Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов

На стадии промышленного испытания и промышленного внед­рения методов увеличения нефтеотдачи пластов возникает проблема эффективного их применения. Объективно вопрос формулируется так: какой наиболее существенно повышающий извлекаемые за­пасы и уровень добычи нефти при благоприятных экономических показателях метод увеличения нефтеотдачи пластов необходимо выбрать для конкретного нефтяного месторождения (залежи) с определенными геолого-физическими свойствами и условиями разработки? Ответить на этот вопрос всегда не просто, так как для любого месторождения (залежи) могут оказаться применимыми несколько методов. Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать следующее:

нефтенасыщенность (водогазонасыщенность) пластов или сте­пень их истощения, заводнения;

свойства нефти и пластовой воды - вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей;

коллектор и его свойства - песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчле­ненность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав;

расположение и техническое состояние пробуренных скважин;

наличие материально-технических средств, их качество, харак­теристику,стоимость;

отпускную цену на нефть;

потребность в увеличении добычи нефти.

Их совокупность создает многовариантную задачу, которая ре­шается лишь при специальных конкретных изучении и технико-экономическом анализе с ограничениями (требованиями), задан­ными заранее. Первые три качественных условия (физико-геологи­ческие свойства пластов, нефти и воды) очень сильно, но неодно­значно определяют целесообразный метод увеличения нефтеотдачи пластов (табл. 3).

На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеот­дачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоп­лены достаточно обширные знания и представления о количествен­ных критериях, характеризующих свойства пластовой нефти, воды и пластов, для успешного их применения (табл. 4 и 5).

Их анализ позволяет отметить некоторые характерные, общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов.

1. Трещиноватость пластов. Предельная неоднород­ность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорого­стоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерацио­нальное использование. Как отмечалось, объем трещин не превышает 1,5-2 % от общего объема пор пластов, а гидропроводность их может достигать 60-80 % от общей гидропроводности пластов. Поэтому в сильнотрещиноватых пластах при низком охвате рабочим агентом и малой дополнительной добыче нефти наступает предел экономической рентабельности процесса, даже при неоправданных затратах.

2. Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть, обладающую в 20 - 100 раз более высокой проводимостью, чем нефтенасыщенная часть. В результате, как и в трещиноватом пласте, происходит неэф­фективный расход рабочих агентов.