Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава V
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕ-ГАЗО-КОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТОВ
§ I. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА НЕФТЕОТДАЧУ
В зависимости от причин, вызывающих низкую нефтеотдачу большинства коллекторов, отметим следующие виды остаточной нефти:
а) нефть в пропластках и линзах пород, не вскрытых скважинами';
б) нефть, оставшаяся в зоне проникновения вытесняющих агентов (нагнетаемой и пластовой воды или газа), слабо промытых и совсем не тронутых целиках и участках различного размера, не охваченных воздействием вследствие неоднородного строения и состава пород и неравномерного продвижения фронта вытеснения;
в) пленочная и капиллярно-удержанная нефть, оставшаяся позади фронта вытеснения в капиллярных каналах.
Зависимость нефтеотдачи ц от свойств пластовых систем и условий вытеснения нефти в общем виде можно представить следующим образом:
Т) = ЛвскрЛохв'Чвыт, (V.I)
где Явскр — коэффициент, учитывающий долю объема продуктивных пластов, вскрытых скважинами; г)ох„ — коэффициент, учитывающий полноту охвата пластов воздействием рабочим агентом в зоне его продвижения; г|ВЫт — коэффициент вытеснения, определяемый экспериментальным путем по результатам вытеснения нефти из образцов породы (кернов) или модельных пористых сред в лаборатории теми же рабочими агентами, которые действуют в залежи.
Здесь VBCKP — объем нефтенасыщенных пластов, вскрытых скважинами и соединенных с ними; У3ал — весь нефтенасыщенный объем залежи.
Т|охВ = ^/КВОЗд, (V.3)
где V — фактический объем участков залежи, подвергнувшихся воздействию рабочим агентом; УВОзл — полный объем нефтена-
106
сыщенных участков залежи, подвергнутых воздействию рабочими агентами.
Чвыт = Ун — Квит/Ун, (V-4)
где Увыт — объем остаточной пленочной и капиллярно-удержанной нефти в образце пористой среды (после полного удаления рабочим агентом извлекаемой части нефти); V» — начальный объем нефти в образце породы.
Для получения достоверных данных при моделировании процесса должны быть соблюдены условия подобия модели реальному пласту (гидродинамическое, геометрическое, физико-химическое подобие и т. д.). Фактически модель всегда сильно отличается по своей геометрии, размерам и другим свойствам от реального пласта. Поэтому в лабораторных условиях возможно моделирование процессов вытеснения нефти лишь с соблюдением приближенных условий подобия. При этом следует уделять особое внимание подобию физических и физико-химических параметров модели и натуры, а также гидродинамических условий вытеснения, так как коэффициент вытеснения т]выт зависит в основном от этих характеристик процесса.
Подобие условий проведения опытов натурным означает равенство в модели и в натуре безразмерных комплексов, составленных из величин, определяющих результаты процесса. Во время моделирования вытеснения для оценки т|Выт приближенное подобие физических, физико-химических и гидродинамических условий этого процесса соблюдается при равенстве в модели и в натуре безразмерных критериев:
г т г 1 Рк в COS 6 /т т е,
- ; (V.5)
Д.Р Др
[Я2]нат = [Л2]мод = — - - — — = . (V.6)
k \ grad p\ k\ Др/AL |
где РК — осредненное капиллярное давление, развиваемое в порах менисками на границе нефти с вытесняющим агентом; Др — перепад давления на моделируемом участке длиной AL пористой среды; 0 — угол избирательного смачивания; т — пористость; k — проницаемость; о — поверхностное натяжение нефти на границе с вытесняющим агентом.
В реальных условиях величина п\ мала, так как значение Др (например, Др между нагнетательным и эксплуатационным рядами) значительно превышает рк. Следовательно, при использовании естественных кернов и пластовых жидкостей для достижения пластовых значений Л] в модели необходимы очень высокие депрессии Др. Но это не допускается условием (V.6), по которому модели (при работе с естественными кернами и нефтью), как и в натуре, должны быть соблюдены одинаковые градиенты давлений Др/Д?, которые в реальных условиях, как
107
правило, невелики. Поэтому реализовать в модели одновременно
пластовые значения щ и яз затруднительно. Как уже было упомянуто, это можно преодолеть путем постановки опытов в условиях приближенного подобия. Установлено, что изменение я, интенсивно влияет на результаты вытеснения нефти лишь до определенного значения этого критерия. Такое его свойство используют для установления приближенных условий подобия. В опытах по вытеснению нефти водой и газом обычно не соблюдают пластовых значений п\ и Л2, а ограничиваются теми же значениями, при которых интенсивность изменения нефтеотдачи незначительна. По данным Д. А. Эфроса и В. П. Оноприенко, приближенные условия подобия при вытеснении нефти водой соблюдаются при щ<0,6 и л.2^0,5- 106.
Следует учитывать, что если нарушаются упомянутые условия, то получаемые результаты не будут приближаться к пластовым. Допустим, опыт поставлен для достижения реальных скоростей вытеснения нефти водой на кернах незначительной длины при Др^рк и jii^l. Тогда будет воспроизводиться процесс капиллярного впитывания воды в керн, а не процесс вытеснения нефти из пористой среды водой под влиянием внешнего давления, как в пласте. В реальном пласте капиллярные силы лишь накладываются на внешние, действующие в нем, и не являются источником главных сил, под влиянием которых фильтруются жидкости и газы. С целью приближения п\ и п% к допустимым значениям увеличивают длину модели пласта' (используют составные пористые среды из пришлифованных друг к другу кусочков керна, искусственные пористые среды и т. д.).
Коэффициент вытеснения г|ВыТ в естественных условиях редко превышает 0,6—0,7. Незначительная проницаемость пород, высокое соотношение вязкости нефти и воды (ц0=-^
\ Ив
глинистость пород, широкий диапазон изменения пор по размерам, шероховатость поверхности зерен минералов (полимик-товые породы), высокое содержание асфальтенов и смол в нефти способствуют снижению значений т]Выт. Низкие значения поверхностного натяжения нефти на границе с водой, высокие моющие свойства вод способствуют повышению нефтеотдачи. Вода лучше вытесняет нефть из породы, чем газ.
Коэффициенты TJOXB и г]вскр определяют обычно по результатам бурения скважин, геологическими методами анализа строения пластов с широким привлечением геофизических исследований разрезов скважин, а также по результатам разработки залежи. Очевидно, что значения этих коэффициентов определяются сложностью строения залежи, степенью и характером неоднородности коллекторских свойств пород, числом пробуренных скважин, схемой их расстановки, плотностью сетки скважин, режимом и схемой разработки залежи.
108
Коэффициент охвата TIOXB зависит также от соотношения вязкостей нефти и воды |Л0, физико-химических свойств пластовых жидкостей; темпов их отбора из пласта. Считается, что в неоднородных пластах с увеличением скоростей отбора (что достигается за счет повышения градиентов давлений) коэффициент охвата пласта воздействием возрастает вследствие включения в разработку малопроницаемых пропластков, из которых при малых депрессиях давления не было притока нефти. Возрастает в этом случае также интенсивность перетоков нефти из малопроницаемых пластов в высокопроницаемые. С увеличением давления нагнетания часто возрастает число участков пласта, принимающих воду.
Промысловый опыт показывает, что с увеличением темпов отбора жидкости из пласта возрастают коэффициент использования запасов прежде всего за счет увеличения коэффициента г|оха и коэффициент вытеснения т]Выт. Однако, по данным «Гипровостокнефти», при высокой проницаемости пластов сравнительно однородного строения в процессе вытеснения нефти высокоминерализованными водами нефтеотдача мало зависит от темпов отбора жидкости. Считается также, что в случае сильнотрещиноватых пород с высокой проницаемостью трещин и при незначительных скоростях продвижения водонефтяного контакта в процессе капиллярного впитывания воды из трещин в блоки вытесняется больше нефти, чем при высоких скоростях нагнетания воды.
Плотность сетки скважин в случае сложно построенных залежей с высокой степенью неоднородности и коллекторских свойств определяется коэффициентами цоха и т}ВскР. В таких залежах ее уменьшают до 4—6 га на 1 скважину (т. е. расстояние между ними снижается до 200—300 м) для охвата и вскрытия основных продуктивных линз и пропластков, что сопровождается увеличением расходов. Поэтому этот параметр выбирают на основе геологического, гидродинамического и технико-экономического анализа нескольких вариантов разработки. При этом первостепенное значение приобретает ранняя диагностика характеристик и строения неоднородного пласта.
Нефтеотдача также зависит и от ряда других факторов — от температуры в залежи, качества вскрытия пласта, от начальной нефтеводогазонасыщенности пор пласта, от степени и характера механических изменений перового пространства коллекторов под влиянием возрастающего (по мере падения пластового давления) эффективного напряжения и т. д. Следовательно, проблема кардинального повышения нефтеотдачи пластов— комплексная: она может быть решена с учетом всех основных факторов, формирующих нефтеотдачу в данной конкретной залежи с таким расчетом, чтобы принимаемые меры приводили к повышению коэффициентов -г^хв, Лвскр, т|выт. Причем выбор основных направлений разработки, видов и средств
109
воздействия на залежь должен базироваться на результатах раннего прогнозирования ожидаемых значений упомянутых коэффициентов при разных системах разработки.
При выборе методов повышения нефтеотдачи следует исходить из учета основных видов остаточной нефти, формированию которых способствуют геологические условия конкретной залежи и принимаемая для внедрения система разработки. Можно предполагать, что в большинстве залежей нефти со средними и хорошими коллекторскими свойствами (?^5=0,2— 0,3 мкм2, т^14—15%) и при соотношении вязкости нефти и воды цо<Ю к основным причинам низкой нефтеотдачи относятся факторы, связанные с низким охватом пласта воздействием вытесняющими агентами (г|0хв, ЛВСКР). Основная остаточная нефть находится в микро- и макроцеликах; непромытых тупиковых зонах; в областях, экранированных непроницаемыми границами; в пропластках, линзах и участках пласта, не вскрытых скважинами. Коэффициент же вытеснения нефти г|Выт в этих залежах собственными пластовыми водами достигает 0,65—0,7, т. е. физико-химические, нефтевытесняющие свойства собственных пластовых вод весьма высоки и капиллярно-удержанная и пленочная нефть в большинстве" случаев не основные виды остаточной нефти. Как будет показано ниже, значительная часть разрабатываемых методов повышения нефтеотдачи направлена в основном на увеличение коэффициента вытеснения т^ыт и в меньшей степени решает задачу повышения коэффициентов охвата пластов воздействием. Поэтому важнейшая проблема нефтедобывающей промышленности заключается в разработке методик ранней (до бурения основной части фонда скважин) диагностики подробного строения коллекторов, видов и характера их неоднородности с тем, чтобы меньшим фондом скважин охватить изолированные пропластки и линзы и принять другие меры, позволяющие увеличить охват залежи воздействием. Для этого необходимо совершенствовать теорию и практику раннего изучения строения пластов методами гидропрослушивания, развивать геологические и геофизические методы изучения вещественного состава и строения залежей на ранней стадии их разработки.
§ 2. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Пути повышения эффективности заводнения
Заводнение как средство поддержания пластового давления и искусственного воспроизведения наиболее благоприятного с точки зрения нефтеотдачи водонапорного режима вытеснения широко применяют на месторождениях нашей страны. Оно позволило значительно повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с режимом растворенного газа). Но в настоящее время
ПО
обычное заводнение практически уже исчерпало свои возможности и для повышения его эффективности разрабатываются новые, >более совершеннные его виды. Теоретические изыскания основаны на поиске и обосновании в каждом конкретном случае наиболее эффективных регулируемых параметров процесса заводнения."К ним относятся: скорость (давление) нагнетания воды залежь, поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, ее смачивающие свойства, вязкость, плотность и температура. Задача заключается в выборе этих регулируемых технологических характеристик процесса заводнения с учетом особенностей специфики геолого-физических характеристик каждой залежи таким образом, чтобы обеспечивались максимальные значения коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием. Конкретные меры, способствующие повышению эффективности заводнения, вытекают из анализа факторов, влияющих на коэффициенты вытеснения и охвата. Как было упомянуто, уменьшение капиллярных сил и повышение моющих свойств воды способствуют увеличению коэффициента вытеснения. Поэтому для улучшения качества нагнетаемой воды в нее добавляют водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), способствующие снижению поверхностного натяжения (а) воды на границе с нефтью и улучшающие смачивающие и моющие свойства вод. Качество их как добавок в воду характеризуется несколькими основными показателями — поверхностной активностью на границе раздела нефть — вода, степенью предельной адсорбции на поверхности минералов пласта, остаточным поверхностным натяжением нефти на границе с водой при повышенных концентрациях ПАВ в воде, скоростью диффузии и некоторыми другими (биоразлагаемость в аэробных условиях, способность к десорбции, эмульгирующие свойства и т. д.).
На рис. V.1 приведены типичные изотермы поверхностного натяжения нефти на границе с различными растворами ПАВ в зависимости от их концентрации С в воде. Поверхностная активность ПАВ характеризует скорость снижения о при изменении концентрации С. Для начальных условий
дС
(V.7)
С увеличением поверхностной активности G0 необходима меньшая концентрация ПАВ для снижения а до заданной величины.
Oj ВЛ B,t} Of
Концентрации ЛА8. %
Рис. V.I. Изотермы поверхностного натяжения нефти на графике с водными растворами ПАВ в зависимости от их концентрации
111
Опыты показывают, что для вытеснения остаточной нефти из гранулярных коллекторов требуется значительное снижение капиллярных сил, что достигается снижением а до 0,001 — 0,005 мН/м. Следовательно, для этой цели более пригодны ПАВ, изотерма которых изображается кривой 2 (см. рис. V.I). ПАВы с изотермой типа / могут способствовать повышению нефтеотдачи в тех случаях, когда необходимо интенсифицировать для этого процессы капиллярного впитывания воды в породу (в блоки). Недостаток ПАВ как средств повышения нефтеотдачи заключается в их значительной адсорбции на поверхности минералов. Для ПАВ типа ОП-10 предельная адсорбция на кварцевом песке достигает 0,69 мг на 1 г породы. Поэтому при нагнетании, например, в разрезающий ряд скважин даже с повышенной концентрацией ПАВ последние оседают на стенках поровых каналов позади фронта вытеснения и нефть вымывается водой, практически не содержащей поверхностно-активных компонентов.
Как было упомянуто, растворы ПАВ с изотермой поверхностного натяжения типа / (см. рис. V.1) способны развивать в пористой среде на границе с нефтью высокое капиллярное давление, несмотря на значительное снижение а при повышенных концентрациях поверхностно-активного вещества. Это связано с тем, что, как следует из формулы Лапласа, среднее капиллярное давление рк, развиваемое мениском в пористой среде, зависит не только от а, но и угла избирательного смачивания 6:
pK = 2acos9/r, (V.8)
где г — средний радиус пор:
г ~
Л/— • (V-9)
V т
Здесь k — проницаемость, т —пористость.
Многие ПАВ улучшают избирательную смачиваемость поверхности пород водой (т. е. они снижают угол (0)'. В этом случае кривые зависимости рк от концентрации С ПАВ могут иметь (вследствие интенсивной гидрофилизации поверхности пород при сравнительно малом снижении а) точку максимума. Следует особо подчеркнуть, что интенсивность процесса капиллярного проникновения воды в нефтенасыщенную породу (пропитка водой) недостаточно четко характеризуется величиной РК. Растворы ПАВ, снижающие а до значений, близких к нулю (т. е. при рк~0), способны весьма интенсивно проникать в нефтенасыщенную породу. Научно более обоснованно процессы капиллярного перераспределения жидкостей и газов в пористой среде трактуются на базе термодинамики поверхностных явлений. Интенсивность и направление их течения интерпретируются по работе адгезии, по данным калориметрических (тепловых) эффектов, наблюдающихся при вытеснении с поверхности одной жидкости другой.
112
Несмотря на недостаточную теоретическую ясность механизма проявления ПАВ в условиях реальных коллекторов, у нас и за рубежом проводят промышленные опыты по нагнетанию их растворов в пласт. По лабораторным данным добавка ПАВ в нагнетаемую воду может способствовать повышению коэффициента вытеснения на 5—6 %.
Щелочное заводнение. При взаимодействии нефтей (содержащих кислотные компоненты) со щелочными растворами образуются водорастворимые соли, являющиеся поверхностно-активными компонентами. Так, например, поверхностное натяжение Ярегской нефти на границе с 1 %-ным раствором NaOH снижается до 0,001 мН/м. В отличие от процесса нагнетания растворов ПАВ при щелочном заводнении последние формируются непосредственно на контакте нефти с раствором щелочи. Вследствие этого улучшаются моющие и нефтевытесняющие свойства вод. Установлено также, что при низких значениях о некоторые нефти способны спонтанно (практически самопроизвольно) образовывать эмульсии нефти в воде, имеющие повышенную вязкость. Считается, что, направляясь в первую очередь по путям с наименьшим фильтрационным сопротивлением, они забивают их, выравнивая таким -образом неоднородность фильтрационных полей, что сопровождается увеличением коэффициента охвата пластов заводнением. В процессе нагнетания щелочного раствора в нефтенасыщенную пористую среду вследствие взаимодействия с кислотными компонентами нефти и с некоторыми минералами концентрация щелочи на фронте вытеснения снижается. При этом образуются три зоны: обедненная щелочью; взаимодействия щелочи с кислотными компонентами нефти; область контакта щелочного раствора с нефтью, не содержащей кислотных компонентов. Для сохранения высокой активности раствора щелочи в скважины нагнетают оторочку с повышенным содержанием NaOH, которая затем продвигается по пласту под воздействием чистой воды. По лабораторным данным в результате щелочного заводнения нефтеотдача увеличивается на 5—15 %.
Полимерное заводнение —процесс, при котором в пласт нагнетается в виде оторочки водный раствор высокомолекулярного полимера, способствующего значительному повышению вязкости воды. Оторочка затем продвигается по пласту под воздействием обычной воды. Повышенная вязкость этой оторочки и специфическое строение полимерного раствора способствует увеличению коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием и снижению расхода обычной воды, необходимой для заводнения залежи. При добавлении в воду, например, полиакриламида (ПАА) концентрацией всего 0,05—0,06 % вязкость растворов может повышаться в несколько раз. Это связано со спецификой строения водорастворимых полимеров типа ПАА, молекулы которых имеют структуру ассоциатов
8 Заказ № 3597 _ ИЗ
цепочек, свернутых в клубки. Образуя в воде пространственные сетчатые структуры, они увеличивают ее вязкость и сокращают подвижность в пористой среде. Считается, что для успешного применения процесса объем оторочек растворов полимеров должен составлять 20—30 % от объема пор заводняемого участка. Порода должна при этом удерживать в порах не более 100 г полимера на 1 м3 пласта. По лабораторным данным вытеснение нефти раствором полиакриламида концентрацией 0,05 % приводит к увеличению нефтеотдачи на 5—10 %.
Использование пен.и эмульсий. При введении в пласт оторочек пен и эмульсий сокращается подвижность нагнетаемой воды, уменьшается водопроницаемость неоднородного пласта, возрастает коэффициент охвата т|0хв его воздействием. Пены, приготовленные с применением ПАВ-пенообразователей (типа 1, на рис. V.1), при нагнетании в неоднородную пористую среду в начальный период движутся в наиболее проницаемых направлениях, снижая проводимость пород и выравнивая ее с проводимостью в других направлениях. В результате этого увеличивается коэффициент охвата пластов воздействием. Защемленный в порах газ способствует снижению фазовой проницаемости пористой среды для воды. Аналогичен механизм увеличения нефтеотдачи в процессе нагнетания в пласт эмульсий нефти в растворах щелочей и ПАВ.
Вытеснение нефти горячей водой и паром— один из наиболее эффективных процессов ее извлечения. С повышением температуры в пласте снижается вязкость нефти, улучшаются моющие и нефтевытесняющие свойства воды, возрастают скорости капиллярного ее впитывания в нефтенасы-щенные блоки. Идея использования тепла для повышения нефтеотдачи впервые была высказана советскими учеными (А. Б. Шейнманом и К. К- Дубровай). При тепловой обработке пласта возникает проблема рентабельности этого процесса. Современные методы теплового воздействия позволяют снизить расход топлива на нагрев 1 м3 породы до 5—10 кг у. т.
Вместо сплошного прогрева пласта вначале в призабойной зоне нагнетанием теплоносителя создают высокотемпературную зону, которую затем продвигают в глубь пласта потоком воды с поверхностной температурой без затрат топлива. Объем и исходную температуру этой предварительно прогретой зоны выбирают по балансу тепла, необходимого для нагрева всей нагнетаемой воды до заданной температуры (60—90 °С) с учетом некоторых потерь тепла в кровлю и подошву пласта. При содержании в 1 м3 породы 100—120 кг нефти тепловые методы позволяют извлечь до, 80—90 кг вместо 50—60 кг нефти в процессе обычного заводнения. Тепловые методы воздействия применяют в залежах с высоковязкой нефтью (50—100 мПа-с).
Мицеллярное заводнение — процесс вытеснения нефти оторочками мицеллярных растворов (МР), продвигаемых
114
по пласту вначале полимерным раствором, а затем водой. Такой раствор состоит из мицелл (микроассоциатов) или сгустков водо- и нефтерастворимых ПАВ, способных поглощать большие количества воды (до 80 % от объема раствора). При этом внешней фазой (дисперсной средой) остается нефть и, следовательно, МР способен смешиваться в пористой среде (не образуя границ раздела и менисков) с нефтью, несмотря на содержание в нем большого количества воды. С увеличением в растворе внутренней фазы мицеллы увеличиваются, что приводит к обращению фаз: мицеллярный раствор с внешней нефтяной фазой переходит в раствор с внешней водной фазой, который хорошо смешивается с водой. В состав МР входят углеводородная жидкость, вода и ПАВ различного состава, включая спирты.
Содержание ПАВ в растворе достигает 5—10%, и поэтому МР дороги. Для их продвижения по пласту используют растворы полимеров, высокая вязкость которых позволяет применять оторочки МР меньших объемов. Смесимость мицеллярных растворов с водой и нефтью, а также достаточно низкое поверхностное натяжение на границе раздела МР с нефтью и водой создают благоприятные условия для вытеснения нефти. По лабораторным данным ВНИИ, коэффициент вытеснения при заводнении мицеллярными растворами составляет 80—98%. Степень влияния их на коэффициент охвата недостаточно изучена.
Вытеснение нефти двуокисью углерода
Для повышения нефтеотдачи пластов двуокись углерода применяют в виде водного раствора (карбонизированной воды) и в сжиженном состоянии в виде оторочки, продвигаемой этой водой. Углекислый газ СО2 при температуре 20 °С под воздействием давления 5,85 МПа превращается в бесцветную жидкость плотностью 770 кг/м3, критическая его температура 31,05 °С, критическое давление 7,38 МПа. СО2 хорошо растворяется в воде и нефти, существенно изменяя их свойства: уменьшается вязкость нефти, значительно возрастает ее объем, снижается поверхностное натяжение нефти на границе с карбонизированной водой, улучшаются ее моющие и нефтевытесняющие свойства.
Двуокись углерода, растворяя карбонатный цемент, увеличивает проницаемость пористой среды, а при контакте с нефтью экстрагирует из нее легкие углеводороды. Если в нефти содержится достаточно легких углеводородов, а пластовое давление и температура соответствуют критическим параметрам образующихся смесей, то могут возникать условия смесимости нефти с двуокисью углерода. В результате действия упомянутых факторов нефтеотдача при использовании СО2 может возрастать на 10—15% по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении. В качестве источников С02 могут быть природные его залежи, отходы химического производства, дымовые газы.
8* 115
Вытеснение нефти растворителями и газами высокого давления
В лабораторных условиях до 100 % нефти вымывается из образцов нефтенасыщенной породы, если в качестве вытеснителей используют углеводородные растворители (пропан-бутановые фракции, которые уже при давлениях выше 0,4 МПа в условиях нормальных температур находятся в жидком состоянии). Для экономии растворители нагнетают в пласт в виде оторочек, которые продвигаются под воздействием газа, обогащенного тяжелыми фракциями. При некотором повышенном содержании в газе тяжелых фракций (СаН8, С4Ню и др.) пластовые давления и температура становятся выше критических для данной смеси углеводородов и тогда нефть вытесняется в условиях полной смесимости с оторочкой и с вытесняющим ее газом. Тяжелые фракции впоследствии выдуваются из пласта тощим газом и улавливаются на газобензиновых заводах.
Газы высокого давления можно использовать для извлечения углеводородов также и другим способом — в пласт нагнетают сухой газ (метан). С повышением давления из нефти в газовую фазу испаряются некоторые тяжелые ее компоненты, которые затем извлекаются на поверхность при отборе продукции из скважин. Сухие газы в качестве вытеснителей нефти применяют для нагнетания в газовую шапку с целью поддержания давления в залежи, а также в сильно обводненные пласты. Иногда газ подают с целью увеличения охвата пластов воздействием в виде газоводяных смесей или поочередно с водой.
Вытеснение нефти продуктами внутрипластового горения нефти
Нефтенасыщенные породы представляют собой топливо с высокой степенью зольности. Сжигая часть его и поддерживая горение нагнетанием воздуха, в пласте получают большое количество горячих продуктов. Инициирование горения осуществляют через зажигательные (а в дальнейшем нагнетательные) скважины, породы призабойной зоны которых предварительно прогреваются до температуры 500—600 °С с помощью специальных газовых горелок или электрических нагревателей. Пройдя эту зону, горячий воздух соприкасается с нефтью, жидкие и газовые фракции испаряются и уносятся в глубь пласта. На поверхности пор остается кокс (15—30 кг на 1 м3 породы), который и горит, выделяя необходимое для поддержания процесса горения тепло. По мере нагнетания воздуха фронт горения продвигается (5—10 см/сут) в глубь пласта. Для использования тепла пород выжженной зоны вместе с воздухом в пласт закачивают воду от 2 до 4—5 л на 1 м3 воздуха. В зависимости
116
от упомянутых водовоздушных отношений процесс принято называть влажным (2 л/м3) и сверхвлажным горением (4— 5 л/м3) в отличие от сухого горения, осуществляемого без подачи воды. При влажном и в особенности сверхвлажном горении значительно улучшаются экономические показатели, сокращается необходимое количество нагнетаемого воздуха, увеличивается скорость продвижения фронта горения, температура его снижается до 250—300 °С, сокращается количество горючего, необходимого для осуществления процесса. Метод внутрипла-стового горения рекомендуется применять в залежах с тяжелой нефтью при вязкости ее 500—1000 мПа • с.
По данным промысловой практики, для добычи 1 м3 нефти расход воздуха составляет 3—5 тыс. м3. Нефтеотдача в реальных условиях может достичь 70 %.
Кроме рассмотренных методов увеличения нефтеотдачи изучают и внедряют в практику многие другие — циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, форсированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт и т. д.
§ 3. ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
В связи с малой вязкостью газ легче, чем нефть, извлекается из пористой среды и поэтому газоотдача некоторых залежей достигает 95—98%. Однако по данным уже выработанных месторождений установлено, что по разным причинам в пласте может оставаться неизвлеченным до 50 % этого продукта. В значительной степени газоотдача зависит от режима залежи.
При газовом режиме, когда поровый объем пластов в процессе разработки остается постоянным, коэффициент газоотдачи определяется конечным давлением в залежи и дебитом скважин. Содержание конденсата в газе, выпадающего в пласте со снижением давления, способствует сокращению газоотдачи залежи вследствие увеличения фильтрационных сопротивлений.
При водонапорном режиме газоотдача снижается за счет защемления значительных объемов газа в зоне вытеснения им воды. Даже со снижением пластового давления в конце разработки залежи не весь защемленный газ удается извлечь из пласта.
Газоотдача в основном зависит от неоднородности коллек-торских свойств пород, строения пласта и воздействия капиллярных сил. Для пород с низкой проницаемостью дебиты газовых скважин будут рентабельными лишь при повышенных пластовых давлениях. Установлено, что скорость вытеснения газа водой (в практически возможных пределах ее изменения)
117
незначительно влияет на газоотдачу. В отличие от нефтеотдачи газоотдача мало зависит от соотношения вязкостен воды и газа, от давления и температуры. С увеличением пористости и начальной газонасыщенности газоотдача возрастает, при водонапорном режиме она достигает 80 — 85%. Значительно ниже коэффициенты конденсатоотдачи — 20—80%. С понижением пластового давления конденсат (тяжелые фракции) выпадает из газовой фазы, смачивает поверхность поровых каналов и при незначительной насыщенности пор оказывается неподвижным. Количество выпадающего конденсата при снижении пластового давления определяется экспериментально и по формулам, учитывающим воздействие различных факторов на процесс конденсации в пласте. Для учета влияния пористой среды на коэффициент конденсатоотдачи рк А. И. Ширковским рекомендуется формула
PK^PPVT — 27.1035У'Д2, (V.10)
где PPVT — коэффициент конденсатоотдачи, полученный экспериментально на РУТ установке; 5УД — удельная поверхность пористой среды, смэ/см3:
s =
.
5ft (I — m)3
Здесь т — пористость; k — проницаемость.
Выход конденсата значительно увеличивается при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления (сайклинг-лроцесс, заводнение и другие методы, об этом см. в гл. VI).

На главную страницу