Вводимые в разработку новые залежи и месторождения приурочены к коллекторам низкой проницаемости, характеризуются сложным строением продуктивных пластов, значительными размерами водонефтяных зон, повышенной вязкостью нефти. Извлечение остаточных или вновь вводимых трудноизвлекаемых запасов нефти связано со значительными осложнениями процессов разработки пластов, строительства и эксплуатации скважин.
Как правило, разработка этих запасов с применением традиционных технологий заводнения характеризуется низкими темпами добычи нефти и коэффициентами ее извлечения из пласта. Поэтому с каждым годом возрастает внимание ученых и производственников к методам повышения нефтеотдачи пластов, в проектах развития и применения которых значительное место отводится расширению физико-химических методов воздействия на пласт. Статья посвящена оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, заводнение, ПАВ.
Извлечение нефти водой из пластов характеризуется высокой сложностью.
Пласты — это в общем случае сложнейшие гидродинамические комплексы, являющиеся при этом неоднородными по ряду показателей, среди которых проницаемость, пористость и т. п.
Множество популярных ГТМ предполагают исключение одной из ключевых причин понижения продуктивности вытеснения. Среди этих причин: капиллярное удержание нефти в порах, неблагоприятные соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, неоднородность коллектора. Такие причины в качестве исключительных методов, которые нередко реализуются на практике, служат цели повышения вытеснения (закачка газов, ПАВ и т. п.) или для охвата пластов вытеснением (закачка полимеров, смесей воды и газа и т. п.).
Ключевые факторы, определяющие величину коэффициента охвата пласта вытеснением, в данном контексте: соотношение вязкостей нефти и воды, неоднородность, расчлененность.
Неблагоприятное соотношение и неоднородность — причины, обуславливающие неравномерность продвижения воды по отдельно взятым к рассмотрению пропласткам и зонам. В итоге колоссальные площади остаются вне процесса вытеснения, то есть не охватываются им.
Коэффициент вытеснения нефти описывает продуктивность вытеснения нефти водой. Факторы, оказывающие непосредственное влияние на коэффициент, следующие: соотношение вязкостей, неоднородность среды, избирательная смачиваемость [1].
Рядом экспериментально-аналитических работ определено следующее: продуктивность вытеснения в данном контексте во многом определяется соотношением капиллярных и гидродинамических сил в области вытеснения.
Вместе с тем стоит отметить, что извлечение нефти зависит во многом от поверхностных явлений — процессов взаимодействия нефти и воды, пористой среды в областях контакта. Это становится причиной того, что в некоторых промытых водой зонах пласта сохраняется колоссальное количество нефти, а коэффициент извлечения не превышает 70 % в общем случае.
Нефтенасыщенность и особенности распределения ее в различных зонах пласта не подвергаются вытеснению, значит, в промытых областях различны.
Так, в областях, обводненных водой, начальные насыщенности и нефтераспределение, что также касается и воды, неизменны. Нефть — беспрерывная фаза, что при условии проникновения в определенную область агента вытеснения приобретает подвижное состояние. В промытых областях насыщенность относительно небольшая, и остатки нефти при условии существующих в пластах условиях градиента давления сохраняет неподвижность.
Основываясь на данных, касающихся движения фаз в пористых условиях, можно говорить, что извлечение нефти из пласта делится на три следующих друг за другом стадии. В первую очередь ключевая доля нефти представляется в качестве связной фазы, что движется единым потоком.
Процесс вытеснения нефти в пористой среде имеет фрактальный (пальцеобразный характер), даже в изотропном пористом материале. Наличие неоднородности усиливает этот процесс.
Методы, отнесенные к первому классу, снижают фрактальную размерность процесса, уменьшая вероятность нарушения сплошности потока и тем самым образования целиков. Методы второго класса, в первую очередь, влияют на изменение смачиваемости породы [2].
На основании международной классификации первичным механизмом стоит считать метод основанный на естественной энергии пласта. Речь о водонапорности, упругости, гравитационном подходе и их совокупностей. Любой из методов, что базируется на нагнетании продукции в пласт — воды и газа, что также касается пресной воды, определены в качестве категорий вторичных методов [4].
В российской практике такие методы отнесены к методам поддержания пластового давления (ППД) посредством нагнетания воды или газа.
Очевидно, что такие методы должны быть дополнены методом нагнетания нефти, относительно недорогой вязкой и т. п. Подобные подходы не обуславливают существенные изменения физико-химических свойств пластовых процессов.
Третичными методами (МУН) стоит считать такие, что базируются на модификации вторичного механизма, что также справедливо для методик, применяющих обособленные физико-химические, микробиологические средства и т. п., либо совокупности таких средств. Можно говорить о том, что на долю таких методов приходится широкий спектр технологий, базирующихся на введении реагентов в любом из видов (жидкий, газообразный и т. п.).
Эти реагенты при этом должны быть отличны от агентов природного происхождения. Допускается нагнетание в прямом виде, а также введение с агентами вторичных методов действия.
Группа физико-химических методов базируется на закачке в продуктивные пласты водных растворов с содержанием химических веществ до 0,02–0,2 %. Закачка осуществляется в объеме от 10 до 30 % от совокупного объема пустот.
Цель — формирование оторочки, что будет вытеснять нефть. После оторочка перемещается посредством последующей закачки обыкновенной воды, что принимает роль агента.
Группа методов может использоваться при аналогичной плотности скважин, необходимой для заводнение. Так, во многом может быть расширен диапазон вязкости и состав нефти, натяжение между фазами, свойства пористой среды и т. п.
В результате применения методов заводнения достигаются высокие темпы разработки нефтяных месторождений и коэффициенты извлечения нефти.
Однако из-за неоднородности коллекторских свойств пласта и насыщающих его флюидов происходит неравномерная выработка объекта, сопровождающаяся преждевременным прорывом воды в добывающие скважины по высокопроницаемым каналам.
В этих условиях остаются невовлеченными в разработку большие запасы нефти, сосредоточенные в менее проницаемых пластах, т. е. достигается низкий охват залежи заводнением.
Добывающие скважины нередко обводняются полностью, система заводнения становится неэффективной, поскольку закачиваемая вода двигаясь по уже промытым зонам, не совершает полезной работы.
Наиболее подходящим для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) с применением известкового способа нейтрализации.
Литература:
- Калинин И. А., Бабуров В. Н., Гуляев П. Н., Губина А. И. Возможные эффекты применения технологии долговременного акустического воздействия и полимерного заводнения месторождения нефти // Каротажник. 2016. № 10 (268). С. 106–114.
- Черепанова Н. А. Обобщение опыта применения полимерного заводнения и критериев выбора полимера // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 10. С. 48–52.
- Эюбов Ф. Т., Севастьянов А. А. Оценка перспектив применения методов увеличения нефтеотдачи на ранней стадии разработки залежей нефти ПК1–3 Восточно-Мессояхского месторождения // Приоритетные научные направления: от теории к практике. — 2016. — № 34–1. — С. 217–225.
- Шубин А., Шустер М., Химия и нефть. Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение — эффективный метод увеличения нефтеотдачи // Приложение к журналу «Сибирская нефть». — 2014. — № 2/109.
