Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки

С учетом возможных погрешностей статистических методов прогноза увеличение нефтеотдачи от закачки ПАА по опытному участку не может превышать 2-3 %.[79]

В литературных источниках не приводятся данные о времени "существования" в пластовых условиях гелей. В монографии Галеева Р.Г. приводятся данные по средней продолжительности эффективности методов воздействия по залежам Татарстана. Для полимерного заводнения средняя продолжительность эффекта составляет 42-60 мес.

Неоднородность пласта оказывает существенное влияние на эффективность метода при маловязких нефтях ( менее 10 мПа*с), при повышенных вязкостях нефти решающее влияние на нефтеотдачу оказывают реологические характеристики нефти за счет уменьшения вязкостной неустойчивости. Если полимерное заводнение применяют с самого начала разработки, то перед полимерным раствором может образоваться фронт сильно минерализованной связанной воды. Наиболее благоприятные условия применения складываются в конце безводного (начале водного) периода эксплуатации ряда скважин, прилежащего к водонагнетательным.

В карбонатных породах эффективность метода существенно снижается за счет более высокой адсорбции полимера и снижения интенсивности капиллярного замещения нефти в пористых блоках [4].

Трещиноватость считается неблагоприятным фактором. Здесь эффективно применение растворов ПАА с добавкой осадкообразующих реагентов, которые также эффективны в пластах с высокой степенью неоднородности.

2.5.1 Полимердисперсная система (ПДС) воздействия на пласт

Метод ПДС предложен А.Ш. Газизовым.

Механизм процесса Воздействие на пласт основано на снижении проницаемости обводненного пласта за счет образования устойчивой к размыву массы под флокулирующим действием ПАА. Основными компонентами этой системы являются ионогенные полимеры и дисперсные частицы глины. При определенной концентрации полимера и глины в глинистой суспензии создаются условия для полного связывания полимера (флокуляции) и получения устойчивых глинополимерных комплексов с новыми физическими свойствами. глинополимерные комплексы образуются за счет адсорбции молекул полимера с активными группами одновременно на несколько взвешенных частицах, в результате размер частиц достигает 10 - 200 мкм. оптимальная доза полимера, обеспечивающая образование наиболее крупных хлопьев и седиментацию глинистых частиц, обратно пропорционально квадрату радиуса частиц.[26]

При закачке ПДС в пласт движущийся впереди суспензии полимерный раствор модифицирует поверхность породы вследствие адсорбции и механического удержания макромолекул полимера, снижая тем самым концентрацию раствора. Частицы глины и породы пласта, поступающие в виде суспензии, вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера, адсорбированными на породе и находящимися во взвешенном состоянии. При этом с одной стороны ограничивается проникновение частиц глины в мелкие поры, а с другой - происходит прочное удержание дисперсных частиц во взвешенном состоянии, способствующем флокуляции. Наличие свободных сегментов макромолекул после первичной адсорбции обеспечивает прочную связь дисперсных частиц образующихся полимердисперсных агрегатов с поверхностью пород, создавая тем самым объемную, устойчивую в динамическом потоке массу. В результате образования ПДС в высокопроницаемом обводненном пропластке происходит уменьшение подвижности жидкости, и закачиваемая вода вынуждена двигаться по менее проницаемым прослоям, более эффективно вытесняя остаточную нефть. По лабораторным исследованиям подвижность воды после обработки ПДС снижается в 2-4 раза по сравнению с закачкой раствора только раствора полимера или глинистой суспензии, остаточный фактор сопротивления увеличивается с повышением коэффициента проницаемости породы.

Технология позволяет получить дополнительную добычу нефти за счет перераспределения фильтрационных потоков и снизить обводненность продукции, причем возможно многократное применение на высокообводненных участках залежи.

Эффективность применения ПДС зависит от степени неоднородности разреза и литологического состава пород. При развитой неоднородности пласта по площади залегания данная композиция становится малоэффективной, вследствие недостаточной глубины проникновения в пласт - вода, огибая оторочку ПДС, продолжает фильтроваться во высокопроницаемым участкам. Глубина проникновения композиции в пласт во многом зависит от устойчивости дисперсной системы и распределения частиц по размерам. Если в композиции содержится большое число крупных частиц, размеры которых значительно превышают размеры пор в породе, то такая композиция должна преодолеть большое механическое сопротивление со стороны породы, что значительно снизит проникающую способность. с другой стороны, недостаточная устойчивость композиции, (т.е. высокая скорость оседания частиц) также уменьшит ее эффективность, поскольку линейная скорость движения жидкости невелика и композиция разрушится, не проникнув в пласт на достаточно большую глубину. [1]

Оптимальными параметрами технологии ПДС для терригенных коллекторов (РД 39-5765678254-88Р) являются:

концентрация ПАА - 0,05-0,08 %,

концентрация глинистой суспензии - 3-6 %,

удельный объем закачки ПДС - 220 м³/м.

Растворы NaOH, ПАА, полиглицерина (ПГ) и ЛПЭ-11 увеличивают стабильность дисперсии, а растворы ВПК- 402 и полиаминосульфона (ПАС) разрушают ее. Композиции ЛПЭ-11(0,5 %)+NaOH(0,5 %)+бентонит и ЛПЭ-11(0,5 %)+ NaOH(0,5 %)+ ПГ(0,5 %)+бентонит, которые показали высокую устойчивость и большое содержание мелких частиц. Видимо относительную седиментационную устойчивость и реологические свойства рассмотренных дисперсных систем, содержащих только низкомолекулярные компоненты, можно объяснить структурной составляющей расклинивающего давления, в частности, адсорбированные полярные молекулы систем ЛПЭ-11 и ПГ на поверхности глинистых частиц препятствуют коагуляции бентонита и приводят к появлению структурно-механических свойств.[1]

При коэффициенте расчлененности, равном 2-3, технологическая эффективность достигает 3935 т дополнительной нефти на 1 скв. обработку. Средняя продолжительность эффективности различных модификаций ПДС составляет от 12 до 60 месяцев, по Татарии [24].

Полимердисперсные системы испытывались на девонской залежи Шкаповского месторождения, угленосной толщи Игровского, Четырманского, Воядинского, Югомаш-Максимовского месторождений Башкирии и на Ромашкинском месторождении Татарии. Примером эффективного применения ПДС является участок скважины 59 залежи 31 Ромашкинского месторождения. После закачки ПДС эффект стал проявляться через 4 месяца за счет подключения пласта песчаника толщиной 2 м с ухудшенной проницаемостью по сравнению с основным пластом. Эффект составил 6 тыс.т дополнительной нефти. За 1985-1992 г проведены закачки ПДС на 478 скважинах, в т.ч. на Ромашкинском месторождении - на 318 скважинах. Дополнительная добыча нефти составила 947 тыс.т, в т.ч. на Ромашкинском месторождении- 772 тыс.т.

Оценка эффективности ПДС на залежи №8 Ромашкинского месторождения.

Промысловый эксперимент проводился на участке первого блока залежи № 8 Ромашкинского месторождения, приуроченной к терригенной толще нижнего карбона. Объектом разработки являются пласты С_1вв²₁ и С_1вв³₁ бобриковского горизонта яснополянского надгоризонта, разрабатываемыми с 1975 г. единым фильтром при плотности сетки скважин 25 га/скв. и применении приконтурного заводнения. Участок расположен в северо-западной части залежи № 8 и ограничен с востока зоной выклинивания, а с запада - внешним контуром нефтеносности. На опытном участке организовано одностороннее заводнение.

Литологически породы пластов С_1вв²₁ и С_1вв³₁ близки между собой. Пласт С_1вв²₁ - нижний - более чем на 66% сложен песчаниками, а в пласте С_1вв³₁ преобладают алевролиты. Пласты имеют обширную зону слияния и представляют единую гидродинамическую систему.

Фонд скважин состоит из 22 добывающих и 6 нагнетательных скважин. В начальный период велась закачка пластовой воды повышенной вязкости. Закачка ПДС проводилась с февраля по июль 1986 г. в нагнетательные скважины № 13443, 17470 и 27061.

Оценка эффективности проведена по геолого-статистическим моделям. Параметры, используемые для моделирования приведены в приложении 7, 8.

Фактические и прогнозные значения нефтеотдачи и ВНФ приведены в таблице

Таблица

Динамика нефтеотдачи и ВНФ

Обводнен-ность	Фактическая нефтеотдача, %	Прогнозная нефтеодача,%	Фактический ВНФ	Прогнозный ВНФ
10	5,0	5,5	0,09	0,04
20	8,0	6,8	0,18	0,08
30	11,8	11,8	0,27	0,24
40	17,9	16,5	0,35	0,4
50	19,2	18,3	0,44	0,48
60 (1983 г) (1987 г)	20,5 30,5	22,8 22,8	0,53 0,81	0,72 0,72
70		26,4		1,24
80		31,3		1,6
90		44,2		1,92
95		47,0		2,0
98		52,1		2,2

Таким образом, можно планировать повышение конечной нефтеотдачи на 2-4 % за счет комплексного воздействия. Основной эффект проведенных мероприятий заключается в ограничении объема попутно добываемой воды. Если ВНФ по залежам второй группы к концу разработки достигнет значений 4-6 и более, то по опытному участку конечный ВНФ равен 1,5-2.

Выработка объекта в целом высокоэффективна. Это обусловлено, во -первых, благоприятным для одностороннего заводнения геологическим строением участка, рациональной расстановкой добывающих и нагнетательных скважин. Во-вторых, выработка запасов нефти осуществляется в условиях приконтурного заводнения высокоминерализованными водами повышенной вязкости (=1,7 мПас), что определяет хорошее вытеснение вязкой нефти.

2.6 Щелочное заводнение

Механизм процесса Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются ПАВ; изменяется смачиваемость породы за счет адсорбции органических кислот на поверхности породы из нефти, происходит уменьшение контактного угла смачивания породы водой Степень снижения межфазного натяжение на границе нефть-щелочной раствор возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м. Происходит гидрофилизация пористой среды, что способствует повышению коэффициента вытеснения нефти водой. Наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницаемость пласта для подвижной нефти существенно повышается. При применении щелочного раствора относительная проницаемость по нефти сохраняется до 90-95% насыщенности пор водой. С нефтями, активно взаимодействующими с щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа ` нефть в воде', а с малоактивными нефтями типа `вода в нефти'. Эмульсии с активными нефтями при увеличении содержания воды резко уменьшают свою вязкость. С повышением массовой концентрации щелочи в воде более 0,04 % межфазное натяжение повышается.

На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы Ca, Mg, Fe. Хлористый кальций существенно повышает межфазное натяжение на границе нефть-раствор щелочи, при его взаимодействии с силикатом натрия образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция CaSiO₃, снижающие проницаемость промытой части пласта. Поэтому может возникнуть отложения неорганических солей - карбонатов, сульфатов кальция и магния в призабойной зоне пласта. Хлористый натрий оказывает положительное влияние и способствует снижению концентрации щелочи в растворе. Значительные потери активности щелочного раствора возможны и при высоком содержании в пластовых водах двуокиси углерода. В результате реакции образуется водный раствор кальцинированной соды Na₂CO₃ которая является менее активной щелочью, чем едкий натр, однако она может хорошо умягчать жесткие пластовые воды.

В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит от наличия в нефти азотосодержащих компонентов, которые адсорбируясь гидрофилизуют их. С увеличением содержания глин в породе пласта снижается активность агента за счет ионного обмена между ними, происходит набухание глин.[18,26]

Технология воздействия и область применения Для приготовления щелочных растворов могут использоваться: едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцинированная сода) Na₂CO₃, гидрат окиси аммония (аммиак ) NH₄OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na₂SiO₃. Наиболее активные из них первый и последний.

Щелочные растворы закачивают в виде оторочек размером 0,1-0,25 объема пор с концентрацией 0,05-0,5 %. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая оторочка раствора с убывающей концентрацией. Повышение концентрации щелочи до 2-4 % в гидрофибизированных коллекторах улучшает смачиваемость породы и в пластах с высокой минерализацией пластовых вод.[24] Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1 % раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород и не меняет смачиваемость в известняках [26].

Испытания проводились на месторождениях Шаимского района Западной Сибири, на месторождениях Пермской области (Шагиртско-Гожанском, Падунском, Опаликинском, Березовском), месторождениях Башкирии (Арланское, Манчаровское, Серафимовское). Первый промысловый эксперимент по нагнетанию концентрированного раствора щелочи проведен в 1985 г. на Трехозерном месторождении, где в нагнетательные скважины была закачена оторочка 10 % раствора щелочи размером 0,14 % от объема пор. По отдельным добывающим скважинам через 4-5 месяцев отмечалось снижение обводненности добываемой продукции. Так, обводненность на начало эксперимента составляла 55-90 %, в дальнейшем снизилась до 40-50 %. И только к концу 1990 г. обводненность увеличилась до 70-80 %. Такое резкое снижение обводненности добываемой продукции можно объяснить изменением охвата пласта воздействием по толщине за счет закупорки водопромытых зон пласта и подключением в работу ранее неохваченных заводнением пропластков.

Расход щелочи и количество осадка увеличивается при повышении минерализации воды и концентрации щелочи. При минерализации воды 265 г/л образуется максимальное количество осадка - 19 г/л, расход щелочи составляет 2,5 мг/г породы. Последовательная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5-4 %.[26]

Модификация метода щелочного заводнения, направленная на увеличение охвата пласта воздействием за счет осадкообразования имеет более широкую область применения. [24] Оторочки щелочи слабее влияют на уменьшение проницаемости породы, чем закачивание оторочек силикатного раствора, в виду мелкой дисперсности образующихся осадков гидроокисей кальция и магния, которые соизмеримы с порами, выносятся фильтрующимся потоком воды и не приводят к значительному уменьшению проницаемости пород.[16]

Промышленный эксперимент по щелочному заводнению на Шагиртско-Гожанском месторождении начат в 1978 г. с разработки небольшого опытного участка с 7 добывающими скважинами. Полученный положительный эффект позволил расширить масштабы эксперимента. С августа 1983 г. ведется закачка оксида натрия на опытном участке № 3. Участок расположен в центре Гожанского месторождения и имеет открытые границы с остальной ее частью. В продуктивном разрезе яснополянского надгоризонта в пределах опытного участка выделяются четыре пласта: Тл-2а, Тл-2б - тульского горизонта и Бб-1, Бб-2 бобриковского горизонта. Пласты хорошо выдержаны по площади участка, но различаются по коллекторским свойствам и запасам нефти. Согласно протокола ГКЗ СССР от 11.03.87 "Запасы нефти и газа Шагиртско-Гожанского месторождения" основная доля запасов приходится на пласты Бб-2 (51%) и Тл-2б (37%). Пласты сложены песчаниками и песчано-алевролитывыми породами, цемент, в основном, глинистый.

На участке находятся 32 добывающих и 6 нагнетательных скважин.

Геолого-физические и технологические характеристики приведены в приложениях 9,10.

Проведем классификацию опытного участка в пространстве главных компонент. Значения главных компонент сведены в таблицу . Рассматриваемый объект относится ко второй группе объектов.

Таблица

Главные компоненты

Главные компоненты	Z1	Z2	Z3	Z4	Z5	Z6
Значения	2,89	0,71	1,43	-0,12	0,96	0,02

Сернокислотное заводнение

Метод состоит в нагнетании в пласт небольших (порядка 0,15 % порового объема пласта) оторочек концентрированной серной кислоты. Для этого метода применяют техническую серную кислоту концентрацией до 96 %, а также алкилированную серную кислоту - отход процесса алкилирования.

Концентрированная серная кислота вступает в реакцию с находящейся в пласте нефтью. при этом происходит сульфирование содержащихся в нефти ароматических соединений и образование поверхностно-активных, растворимых в воде сульфокислот. Последние, растворяясь в воде, обуславливают снижение межфазного поверхностного сопротивления на границе раздела нефти с водой до 3-4 мН/м.

Кроме образования сульфокислот происходит генерирование кислого гудрона - вязкой смолистой массы. Вероятность образования кислого гудрога наиболее высока в призабойной зоне скважин, расположенных в нефтенасыщенной части пласта, через которые нагнетается серная кислота. [19]

Рассматриваемый процесс должен способствовать перераспределению потока вытесняющей нефть воды в пласте и улучшить степень охвата пласта заводнением.

Область применения ограничивается экологической вредностью реагента.

Широкомасштабное промысловое внедрение данного метода осуществлялось в Татарстане.

Мицеллярное заводнение

Мицеллярные растворы (МР) представляют собой коллоидные системы из углеводородной жидкости и воды, стабилизированные смесью ПАВ. Эти коллоидные системы высокодисперсны, оптически прозрачны, несмотря на содержание диспергированной фазы от 40 до 80 %.

В состав мицеллярных растворов входят основные ПАВ - чаще всего нефтяные сульфонаты; вспомогательные ПАВ, которыми чаще всего являются алифатические спирты и, в частности, изопропиловый спирт, углеводородная жидкость и водная фаза. Содержание ПАВ в МР составляет 5-10 %, что обуславливает высокую стоимость МР. [19]

Область применения МР ограничивается высокой минерализацией пластовых вод, при контакте с которыми МР разрушается, высокой стоимостью МР и техническими осложнениями при подготовке (разделение нефти от воды) добытой жидкости.

2.7 Воздействие осадкогелеобразующими составами

Механизм процесса. С целью охвата слабопроницаемых зон пропластков и линз воздействием предложено перераспределить потоки нагнетаемой в пласт воды промытой зоны путем увеличения ее фильтрационного сопротивления, т.е. снизить проницаемость. В настоящее время существует несколько десятков селективных составов, применяемых с целью осадкообразования в водной фазе, в пластовых условиях.

Авторы работы [26] приводят следующие запатентованные пары реагентов:

Ионы Mg⁺², Ca⁺², + CO₂ MgCO₃, CaCO₃;

латекс + соли Ca²⁺ , Mg²⁺;

Pb(NO₃)₂+ 2Cl^-PbCl₂;

Fe⁺³ + Na₂CO₃ Fe(OH)₃;

Al⁺³ + Na₂CO₃ Al(OH)₃;

FeSO₄6H₂O+Na₃PO₄Fe₃(PO₄)₂;

Ca⁺² + 2HFCaF₂;

Fe⁺³, Al⁺³ + NaOHFe(OH)₃, Al(OH)₃;

Mg⁺³ + 2NaOH Mg(OH)₂;

Me⁺ⁿ+ NaOHMe(OH)_n;

FeCl₃, Al₂(SO₄)₃ + NH₄OH Fe(OH)₃, Al(OH)₃;

FeSO₄6H₂O+ NH₄OH Fe(OH)₃, Al(OH)₃;

Na₂SiO₃ + CO₂ Si(OH)₄;

Na₂SiO₃ + SO₂Si(OH)₄;

Na₂SiO₃ + сложные эфиры Si(OH)₄;

Na₂SiO₃ + карбамид Si(OH)₄;

Na₂SiO₃ + Me⁺ⁿMe(OH)₂;

Na₂SiO₃ + HCl Si(OH)₄;

Na₂SiO₃ + (NH₄)SO₄ Si(OH)₄;

RCOONa (мыло) + Сa⁺² Ca(RCOO)₂;

Na₂SO₄+HClNa₂S + 3S;

Na₂SO₄+ Ca⁺²CaSO₄;

H₂SiF₆+CaCO₃CaF₂+ Si(OH)₄;

H₂SiF₆+H₂O Si(OH)₄;

H₂SiF₆+2Na⁺ Na ₂SiF₆;

S₂Cl₂+H₂OS;

SiCl₄, TiCl₄+H₂O Si(OH)₄,Ti(OH)₄;

Si(OC₂H₅)₄+H₂O Si(OH)₄;

Al₂(SO₄)₃ nH₂O +СаСО₃ Al(OH)₃;

AlCl₃ + 3H₂O= 2Al(OH₃) + 3HCl, 2HCl + CaCO₃CaCl₂ + H₂O +CO₂;

Na(K)SiO₄ (нефелин) +HCl гель;

ПАА + АlCl₃, CaCl₂ Al(OH)₃, Ca(OH)₃;_.

древесная мука + глинопорошок гель.

В основном они состоят из пары реагентов, последовательно закачиваемых в пласт, где после их смешения выпадает осадок. Осадкообразование может происходить за счет взаимодействия между реагентами и компонентами воды, нефти, породы. Например для карбонатосодержащего пласта закачивается сульфат алюминия (cернистый глинозем) Al₂(SO₄)₃ nH₂O или алюмохлорид AlCl₃.

Регулирование процесса осадкообразования в пластовых условиях является достаточно сложной задачей, варьировать можно лишь объемами и скоростью закачивания растворов. С целью предотвращения выпадения осадка в призабойной зоне пласта применяются различные технологии закачки реагентов. Например закачка раствора карбоната натрия вывести из пластовой воды ионы Са⁺² и Mg⁺², что позволяет нагнетаемому вслед за ним силикатному раствору достичь в нескоагулированном состоянии заданной глубины. Затем, вследствие диффузии ионов Са и Mg из пластовой воды и взаимодействия с силикатным раствором образуется осадок. также эффективна чередующаяся закачка оторочек раствора осадкообразующих щелочных соединений и раствора соли двухвалентного металла, разделенных оторочкой пресной (умягченной) воды для предотвращения преждевременного их смешивания. Регулирование гелеобразования возможно изменением кислотность среды при использовании алюмохлорида, т.к. золи гидроксида алюминия обладают амфотерными свойствами.

Существует композиции, в которых осадок образуется не сразу, а с течением времени или под воздействием пластовой температуры, что позволяет смешивать реагенты до закачки. Например:

Na₂SiO₃+NaHCO₃ Si(OH)₄;

t⁰

FeCl₃, Al(SO₄)₃+карбамид Fe(OH)₃, Al(OH)₃;

t⁰

Na₂SiO₃ + сложные эфиры Si(OH)₄;

t⁰

Na₂SiO₃ + карбамид Si(OH)₄ (гель);

t⁰

Na₂SiO₃+сахара Si(OH)₄;

Si(OH)₄(золь) +F^- Si(OH)₄;

t⁰>120⁰C

лигносульфонат (раствор в воде) лигносульфонат (осадок);

натриевые соли шлам-лигнина, при реакции с породой снижается pH и лигнин выпадает в осадок;

t⁰

Na₂S Na₂S + S.

Основными факторами, определяющими выбор реагента для получения водоизолирующих материалов в пласте являются химический состав и свойства пластовых вод, нефти; минералогический состав пород и их обменные свойства; химическая активность закачиваемого реагента относительно компонентов продуктивного пласта.[16]

Выбор щелочных реагентов обусловлен содержанием в сточной воде катионов Са⁺² и Mg⁺². В результате реакции образуются осадки CaSiO₃, MgSiO₃, Ca(OH)₂, Mg(OH)₂. Осадок CaSiO₃ по природе является коллоидным и способен снизить проницаемость до 10 и более раз, а осадки гидроокисей кальция и магния снижают проницаемость лишь в полтора - два раза. В зависимости от геолого-физических условий месторождений варианты метода могут отличаться используемыми реагентами и их соотношением. Так, для проведения осадкообразования для условий Башкирии, на месторождениях девона с нефтями малой вязкости целесообразно применение растворов с повышенным содержанием гидроокиси натрия, а на месторождениях нижнего карбона - с высоким содержанием силиката натрия.[16]

Осадкообразующая система на основе силиката натрия отличается тем, что при взаимодействии силиката натрия с солями щелочноземельных металлов наряду с выпадением осадков гидрооксидов кальция и магния происходит образование и выпадение, вследствие снижения pH среды, студенистого кремнезема. Система на основе силиката натрия после контакта с минерализованной водой представляет собой объемную гелеобразную массу, которая в отличие от осадков щелочной системы более медленно оседает под действием сил тяжести и приводит снижению проницаемости почти в 4 раза. Вместе с тем, закачивание щелочной оторочки по сравнению с силикатной способствует более значительному уменьшению остаточной нефтенасыщенности породы. Поэтому для обеспечения нефтевытесняющих свойств и степени снижения относительной проницаемости породы целесообразно в условиях минерализованных вод, повышенной вязкости нефти и умеренной температуре пластов использовать смесь щелочных и силикатных растворов. Силикат способствует "связыванию" отдельных частиц гидроокиси и их укрупнению. Кроме того, применение силикатов возможно для глубокозалегающих высокотемпературных пластов, т. к. их свойства сохраняются даже при высоком давлении 30-95 МПа и температуре до 200⁰С.

В качестве силиката щелочного металла может использоваться ортосиликат, метасиликат и пентогидрат натрия и калия, которые при взаимодействии с хлоридом кальция образуют гелеобразный осадок. Растворы этих силикатов при концентрации их в растворе около 1 % имеют значение pH близкое к 13. Базовая композиция состоит из силиката натрия -6 % мас., соляная кислота - 1,6 % мас., пресная вода - остальное [26]. Для внутрипластового образования необходимо взаимодействие силикатов щелочного металла с солью двухвалентного металла и едкого натра или кальцинированной соли с поливалентными металлами.

Для месторождений Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью пластов и повышенной температурой, Л.К. Алтуниной и ее сотрудниками предложен способ воздействия на основе неорганических солей, который заключается на способности системы "соль алюминия-карбамид-вода" генерировать в пласте неорганический гель и СО₂. При реализации рассматриваемого метода используются гелеобразующие композиции "ГАЛКА", представляющие собой маловязкие растворы с pH=2,5-3, содержащие соль алюминия, карбамид и некоторые добавки, которая способна растворять карбонатные минералы породы пласта, снижать набухаемость глин. При температуре > 70⁰C карбамид гидролизуется с образованием аммиака и СО₂, что приводит к повышению pH раствора. При pH=3,8-4,2 происходит мгновенное образование гидроксида алюминия. Растворы солей алюминия без карбамида гелей не образуют. Получаемый гель гидроксида алюминия является тиксотропным псевдопластическим твердообразным телом коагуляционной структуры. На основе лабораторных исследований показано, композиция снижает коэффициент проницаемости для воды до 70 раз. Композиция испытывалась на месторождениях Западной Сибири, удельная технологическая составила 40-60 т/т.

( При применении сульфат алюминия в терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов Татарии удельная эффективность достигает 100т/т.)

При добавлении полимера ко всем щелочным растворам развлетвленные макромолекулярные цепи полимера способствуют образованию различных "сшитых" термостабильных структурированных осадков молекул силиката и полимера через щелочно-земельный катион соли и значительному укрупнению осадков и сильному снижению фазовой проницаемости для воды (до 30 раз). Этому способствует взаимодействие и сорбция таких осадков с терригенными песчаниками, содержащими значительное количество глинистого цемента (до 10 %).

В последнее время широкое применение находят полупродукты и отходы химических производств: щелочные стоки, отходы производства капролактана (состоящие из карбоната и сульфата натрия, шламлигнин, кремнефторводородистая кислота, аммоний кремнефторводородистый, аммиачная вода метилцеллюлозы, лигносульфонаты, отходы производства мыловаренных заводов, сернистый глинозем, алюмохлорид, отработанная серная кислота, нефелин, дистиллерная жидкость и т.д.

Находят применение обратные эмульсии на основе ПАВ, которые способны при контакте с пластовой водой образовывать гели и разжижаться при диспергировании с нефтью. Наличие в их составе ПАВ с высокой адгезией к гидрофильной породе коллектора в промытых водой каналах придает им способность при движении гидрофобизовать скелет коллектора с увеличением его фазовой проницаемости для нефти. В БашНИПИнефти разработаны эмульсии, где в качестве дисперсионной фазы служит гексановая фракция, а дисперсионной средой являются растворы солей. "Химеко-ГАНГ" предлагаются эмульсии, состоящие из эмульгатора "Нефтенол Н-З", стабильного бензина, СаСl₂ и пластовой воды.

2.8 Вытеснение углекислотой

Исследования по применению СО₂ были начаты в начале 50-х годов. С.Л. Закс для перевода пленочной нефти в газовое состояние предложил в истощенные пласты нагнетать углекислоту.

Механизм явления процесса .

При температуре выше 31⁰С СО₂ находится в газообразном состоянии при любом давлении. При давлении меньшем 7,2 МПа СО₂ из жидкого состояния переходит в газообразное.

Двуокись углерода растворяется в воде значительно лучше углеводородных газов. В пластовых условиях в воде растворимость СО₂ находится в пределах от 30 до 60 м³/м³. С ростом минерализации растворимость СО₂ в ней снижается. При растворении СО₂ в воде угольная кислота растворяет некоторые виды цемента и породы пласта, что повышает проницаемость коллектора. По лабораторным исследованиям БашНИПИнефть проницаемость песчаников увеличивается при этом на 5-15 %, а доломитов на 6-75 %. В присутствии СО₂ снижается набухаемость глинистых частиц

Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким.

Присутствие в воде СО₂ способствует размыву и отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы. Вследствие этого капли нефти свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

При давлениях выше давления полной смесимости СО₂ и нефть будут образовывать однофазную смесь. Давление полной смесимости может изменяться от 8 до 30 МПа, в зависимости от вязкости нефти - для легких маловязких нефтей давление смесимости меньше, для тяжелых высоковязких - больше. Давление смесимости СО₂ и нефти зависит от давления насыщения нефти газом. С увеличением давления насыщения от 5 до 9 МПа давление смесимости повышается от 8 до 12 МПа. Содержание метана или азота в СО₂ повышает давление смесимости. Например содержание в СО₂ 10-15 % метана или азота повышает давление смесимости более чем на 50 %. И наоборот, добавление к углекислому газу этана или других углеводородных газов с высокой молекулярной массой снижает давление смесимости. Повышение температуры от 50 до 100⁰С увеличивает давление смесимости на 5-6 МПа.

Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости СО₂ лишь частично смешивается со многими нефтями при реальных пластовых давлениях. Однако в пластах СО₂, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагирует углеводороды, обогащаясь ими. Это повышает смесимость СО₂ , и по мере продвижения фронта, вытеснение становится смешивающимся. Так, для смешивающегося вытеснения легкой нефти СО₂ достаточно давления 9-10 МПа, в то время как при вытеснении углеводородным газом требуется 27-30 МПа.

При растворении в нефти СО₂ вязкость нефти уменьшается. Например, при начальной вязкости нефти 1000-9000 мПа с, вязкость уменьшается до 15-160 мПа*с; а при начальной вязкости нефти 1-9 мПа*с - до 0,5-0,9 мПа*с. Таким образом, вязкость нефти снижается очень сильно при растворении в ней СО₂, т.е. не менее, чем под действием теплоты.

Увеличение плотности нефти при растворении в ней СО₂ не превышает 10-15 %, что связано со значительным расширением объема нефти. Объем нефти увеличивается в 1,5-1,7 раз. Объемное расширение зависит от давления, температуры и количества растворенного газа. Чем больше в нефти содержание легких углеводородов (С₃-С₇), тем больше ее объемное расширение. Объемное расширение нефти вызывает искусственное увеличение нефтенасыщенного объема порового пространства коллектора. В результате давление в порах повышается, вследствие чего дополнительно вытесняется часть остаточной неподвижной нефти.

При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО₂ и нефти характеризуется процессом испарения углеводородов из нефти в СО₂, а при низкой температуре механизм больше соответствует конденсации, адсорбции СО₂ в нефть.

При давлениях, меньших давления смесимости смесь СО₂ разделяется на составные фазы: газ СО₂ с содержанием легких фракций нефти и нефть без легких фракций. Из нефти могут выпадать парафины, асфальтены в виде твердого осадка. При этом оставшаяся нефть утяжеляется, уменьшаются ее объем и растворимость в ней СО₂, увеличиваются плотность и вязкость.

(Фазовые проницаемости для нефти увеличиваются до 2,2 раза). Коэффициент вытеснения СО₂ достигает 0.95, но применение при температуре в пласте выше критической (31⁰С) СО₂ переходит в газообразное состояние, которое сопровождается снижением коэффициента охвата на 5-15 % поэтому увеличение КНО может составить лишь 7-12% [18].

Технология воздействия и область применения.

Технология воздействия, при котором СО₂ будет наиболее эффективно вытеснять нефть предусматривает создание в пластовых условиях давление смесимости. При пластовом давлении, выше давления полной смесимости двуокись углерода будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение). Другим условием является чистота закачиваемого СО₂ (99,8-99,9 %), который имеет минимальное давление смесимости.

Применение метода желательно на месторождениях, где реализуется активная система разработки ( н-р площадная).

Условиями неэффективного применения являются высокая минерализация пластовой воды (особенно наличие солей кальция ), высокое содержание в нефти АСВ, высокая обводненность продукции.

Учитывая сложность в транспортировке СО₂ , обеспечения специальным перекачивающим насосным оборудованием а также требования охраны окружающей среды проектирование разработки следует ориентировать на поставки СО₂ от расположенных вблизи к месторождению залежей природного источника двуокиси углерода или производителей углекислоты.[13]

К самым сложным проблемам относится коррозия нагнетательных и добывающих скважин, необходимость утилизации СО₂ (удаления из добываемых углеводородных газов).

Вследствие большой разницы вязкостей и плотностей СО₂ и нефти возможны быстрые прорывы СО₂ к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение коэффициента охвата по сравнению с заводнением, поэтому применение СО₂ целесообразно сочетать с заводнением. Технология вытеснения нефти СО₂ в пласте реализуется в основном в трех модификациях:

закачка карбонизированной воды,

закачка оторочки СО₂,

чередующейся закачки оторочек CO₂.

Заводнение карбонизированной водой. Подача СО₂ осуществляется закачкой воды, содержащей СО₂, от 3-5 % до 20 % . В пласте СО₂ переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем , подвижность, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО₂ в воде значительно отстает от фронта вытеснения - от 2 до 8 раз, т.е. путь, пройденный фронтом вытеснения нефти водой, в 2-8 раз больше пути, пройденного начальной концентрации СО₂ в воде.

Лабораторные эксперименты и численные расчеты, проведенные в БашНИПИнефти, показывают, что коэффициент вытеснения нефти карбонизированной водой повышается всего на 10-15 % при нагнетании в пласты 5-6 поровых объемов.

Закачка оторочки СО₂. Отставания фронта СО₂ от фронта вытеснения нефти водой можно избежать или значительно уменьшить, нагнетая в пласт чистую СО₂ в виде оторочки 10-30 % от объема пор, продвигаемую затем водой.

При вытеснении оторочкой СО₂ нефтеотдача очень сильно зависит от условий для гравитационного разделения. При большой вертикальной проницаемости нефтеотдача может быть в 2-2,5 раза меньше, чем при нулевой проницаемости по толщине пласта.

Вытеснение чередующимся оторочками СО₂ и воды . Эффективность этого процесса в большей мере зависит от соотношения размеров порций СО₂ и воды. Решающим фактором при выборе отношения объемов закачки СО₂ и воды - недопущение прорыва СО₂ к добывающим скважинам. Обычно это соотношение находится в пределах 0,25-1.

Размеры оторочек СО₂ и воды могут составлять до 10-20 % от объема пор при полной смесимости СО₂ и нефти, высокой нефтенасыщенности и достаточно однородного пласта. В случае слабой смесимости СО₂ и нефти (тяжелые нефти, низкое давление), а также при высокой неоднородности пласта и повышении вязкости нефти, порции СО₂ и воды должны быть малыми при чередующейся закачке.

Для маловязкой нефти и слабой неоднородности пласта СО₂ целесообразно применять с начала разработки. В неоднородных пластах и высокой вязкости нефти закачка СО₂ применяется на поздней стадии разработки. Этот эффект объясняется различной растворимостью СО₂ в нефти и в воде.

В БашНИПИнефти проведены эксперименты применительно к условиям девонских пластов Сергеевского месторождения. Технология вытеснения нефти оторочками предусматривает чередование порций СО₂ с порциями водогазовой смеси ( вода с попутным нефтяным газом - 25-50% к объему СО₂ ), позволяет достигнуть снижения остаточной нефтенасыщенности до 1.3-1.8%, в условиях несмешивающегося вытеснения, низкой остаточной нефтенасыщенности пластов и неоднократного воздействия.

Снижение вязкости нефти и несущественное увеличение вязкости воды при растворении в них СО₂ (на 15-20 %) не всегда могут компенсировать отрицательное действие гравитационных сил и высокой подвижности СО₂ в пласте, если она не смешивается с нефтью. Поэтому охват неоднородных пластов процессом вытеснения СО₂ при неполной смесимости с водой может быть на 5-15 % меньше, чем при заводнении. Поэтому, кроме сочетания метода с заводнением, предлагается его сочетать с закачкой раствора полимера, силиката натрия и др., повышающих охват вытеснением неоднородных пластов.

Промышленные испытания.

На Александровской площади Туймазинского месторождения был выбран участок для проведения промыслового эксперимента, закачка карбонизированной воды велась в скважину № 900, ранее эксплуатирующую пласт CI^2H. Участок включал также две добывающие скважины № 743 и 859. Балансовые запасы участка равны 174,5 тыс.т, объем пор 258,8 тыс. м³, площадь 14,2 га, пористость 22 %, проницаемость 0,49*10^-12 м², вязкость нефти в пластовых условиях 14 мПа*с, среднее расстояние от нагнетательной скважины до эксплуатационных 276 м. К началу 1975 г. в скважину №900 было закачано 299,3 тыс. м³ карбонизированной воды с концентрацией СО₂ 1,5 %. Израсходовано 4400 кг углекислоты. Компенсация отбора закачкой составила 89,5 %.

Результаты закачки СО₂ привели к увеличению коэффициента приемистости скважины № 900 на 30 %, работающей толщины с 2,6 до 4,4 м, охвата пласта заводнением.

По данным БашНИПИнефть дополнительная добыча за 7 лет составила 25,6 тыс.т, а в расчете на 1 т закачанной СО₂ - 5,8 т.

Обводненность добываемой продукции возросла с 87 до 91,6 %, вместе с жидкостью извлечено 6,4 % СО₂ от закачанного объема.

По результатам химических анализов нефти, газа и воды из эксплуатационных скважин получены выводы:

- содержание АСПО в нефти снижается;

- увеличивается содержание бикарбонатных ионов (HCO₃) до 10 раз, связанное с растворением карбонатов в результате воздействия карбонизированной водой;

- в попутном газе обеих скважин уменьшилось содержание легких фракций, возросло содержание азота.

Закачка СО₂ на участке Александровской площади Туймазинского месторождения, выработанном с применением обычного заводнения, привела к увеличению дебитов скважин по нефти в 2 раза.

Вытеснение нефти двуокисью углерода впервые в нашей стране проводилось на Александровской площади Туймазинского месторождения - закачка карбонизированной воды, а также на месторождениях Сергеевское, Ольховское, Радаевское, Козловское, Ромашкинское Абдрахмановская площадь.

В Венгрии - на участке Верхнее Лишпе месторождения Будафа, а также на месторождении Ловаси.

В США наиболее крупные реализуются на местрождениях Келли Снайдер, Маккоэлм, Лик Крик, Литл Крик, Кроссет, Туфред, Грифитсвил, Жиллок

3. ГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ

Газовые методы включают использование диоксида углерода (СО₂) и углеводородных газов (как при смешивающихся, так и при несмешивающихся режимах вытеснения нефти), азота и дымовых газов. Они позволяют увеличить коэффициент вытеснения и охвата.

3.1 Вытеснение нефти углеводородными газами

В США, до применения заводнения на истощенных месторождениях использовали технологию вытеснения нефти газом.

3.1.1 Закачка газа высокого давления и растворителя

Н.Н. Стрижовым, М.А. Капелюшниковым и В.М. Фокеевым В 1948 г. было предложено разрабатывать нефтяные залежи с помощью нагнетания в залежь метана и его гомологов до давления полной растворимости их с углеводородами нефти.

Механизм процесса. Полное устранение капиллярных сил при вытеснении нефти из пласта может быть достигнуто, если вытесняющее вещество и нефть полностью взаимно растворимы. Взаимная растворимость метана и нефти наступает только при давлении 70-100 МПа. Пропан, бутан и сжиженные углеводородные газы выгодно отличаются от метана тем, что их взаимная растворимость с нефтью наступает при 20 ⁰С, начиная с 0,9 и 0,24 МПа.[49]

Исследования проведенные в ВНИИГазе на линейных моделях пластов показали следующее:

сжиженные и жирные углеводородные газы вытесняют пластовую нефть на 90-95 % абсолютного ее количества в модели пласта вне зависимости от проницаемости;

сжиженные углеводородные газы вытесняют нефть из полностью обводненных пластов, не вытесняя при этом воду, нефтеотдача составляет 80-86 %;

коэффициент нефтеотдачи моделей пластов, содержащих высоковязкие нефти типа ухтинской, при вытеснении ее сжиженными углеводородными газами составил 0,8-0,82, вместо 0,07-0,12 при вытеснении водой.

Избирательное вытеснение нефти из обводненных моделей пластов объясняется полной взаимной растворимостью сжиженных углеводородных газов с нефтью и нерастворимостью их в воде. Вследствие этого на контакте их с водой образуются мениски и возникают капиллярные силы, препятствующие вытеснению воды из пласта сжиженными углеводородными газами.

Лабораторные исследования показали, что взаимно растворяемые вещества не вытесняются поршневым способом. Между вытесняемым и вытесняющим веществами образуется зона, в которой концентрация вытесняемого вещества непрерывно уменьшается от 100 до 0%.

Технология воздействия Процесс вытеснения осуществляется следующими технологическими вариантами:

1.закачка оторочки сжиженных углеводородных газов, проталкиваемую затем по пласту сухим либо жирным попутным газом; по данным, опубликованным в США, объем оторочки должен составлять 2-12 % объема пор участка, охватываемого воздействием;

2. вытеснение нефти жирным или сухим газом, обогащенным жирными компонентами;

3. вытеснение нефти сухим газом, нагнетаемым в пласт под высоким давлением 20-30 МПа.

Существенным недостатком является газа является малая вязкость, которая в 10-15 раз ниже вязкости воды, вследствие этого - низкий коэффициент охвата вытеснением и быстрый прорыв газа в добывающие скважины. Поэтому, с целью уменьшения этого неблагоприятного фактора применяется водогазовое воздействие.

3.1.2 Водогазовое воздействие

0-Механизм процесса. В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор и крупных пор в коллекторе. При этом условии эффект от совместного чередующегося нагнетания воды и газа в пласты, будет обуславливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности ( 10-15 % ), при которой газ неподвижен.[18]

Вытеснение нефти проводится водогазовой смесью. По лабораторным данным БашНИПИнефть установлено, что при растворении в нефти закачиваемого газа вязкость и плотность ее уменьшаются, а газосодержание и объемный коэффициент увеличивается. Изменение указанных параметров нефти тем больше, чем больше газа в системе. Исследования проводились на образцах карбонатных коллекторов башкирского яруса Югомашевского месторождения. В опытах использовали модель пласта и рекомбинированные пробы нефти. Первоначально модель подвергалась заводнению, коэффициент вытеснения нефти водой составил 0,555, остаточная нефтенасыщенность - 35,2. При закачивании водогазовой смеси в модель пласта с начальной нефтенасыщенностью 79,5 % коэффициент вытеснения составил 0,66, остаточная нефтенасыщенность - 26,8 %. В опыте прорыв воды и газа происходит практически одновременно. Установленный факт говорит о том, что закачиваемый газ движется в пористой среде не только отдельно по крупным капиллярам, но и существует совместное ("четочное") движение воды и газа, что приводит к выравниванию фронта вытеснения нефти с использованием вытесняющих агентов, отличающихся по вязкости.

В сравнении с закачкой воды применение водогазовой смеси, согласно расчетам БашНИПИнефти, приведет к снижению приемистости водогазонагнетательных скважин, выравниванию фронта приемистости, уменьшению обводненности продукции. В результате увеличения коэффициентов вытеснения и охвата (на 10-15 %) коэффициент извлечения нефти возрастает на 5-7 %. [16]

Нагнетание газа и воды в пласты поочередно оторочками или одновременно в смеси через одну и ту же нагнетательную скважину для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается - для газа в 8-10 раз, а для воды в 4 - 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости призабойной зоны пласта. Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10-15 % в зависимости от неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды.

Промышленные испытания.

В США и Канаде наибольшее распространение получило вытеснение нефти оторочкой из сжиженных углеводородов, проталкиваемое сухим газом. Самым крупным участком, на котором осуществлено вытеснение таким образом является участок месторождения Тамбина в Западной Канаде. В США на месторождении Хайнесвилл, штат Луизиана. Метод вытеснения сухим газом, нагнетаемым в пласт под высоким давлением проводился в США на нескольких месторождениях, одним из которых явилось месторождение Блок 31 округа Крейн штата Тексас, где получены отличные результаты.

В странах СНГ различные модификации метода испытывались на месторождениях Широкая Балка, Озек-Суат, Гойт-Корт, Ключевое, Самотлорское, Озеркинское, Грачевское, Старо-Казанковское. На месторождениях Битковское, Федоровское и Ромашкинское в связи с быстрыми прорывами газов и техническими трудностями работы были прекращены.

В целом опыт закачки газа, в том числе в сочетании с заводнением, на месторождениях СНГ показал, что испытанные технологии являются наиболее перспективными для низкопроницаемых пластов, разработка которых с заводнением малоэффективна.

На Озеркинском месторождении осуществляется циклическая закачка газа, На Грачевском и Старо-Казанковском месторождениях - технология сводового вытеснения нефти оторочкой углеводородных растворителей и сухим газом.

Проведенные испытания метода на рифогенных массивах месторождений показали, что газонапорный режим является эффективным методом их доразработки.

Внедрение метода требует больших капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Предъявляются повышенные требования к техническому состоянию скважин, особенно нагнетательных. При внедрении необходимы надежные технологии повышения охвата пласта воздействием и снижения прорыва газа в добывающие скважины.[60]