Геологічні і запаси нафти і газу, класифікація запасів нафти
Геологічні і запаси
Для початку трохи термінології. Вся нафта, яка фізично присутній в пласті-колекторі, становить геологічні запаси. По ряду причин, про які трохи далі ми розповімо детальніше, з пласта може бути залучена тільки частина геологічних запасів. Ця частина цілком очікувано називаетсяізвлекаемимі запасами. Ставлення видобутих запасів до геологічних або, що те ж саме, частка нафти, яка може бути з пласта витягнута, називається проектним коефіцієнтом вилучення нафти (КІН) або нафтовіддачі. Крім проектного, буває ще й поточний КІН - це частка геологічних запасів, яка на поточний момент вже здобута. Зрозуміло, що поточний КІН завжди менше, ніж проектний. Коли говорять про просто запасах без уточнення, геологічні вони або витягають, мова йде, як правило, про що витягають запасах. Коли говорять про просто КІН, мається на увазі проектний КІН.
Величина КІН залежить від багатьох чинників і на різних родовищах може бути дуже різною. Середнім вважається КІН близько 30-40%; таким чином, на середньому родовищі проектом передбачається назавжди залишити в пласті 60-70% нафти. КІН в районі 10-20% вважається дуже низьким, хоча для так званої нетрадиційної нафти це досить типові значення; тобто, тут в пласті залишається 80-90% нафти. КІН вище 50% - дуже високий і зустрічається досить рідко.
У великій мірі величина КІН залежить від методів розробки, які застосовуються на конкретному родовищі. Методи розробки бувають первинні, вторинні і третинні. Під первинними методами мається на увазі розробка родовища, при якій нафта з пласта виходить під природним тиском. Початковий пластовий тиск існує майже завжди і обумовлено, в основному, тим, що поклади знаходяться глибоко під землею. Після розтину поклади свердловинами, у міру зниження пластового тиску, відбувається просте розширення нафти, а також містяться разом з нею в поклади води і газу. Обсяг нафти, який не поміщається в пласті-колекторі після розширення - це і є видобутий обсяг. Таким шляхом можна добути в середньому всього близько 10% геологічних запасів. Власне кажучи, у нетрадиційної нафти буває такий низький КІН саме тому, що її часто добувають тільки первинними методами.
Вторинними методами називають закачування в пласт води або газу через спеціальні нагнітальні свердловини. Цими методами вирішують два взаємопов'язані завдання: підтримати пластовий тиск, щоб не падали дебіти видобувних свердловин; а також забезпечити витіснення нафти з пласта до видобувних свердловин, щоб підвищити КІН. Типова нефтеотдача, що досягається при застосуванні вторинних методів - ті самі середні 30-40%.
Закачування води застосовується частіше, ніж закачування газу, так як вона, як правило, більш ефективна. Можна сказати, що сьогодні розробка родовищ нафти з заводнением - це стандартна технологія. Вона застосовується повсюдно вже кілька десятиліть і відпрацьована до дрібниць. Воду в пласт закачують зазвичай солону; беруть її в основному з досить глибоких водонасичених пластів, звідки її добувають спеціальними водозабірних свердловинами.
Закачка ж газу з метою підтримки пластового тиску дуже часто має і ще одну мету - утилізацію зайвого, непотрібного попутного нафтового газу, який не можна спалювати, нікому продати і нікуди прилаштувати. Іноді буває навіть важко сказати, яку з цих завдань (вторинна нефтеотдача або утилізація) при організації закачування газу вирішували в першу чергу.
Про теоретичних методах трохи пізніше, а поки подивимося, що відбувається в пласті при закачуванні води, і чому при цьому не витісняється 100% геологічних запасів нафти.
У пласті-колекторі, крім нафти, спочатку міститься також і значна кількість так званої зв'язаної води. Звичайне співвідношення цих рідин за обсягом - 70% нафти і 30% води. Нафта і вода в пласті не змішуються, в кожній окремо взятій порі між ними є чітка межа. При цьому вода зазвичай як би обволікає зерна гірської породи, а нафта знаходиться в центральних частинах пір і безпосередньо з гірською породою ніде не стикається.
У процесі видобутку нафти зв'язана вода спочатку нікуди не тече, вона нерухома, в силу хімічної і фізичної зв'язку з частинками гірської породи. Але, оскільки в пласт закачують воду, в порах її поступово стає все більше, а нафти - все менше. Вода вже не вся утримується гірською породою і може тепер переміщатися по пласту разом з нафтою. В результаті в видобувних свердловинах з'являється попутна вода.
Поровий простір дуже неоднорідний. Його можна уявити собі як безліч відносно широких пір, з'єднаних щодо вузькими поровимі каналами. Діаметр цих порових каналів дуже малий - близько однієї сотої міліметра, - тому в них дуже велике значення набуває капілярний тиск. Як ми пам'ятаємо, з гірською породою стикається вода, а не нафта. Тому, у міру того як води стає все більше, рано чи пізно настає момент, коли в вузьких порових каналах залишається тільки одна вода, а крапельки нафти опиняються в широких частинах пір (див. Малюнок).
До заводненія.После заводнення.
Капілярний защемлення краплі нафти перед поровим каналом. Чим менше радіус кривизни поверхні розділу фаз (нафти і води), тим вище капілярний тиск. У поровом каналі радіус кривизни менше внаслідок малого діаметра самого порового каналу. Різниця капілярного тиску на початку і в кінці краплі перевищує припадає на її довжину перепад тиску, який створюється експлуатацією пласта. В результаті капілярні сили не дозволяють краплі пройти через порові канал.
Замкнені в порах крапельки нафти являють собою, так звану залишкову нафту, яку фізично неможливо витіснити з пласта методом заводнення. Частка нафти, яку заводнением витіснити можна, називається коефіцієнтом витіснення. Він змінюється в широких межах, але в середньому дорівнює приблизно 60-70%.
Справедливості заради треба відзначити, що все вищеописане вірно для гідрофільних пластів, тобто таких, в яких гірська порода змочується водою. У гідрофобних же пластах все навпаки - нафта обволікає зерна гірської породи, а вода знаходиться в центральних частинах широких пір. У сенсі нафтовіддачі це нічого принципово не змінює: частина нафти все одно фізично неможливо витягти заводнением, тільки утримується вона на цей раз не капілярним тиском, а хімічними і фізичними зв'язками з частинками гірської породи, в контакті з якими знаходиться.
Частина пласта, в якій витіснення нафти водою завершено, називається «промитої». Ще одна важлива причина, по якій КІН не досягає 100%, полягає в тому, що при заводнении не всі частини поклади промиваються однаково добре. По-перше, що закачується вода йде здебільшого по прямій лінії від нагнітальної свердловини до добувної. Чим далі в бік від цієї лінії, тим повільніше і гірше промивається пласт. По-друге, пласт неоднорідний, він може бути розбитий на проникні пропластки, розділені непроникними породами. При цьому окремі проникні пропластки часто невеликі за площею, і через це не всі потрібні свердловини в нього потрапляють. Якщо пропласток розкритий нагнетательной свердловиною, а добувної - немає (або навпаки), то промиватися він не буде. По-третє, вода важче нафти, і тому має схильність «сповзати» в нижню частину пласта. Верхня частина пласта в результаті залишається Непромитий.
Частка пластового обсягу, яка промивається при заводнении, називається коефіцієнтом охоплення. Типове його значення - близько 50-60%.
Проектний коефіцієнт вилучення нафти при заводнении розраховується як добуток коефіцієнта витіснення і коефіцієнта охоплення. Взявши наведені вище типові значення цих коефіцієнтів, неважко порахувати типове значення нафтовіддачі - від 30 до 42%, що збігається з раніше згаданим середнім КІН.
Третинними методами розробки вважаються будь-які методи, спрямовані на подальше збільшення КІН після вторинних методів. Вони дуже різноманітні, але більш-менш широке застосування на сьогоднішній день знайшли з них тільки теплові та газові.
Теплові методи застосовуються для розробки покладів високов'язких нафт, які зазвичай відносять до тих, які важко або нетрадиційним запасам. Тому особливо великий нафтовіддачі з цими методами не буває. Полягають вони в закачуванні в пласт гарячої води або водяної пари: завдяки високій температурі в'язкість нафти знижується і її стає значно легше добувати. Як бачимо, теплові методи, по суті, є модифікацією заводнення - вторинного методу розробки.
Газові методи в основному застосовуються на покладах традиційної нафти для збільшення нафтовіддачі при заводнении. Тут зазвичай також йде закачування води, але через певні регулярні інтервали часу вона змінюється закачуванням газу в ті ж нагнітальні свердловини, а потім знову поновлюється закачування води. Таким чином, тут ми теж бачимо модифікацію заводнення. Газ при цьому закачується не будь-який: він повинен змішуватися з пластової нафтою, тобто вони повинні добре розчинятися один в одному. Без цієї умови збільшення нафтовіддачі не вийде.
Як ми пам'ятаємо, в промитої заводнением частини пласта залишкова нафта міститься у вигляді ізольованих крапельок, утримуваних на місці капілярним тиском. Коли добре змішується з нафтою газ проходить через поровий простір, частина цього газу розчиняється в нафті. В результаті крапельки нафти сильно збільшуються в обсязі і можуть знову з'єднатися один з одним. Нафта знову знаходить рухливість і починає переміщатися до видобувних свердловин. Згодом газу стає все більше і вже швидше крапельки нафти розчиняються в газі і захоплюються разом з ним до видобувних свердловин.
Доизвлечения залишкової капілярно затисненої нафти за допомогою газових методів.
З опису газових методів зрозуміло, що з їх допомогою, теоретично, можна домогтися майже стовідсоткового коефіцієнта витіснення. Нафта і закачується газ в пласті змішуються і видобуваються разом. На поверхні нафту відділяється, а газ знову закачується в пласт, де знову змішується з нафтою і т. Д. У видобутої суміші нафти з газом поступово стає все більше газу і все менше нафти; здавалося б, можливо довести процес до того, що нафти в пласті майже не залишиться.
Однак практично газові методи дають додатково всього близько 5-10% додаткової нафтовіддачі, тобто КІН збільшується з 30-40% при звичайному заводнении до 40-45%. Це істотно, але кардинально ситуацію з навіки залишеними під землею запасами не змінює.
Інші види теоретичних методів досі не вийшли за рамки досвідчених робіт, і, цілком ймовірно, багато хто з них ніколи і не вийдуть. Поширеність теплових і газових методів насправді теж не дуже велика. Як вже говорилося, теплові методи прив'язані до нетрадиційних високов'язкого запасам. З газовими ж методами основна складність - підібрати джерело газу. Закачувати можна або вуглеводневий газ, який взагалі-то і сам по собі - цінний енергоносій; або вуглекислий газ, який потрібно ще знайти десь неподалік. Деякі поклади природного газу містять великий відсоток вуглекислоти, яку можна відокремлювати і направляти на нафтове родовище для закачування, але є такі поклади далеко не скрізь.