Методы повышения извлекаемых запасов нефти

Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:

 

.

 

Обычно для нефтяных месторождений  остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ = 6 - 35% (пласт считается  созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность в среднем (SВ) < 25%; нефтенасыщенность: SН = 65 - 94%, в зависимости  от "созревания" пласта.

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (Sнасыщ = 1) или 100%. То есть, для нефтяных месторождений  справедливо следующее соотношение:

 

SН + SВ = 1.

 

Для газонефтяных месторождений:

 

SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH).

 

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу (см. раздел лаборат. практикума).

Фазовая (эффективная), относительная  проницаемости, насыщенность горных пород  определяются экспериментально. Опытами  установлено, что в зависимости  от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (рис. 7).

Вершины треугольника соответствуют  стопроцентному насыщению породы одной  из фаз; стороны, противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области  одно-, двух-, и трёхфазного потока.

При водонасыщенности до 25% нефте- и  газонасыщенность пород максимальная: 45-75%, а относительная фазовая  проницаемость для воды равна  нулю. При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для  нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в  пласте стремится к нулю.

При газонасыщенности меньше 10% и нефтенасыщенности  меньше 23% в потоке будет практически  одна вода. При газонасыщенности меньше 10% движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33 –35% фильтроваться будет один газ.

При нефтенасыщенности меньше 23% движение нефти не будет происходить. При  содержании воды от 20 до 30% и газа от 10 до 18% фильтроваться может только одна нефть.

Заштрихованные промежуточные  области, примыкающие к сторонам треугольника, отвечают двухфазным потокам: газ – вода, газ – нефть, вода – нефть.

Область совместного движения в  потоке всех трех фаз выделена двойной  штриховкой. Для несцементированных песков она находится в следующих  пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%.

 

Рис. 7. Области распространения  одно-, двух- и трёхфазного потоков:

1. – 5% воды; 2. – 5% нефти; 3. – 5% газа.

4. Методы повышения извлекаемых  запасов нефти

 

Увеличение нефтеотдачи пластов  — сложная проблема, для решения  которой используется опыт, накопленный  во всех областях нефтепромыслового  дела. Извлекаемые запасы нефти и  газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с  учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при  регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения  равномерности выработки различных  частей залежей. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия  на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля  притока нефти и газа и т. д.

За многолетнюю практику разработки нефтяных месторождений предложено множество методов и технологических  приемов, позволяющих увеличить  отбор нефти из пород. Далее рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, основанные на тех или иных физических явлениях, изученных в предыдущих разделах.

Увеличения нефтеотдачи пластов  можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные  физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора.

Как мы уже видели, 'вода значительно  лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому везде, где  это целесообразно по геологическим  условиям и экономическим соображениям, необходимо создавать естественный или искусственный водонапорный режим вытеснения. Искусственно поддерживаемый водонапорный режим в залежи создают  путем нагнетания воды с поверхности  в пласт за контур нефтеносности  или же в нефтяную часть пласта. Эффективность заводнения еще более  повышается при добавлении в нагнетаемую  в пласт воду специальных веществ, в результате чего улучшаются ее нефтевытесняющие свойства.

Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт  воды или свободного газа, а также  методы восполнения энергии в  месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные  методы добычи нефти) не позволяют извлекать  все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов  увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности, большая часть которых  описана в предыдущих главах.

Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые  методы увеличения нефтеотдачи пластов  основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой  нефти.

Как известно, даже тяжелые битумы хорошо растворяются в некоторых  легких углеводородных растворителях. Например, бензин или жидкий пропан способны удалять из пористой среды  практически всю нефть. Это свойство растворителей используется для  разработки методов увеличения нефтеотдачи  путем нагнетания в пласт сжиженных  газов.

В лабораторных условиях и во время  промышленных испытаний получили хорошие  результаты при использовании многих других способов увеличения нефтеотдачи (нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами, стабилизированными поверхностно-активными веществами, метод внутрипластового горения  нефти и т. д.).

В лабораторных условиях изучаются  также электрические, ультразвуковые, вибрационные способы воздействия  на пласт.

Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физико-химии пласта и законов  движения жидкостей в пористой среде  приведет в будущем к получению  новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных на новых  физических принципах.

В качестве примера приложения теоретических  основ физики нефтяного пласта к  нефтепромысловой практике рассмотрим физические основы некоторых методов  увеличения нефтеотдачи пластов.

4.1 Обработка поверхностно-активными  веществами

 

Необходимых изменений поверхностных  и смачивающих свойств жидкостей  и характеристик поверхностей раздела  пластовой системы в зоне их контакта в пористой среде можно добиться с помощью добавок поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Молекулы большинства ПАВ состоят  из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством  на одном конце молекул и гидрофильных полярных групп с высоким сродством  на другом. По химическому признаку все ПАВ классифицируются на анионо-активные, катионо-активные и неионогенные вещества.

Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в состав аниона, образующегося в водном растворе, соединение относят к анионо-активным веществам. Типичный анионный ПАВ стеарат  натрия, в водном растворе которого образуются ионы Na+, и стсарат-анионы С17Н35СОО" с длинными цепями. Соответственно катионо-обменные вещества образуют в  водных растворах катионы, содержащие длинные цепи угле. водородных радикалов. В неионогенных веществах не содержатся неионизирующиеся гидрофильные конечные группы. Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразным строением их молекул, которые имеют асимметричную (дифильную) структуру, состоящую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в воде частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или алк'илариль-ный радикал, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевый или пропиленгликолевый остаток. Общая формула этих веществ:

 

R = CH2CH2OCH3CHaO. . .СН2СН3ОН,

где R может быть органической группой, например СбН4О-, СОО-, CONH-, CON- или атомом кислорода, серы и т. д.

В лабораторных условиях испытано влияние  на нефтеотдачу добавок в воду значительного количества поверхностно-активных веществ: неионогенных — типов ОП-10 и КАУФЭк (оксиэтилированные алкилфенолы), анионо-активных — НЧК, сульфонол, НП-1, азолят А, азолят Б, «Прогресс» (натриевая  соль алкилсульфосоединений), а также  катионо-активные ПАВ. Лучшие результаты при вытеснении нефти получают с  применением растворов неионогенных ПАВ. Установлено также, что ионогенные поверхностно-активные вещества адсорбируются  на поверхностях минералов больше, чем неионогенные.

Применять ПАВ в промышленности для улучшения нефтевымывающих  свойств вод затруднительно вследствие адсорбции их огромной поверхностью пород. В зоне же водонефтяного контакта концентрация ПАВ понижается и действие их уменьшается. Следует, однако, учитывать, что при фильтрации чистой воды в  дальнейшем происходят также процессы десорбции. Кроме того, установлено, что адсорбция не одинакова по всему пласту. Фронт предельной адсорбции  ПАВ (т.е. равновесной, более не увеличивающейся  адсорбции) отстает от фронта нагнетаемого раствора. Причем это отставание настолько  велико, что к концу разработки далеко не будет достигнут предел адсорбции по всему пласту. Наконец, полной потери ПАВ вследствие адсорбции, по-видимому, можно избежать, если вводить  в пласт первые порции воды с повышенным содержанием поверхностно-активных веществ, которые будут в дальнейшем продвигаться по пласту необработанными  пресными водами (метод оторочки).

Некоторые исследователи полагают, что вследствие возникновения перед  нагнетаемым в нефтяную часть  пласта раствором ПАВ вала остаточной воды, которая, как известно, во многих месторождениях представляет собой  концентрированный раствор солей, применение ПАВ не дает положительных  результатов. Предполагается, что нефть  при этом вытесняется не растворами ПАВ, нагнетаемыми в пласт, а оторочкой  минерализованной хлоридами воды с  плохими нефтевымывающими свойствами; Многие исследователи, однако; считают  такой довод недостаточно обоснованным. Некоторые пласты содержат незначительное количество остаточной воды (4—6 % от объема пор), и быстрое образование вала при этом затрудняется. Наконец, установлено, что даже если образуется вал остаточной воды при значительном ее содержании в пласте (20—30 % от объема пор), вода перемешивается с нагнетаемой в  пласт и обработанной ПАВ. В таком  случае нефтевымывающие свойства смесей оказываются достаточно хорошими. Все  это позволяет считать метод  заводнения пластов растворами ПАВ  одним из средств увеличения нефтеотдачи  пластов.

В настоящее время ведутся промышленные опыты по нагнетанию растворов ПАВ  в пласт.

 

4.2 Полиокреламиды

 

Одна из основных причин низкой эффективности  вытеснения нефти из коллекторов  неоднородность их физических свойств, в результате которой охват пласта заводнением оказывается невысоким. Увеличение вязкости нефти сопровождается снижением охвата пласта вытесняющим  агентом. Идея использования полимеров для повышения эффективности процесса заводнения основана на способности их водных растворов даже при низкой концентрации полимера значительно снижать соотношение вязкости нефти и воды и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта, В качестве добавок к воде (загустителей) используются полиакриламид (ПАА) и другие полимеры. с массовой долей, равной 0,05— 0,7%. Эти вещества представляют собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул в виде длинных цепочек, клубков и спиралей. Полиакриламид представляет собой сополимер акриламида, акриловой кислоты и ее солей:

В щелочной воде амидные группы полиакриламида подвергаются гидролизу, интенсивность  которого в значительной степени  оказывает влияние на свойства растворов  ПАА:

Гидролизованный ПАА в воде диссоциируется, отщепляя ка-тиоцы. Образующиеся при  этом отрицательные заряды вдоль  молекул способствуют получению  длинных растянутых макромолекул вещества (под влиянием кулоновых сил отталкивания между заряженными группами в  цепи. Эти растянутые цепочкообразные  молекулы способствуют значительному  повышению вязкости воды при малой  концентрации ПАА.

Вязкостные свойства растворов  полимеров зависят от концентрации вещества, свойств и состава растворителя, степени гидролиза ПАА.

По реологическим характеристикам  растворы полимеров относятся к  неньютоновским жидкостям, т. е. зависимость  между скоростью их течения и  градиентом давления нелинейна. По характеру  течения растворы полимеров проявляют  себя как псевдопластики и как  псевдодилатантные жидкости.

В значительной степени вязкость растворов  полимеров зависит от состава  и концентрации солей — добавка  солей NaCl, CaCU, MgCb, FeCl3 значительно снижает  их вязкость, причем с увеличением  валентности катиона интенсивность  понижения вязкости возрастает. При  концентрациях полимера 0,5—1,0% вязкость раствора мало зависит от его минерализации.

Фильтрация растворов полимера в пористой среде характеризуется  в отличие от чистых жидкостей  специфическими особенностями. Расход жидкости при стационарном перепаде устанавливается через длительное время для этого необходимо прокачать  через пористую среду несколько  поровых объемов раствора полимера. При этом оказывается, что проводимость пористой среды для раствора полимера уменьшается более значительно, чем это можно было ожидать  от увеличения его вязкости по сравнению  с вязкостью воды.