатывается с помощью вторичных методов. Обычно применяется нагнетание газа или воды. Закачка воздуха применяется только в тех случаях, когда нет газа, а заводнение по каким-либо причинам невозможно. При прочих равных условиях заводнение оказывается обычно наиболее эффективным.

При особо благоприятных пластовых условиях практически вся извлекаемая нефть может быть извлечена только с помощью первичных методов, и необходимости в применении вторичных методов может не возникнуть. Нефть, получаемая в результате применения вторичных методов разработки, значительно более дорогая, чем нефть, добываемая с помощью первичных методов. Проект разработки новой залежи должен быть составлен так, чтобы максимальное количество нефти было получено с помощью первичных методов. Наиболее благоприятны условия для применения вторичных методов разработки, когда количество оставшейся в пласте нефти достаточно велико.