Принципы и методы разработки нефтегазовых месторождений

Все указанные типы растворимой нефти представляли собой устойчивые растворы с внешней углеводородной фазой с определенной точкой инверсии, после которой при разбавлении водой они становились растворами с внешней водяной фазой.

К самым простым методам увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении относятся методы, использующие средства, улучшающие или изменяющие в необходимом направлении вытесняющие свойства воды, т. е. снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью, уменьшающие различие в вязкостях нефти и воды. К этим средствам относятся водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры и щелочи, обладающие низкими потенциальными возможностями увеличения нефтеотдачи пластов, но находящие самостоятельное промышленное применение для улучшения условий вытеснения нефти водой, охвата пластов заводнением и уменьшения остаточной нефтенасыщенности.

Заводнение с водорастворимыми неионогенными ПАВ

Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-активных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняющей способности было одним из первых мероприятий, направленных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытеснения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов проводились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП-10, основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35-45 до 7-8,5 мН/м и увеличивается краевой угол смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Следовательно, натяжение смачивания (у cos и) уменьшается в 8-10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что оптимальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде следует считать 0,05-0,1 % [3].

Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть-вода 7-8 мН/м, как показывают исследования, не может существенно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обычного заводнения пласта, так как капиллярные силы хотя и снижены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окруженную водой в крупных порах (рис. 1). Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных порах заводненной части пласта, но несущественному.

Рис. 1. Зависимость остаточной нефтенасыщенности S_он от межфазного натяжения на контакте нефть - вода у

Эффективность водных растворов ПАВ. Проведенные ТатНИПИнефтью и СибНИИНП опыты по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов показали, что водные растворы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения в среднем на 2,5-3 %. Это соответствует фундаментальным теоретическим представлениям о процессе.

Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искусственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10-15 % [3].

Это, очевидно, завышенный эффект, который, возможно, объясняется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти пластовым условиям.

Если процесс вытеснения нефти водным раствором ПАВ проводится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщенности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5 - 7 % (рис. 2). Исследования Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института, ПермНИПИнефти и ТатНИПИнефти на кернах со связанной водой показывают примерно такое увеличение коэффициента вытеснения при разных концентрациях растворов.

Более высокая эффективность вытеснения нефти водным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется, очевидно, тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытеснения нефти из микрооднородной пористой среды, но недостаточно для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах водой.

Рис. 2. Зависимость коэффициента вытеснения вв от объема ф жидкости, прокачанной через однородный образец.

Вытеснение нефти: 1- водой; 2 - 0,05 %-ным раствором ОП-10

По оценкам многих исследователей, водные растворы ПАВ с высоким межфазным натяжением (5-8 мН/м) способны увеличивать конечную нефтеотдачу кварцевых слабоглинизированных пластов не более, чем на 2-5 % по сравнению с обычным заводнением, если применять их с начала разработки.

Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного притяжения поверхностно-активные вещества выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды. Кварцевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удельной поверхностью (до 0,5-1,2 м2/г) и значительно большей адсорбционной активностью (табл. 1). Согласно исследованиям БашНИПИнефти, адсорбция ПАВ (при концентрации 0,05 % в растворе) породой нефтяных пластов Арланского месторождения составляет 0,4--0,82 мг/г, т. е. 1-2 кг/м3 породы или 5-10 кг/м3 пористой среды.

В полимиктовых коллекторах и алевролитах, согласно исследованиям Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук), адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2 - 5,5 мг/г породы или 15-60 кг/м³ пористой среды. Причем адсорбция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварцевых коллекторов составляет 500-600 см²/см³, а слабопроницаемых глинистых и полимиктовых коллекторов - 5000-15 000см²/см³, то на 1 м² поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02- 0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах достигает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью 20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10 - 20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песков и 25-100 тыс. т в случае полимиктовых коллекторов.

Таблица 1

Адсорбция неионогенных ПАВ (типа ОП-10) из водных растворов в нефтяных пластах

Показатели	Коллектор
	кварцевый	полимиктовый, глинистый
Удельная адсорбция породы:
мг/г	0,4-0,8	1-5
кг/т	0,4-0,8	1-5
кг/м3	1-2	2,5-10
Удельная адсорбция пористой среды:
мг/см3	5-10	10-50
кг/м3	5-10	10-50
Удельная поверхность породы:
см2/г	(0,2-0,3) 103	(0,5-1,5) 104
см2/см3	(0,5-0,7) 103	(1-3,5) 104
м2/м3	(0,5-0,7) 105	(1-3,5) 106
Адсорбция ПАВ на поверхности пор:
мг/см2	(2-2,5) 10-3	(2-3)10-4
кг/м2	(2-2,5) 10-5	(2-3)10-6
Адсорбция ПАВ в пласте с балансовыми запасами 1 млн. т нефти, т	(10-20) 103	(25-100) 103

Технология и система разработки. Процесс разработки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существенного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопровождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 % ) закачать 5-10 объемов пор воды. При меньшем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добывающих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10-20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, неэффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размещения скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти водными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторождений Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.

Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 г.

Площадь участка, га……………………………………………………2000

Толщина пласта, м………………………………………………..........3,6

Число нагнетательных скважин……………………………………….19

Длина нагнетательного ряда, км……………………………………12

Вязкость нефти, мПа·с………………………………………….16

Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м…625

Число добывающих скважин:

всего ………………………………………………………………… 85

первых рядов…………………………………………………………... 34

Процесс был начат практически с начальной стадии разработки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5-20 %. В пласт закачивался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05%, а вначале - (в объеме 10-20 м³ на 1 м толщины пласта) раствор концентрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2·10⁶ м³ воды, т. е. более порового объема участка.

Самотлорское месторождение. Опытный участок организован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта - А_2-3, А_4-5, Б₈ и Б₁₀.

Площадь участка, га…………………………………………….2700

Средняя толщина пласта, м………………………………12

Средняя вязкость нефти, мПа·с…………………………….1,5

Число нагнетательных скважин………………………………..24

Число добывающих скважин …………………………………116

Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м..800

Процесс был начат при отборе 1-3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0-7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03-0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м³ воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства опытного участка.

Технологическая эффективность. Оценка эффективности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на основе сопоставления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетании воды на опытных и смежных контрольных участках многими специалистами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеотдачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водорастворимых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10-12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4-6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в Перм-НИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффициент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на 4-6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более 2-5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по промысловым данным на Арланском месторождении приходили многие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.).

На Самотлорском месторождении после трехлетнего применения ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не удалось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача - объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке.

В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводненных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным исследования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002-0,0005 %.

Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и составляет в среднем 0,0003-0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне «постороннего шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателем эффективности применения водных растворов ПАВ.

Однако технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэффициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая толщина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характеристики изучались попутно с определением увеличения нефтеотдачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных растворов ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что происходит снижение набухаемости глин в 1,1 - 2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50 - 70%, повышение работающей толщины на 10 - 42 %, фазовой проницаемости на 40 - 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30-50) 10^-3 мкм²), на которых обычное заводнение может оказаться труднореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20 - 25МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4 - 6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их адсорбция.

Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всего установить через удельную дополнительную добычу нефти - в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополнительную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента, легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определялась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пределах - от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения, а не на большие возможности метода. Причем указанные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения метода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.

Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м³ объема пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м³ объема пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50-60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5-0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет дополнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удельная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5-5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше - 0,7 - 1,5 т/т (табл. 2).

При такой удельной дополнительной добыче нефти и современных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность применения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно определенно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4 - 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потребностью ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25-100 тыс. т при максимально возможной удельной дополнительной добыче нефти 1-4 т/т, что не может быть экономически рентабельным.

Таблица 2

Удельные показатели применения водорастворимых ПАВ для вытеснения нефти

Показатели	Коллектор
	песчаный	полимиктовый
Объем пласта, м3	1	1
Масса породы, т	2,5	2,2
Коэффициент пористости	0,2
Объем пор, м3	0,2
Нефтенасыщенность, %	80	70
Начальный объем нефти в пластовых условиях, м 3	0,160	0,140
Начальная масса нефти в поверхностных условиях, т	0,100	0,090
Масса нефти (в т), вытесненной:
водой	0,050	0,045
раствором ПАВ	0,060	0,050
Масса дополнительной нефти, т	0,01	0.005
Адсорбция ПАВ, кг (мг/г)	2,5(1)	7,5(3,5)
Расход ПАВ на 1 м3 воды, кг	0,5	0,5
Расход раствора до предельной адсорбции:
м3 Vпор	5	15
	25	75
Удельный расход ПАВ, т/т	0,25	1,5

В США водные растворы ПАВ с малой концентрацией (0,05 - 0,1 % ) изучались в лабораториях и испытывались в 50-60-х годах в небольших масштабах на отдельных месторождениях. По ним не было получено удовлетворительных результатов. Из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентрированных водных растворов ПАВ в настоящее время они не испытываются совсем и не планируются к применению в будущем [44].

Недостатки метода. Самый большой недостаток метода заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это видно из изложенного, заключается в большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе. Он ставит под сомнение их применение с целью повышения вытесняющей способности воды.

Другие недостатки применения водорастворимых ПАВ (неионогенных) также усложняют или ограничивают их применение. К ним относятся:

слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ (всего 35-40 % ) и повышенная способность загрязнения окружающей среды;

высокая чувствительность к качеству воды - содержание кислорода, микроорганизмов и механических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора.

Будущее метода. Эффективность применения водных растворов неионогенных ПАВ для повышения коэффициента вытеснения нефти из продуктивных пород увеличивается с повышением степени неоднородности структуры порового пространства и гидрофобности их поверхности.

Исходя из всех проведенных до настоящего времени исследований метода и состояния структуры запасов нефти, можно однозначно предполагать, что применение водорастворимых неионогенных ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях в традиционном направлении для увеличения нефтеотдачи терригенных пластов за счет вытесняющей способности воды будет иметь очень ограниченную область. Кварцевые песчаники Азербайджана и Урало-Поволжья уже достаточно сильно заводнены, а в новых нефтедобывающих районах (Западная Сибирь, Западный Казахстан) нефтеносные полимиктовые пласты обладают высокой глинистостью и адсорбционной активностью.

В залежах со слабопроницаемыми карбонатными пластами применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфонола и др.) в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной содой, может быть достаточно эффективным и в будущем, видимо, получит развитие.

В будущем применение неионогенных водорастворимых ПАВ в промышленных масштабах можно предполагать в трех направлениях:

обработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью повышения их приемистости;

нагнетание слабоконцентрированных (0,05-0,5 % ) и высококонцентрированных (1-5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов, обеспечения удовлетворительной приемистости скважин, снижения набухаемости глин и давления нагнетания, повышения охвата заводнением за счет увеличения работающей толщины пласта, уменьшения коррозии и др.;

создание эффективных композиций из смесей продуктов с различной степенью оксиэтилирования и высококонцентрированных растворов с содержанием 5-10 % ПАВ, но обязательно с низким межфазным натяжением к нефти (менее 0,01-0,05 мН/м).

Как показывают предварительные исследования ИНХ СО АН СССР и НПО «Союзнефтепромхим», создание таких композиций на основе неионогенных ПАВ в принципе возможно. Контрольные исследования эффективности микроэмульсий на основе композиций, проведенные в БашНИПИнефти и ПермНИПИнефти, показали, что они способны увеличить коэффициент вытеснения на 17 - 25 % за счет доотмыва остаточной нефти. Однако эти композиции образуют растворы с большим содержанием нефти, и до широкого промышленного применения композиций неионогенных ПАВ, также как и слабоконцентрированных растворов для заводнения плотных коллекторов, требуется проведение широких исследований и целевых опытно-промышленных испытаний в различных условиях на конкретных месторождениях.

Полимерное заводнение.

Другой метод повышения эффективности заводнения пластов - так называемое полимерное заводнение, заключающееся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент - полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Метод изучается с конца 50-х годов, а в промышленных условиях испытывается с 60-х годов. В нашей стране исследования проблем полимерного заводнения наиболее широко проводятся во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте и Гипровостокнефти.

Механизм процесса. Как было показано, от вязкости воды, вытесняющей нефть, от соотношения вязкостей нефти и воды существенно зависит охват неоднородных пластов заводнением.

Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. При концентрации их в растворе 0,01 - 0,1 % вязкость его увеличивается до 3-4 мПа·с (рис. 3). Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. В процессе фильтрации полимерных растворов через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10 - 20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы наиболее применимы в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением.

Рис. 3. Зависимость вязкости полимерного раствора м от концентрации С.

1 - в дистиллированной воде; 2 - то же, с 1 % NaCl

Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, т. е. породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды (рис. 4), а на фронте вытеснения при этом образуется вал неактивной воды. А так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффектов - повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды - происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением. Температура пласта от 20 до 90 °С мало влияет на отношение вязкостей (рис. 5). Известно также, что полимерные растворы обладают вязкопластичными, или так называемыми неньютоновскими свойствами, вследствие чего фильтрация их возможна только после преодоления начального градиента сдвига и может улучшаться или ухудшаться в зависимости от скорости фильтрации и молекулярной массы полимера.

Рис. 4. Относительные проницаемости для нефти fн, воды fв, раствора ПАА fр в зависимости от насыщенности S.

Фазовая проницаемость для нефти (1, 2) и воды (3, 4) при вытеснении:

1, 3 - водой; 2, 4 - раствором воды + 0,05 % ПАА

Рис. 5. Влияние температуры T на отношение вязкостей раствора полимера и воды м_p/м_в при различных концентрациях раствора.

Концентрация, %: 1 - 0,1; 2 - 0,05; 5 - 0,03; 4 - 0,015

Влияние этих свойств полимерных растворов на эффективность вытеснения нефти пока еще изучено слабо. Но установлено, что с повышением скорости фильтрации и с уменьшением размеров поровых каналов кажущаяся вязкость полимерных растворов увеличивается, т. е. сопротивление пористой среды фильтрации раствора возрастает. Это явление обусловливается удержанием полимера пористой средой и эластичными свойствами растворенного в воде полимера.

Адсорбция полимера пористой средой. Взаимодействие растворенного вещества с породой и пластовой водой приводит к тому, что концентрация полимера в растворе уменьшается и перед фронтом полимера образуется вал пластовой воды, а затем воды, лишенной части полимера. На рис. 6 показаны результаты вытеснения дистиллированной воды раствором NaCl (несорбирующегося агента) и полимерным раствором. С увеличением солености и уменьшением проницаемости пласта адсорбция возрастает.

Оценка адсорбции полимерного вещества по промысловым данным при обычных концентрациях полимера (0,03-0,05 %) показывает, что адсорбция полимера может составлять 30-150 г/м3 породы или 0,15-0,75 кг/м3 пористой среды. Это примерно в 15 - 30 раз меньше, чем адсорбция неионогенных ПАВ в пористой среде. Обычно одним из основных требований, предъявляемых к полимерам, является минимальная адсорбция их на поверхности пористой среды, так как это уменьшает его потери и расход. Однако это упрощенное представление об эффективности вытеснения нефти полимерным раствором.

Рис. 6. Зависимость концентрации С хлористого натрия (1) и полимера (2) в выходящей жидкости от относительного отбора .

л - отставание полимера от фронта вытеснения

Проведенные во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (А. М. Полищук, Е. М. Суркова) численные расчеты показали, что этот вопрос значительно сложнее. При вытеснении нефти из однородных и слоистых пластов полимерными растворами существует оптимальный диапазон адсорбции, соответствующий наилучшим показателям заводнения. При нулевой адсорбции от применения полимеров получается минимальный эффект (рис. 7). Это объясняется тем, что при движении несорбирующегося полимерного раствора в нефтенасыщенной пористой среде, содержащей связанную воду, полимерный раствор перемешивается с ней и разрушается, а его вязкость уменьшается. В результате перед фронтом полимера образуется зона неактивной воды и снижается эффективность. Основная же специфика фильтрации полимерного раствора, как отмечалось, состоит не только в повышении вязкости воды, но и в снижении ее подвижности, в повышении фактора сопротивления в пористой среде при малых скоростях фильтрации раствора, причиной которого является адсорбция полимера в пористой среде. Уменьшение адсорбции полимера снижает фактор сопротивления пласта для воды и охват пласта заводнением.

Рис. 7. Зависимость коэффициента вытеснения вв от относительного отбора при разной сорбируемости полимера в пористой среде.

Вытеснение: 1 - водой; 2, 3, 4 - полимерный раствор с коэффициентом десорбции 0; 1 и 0,5 соответственно

Ухудшение нефтеотдачи пласта при большой адсорбции объясняется тем, что фронт полимера сильно отстает от фронта вытеснения нефти водой. Вследствие этого значительная часть нефти вытесняется неактивной водой, что и приводит к меньшей нефтеотдаче пласта.

Поэтому для эффективного вытеснения нефти полимерным раствором желательно иметь умеренную оптимальную адсорбцию полимера в пласте.

Деструкция молекул полимера. Полимерные молекулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции или деградации. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность - основу эффективности его применения в качестве вытесняющего агента.

Деструкция может быть химической, термической, механической или сдвиговой и микробиологической. Химическая деструкция происходит вследствие взаимодействия кислорода воздуха с полимерными молекулами. Поэтому в воде, используемой для приготовления полимерного раствора, не должно быть кислорода. При температуре выше 130 °С наступает термическая деструкция. Механическая деструкция обусловлена разрывом макромолекул полимера или их агрегатов при высоких скоростях движения, т. е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в призабойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием аэробных бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие окисления нефти.

Технология процесса. Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40 - 50 % от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой (связанной) воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой соленой водой происходит разрушение структуры раствора (молекул) в снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация раствора должна быть в 2 - 3 раза выше.

Давление для нагнетания полимерных растворов всегда требуется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения дополнительного сопротивления пористой среды, а также вследствие проявления кажущейся вязкости раствора,аналогичного (по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размещения скважин для полимерного заводнения может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток скважин для полимерного заводнения, которое, естественно, может быть только внутриконтурным.

Реализуемые проекты. Испытания полимерных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов проводились на нескольких месторождениях в Куйбышевской области, Башкирии, Татарии и Казахстане. Однако наиболее представительными из них являются опыты на Орлянском месторождении и на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения.

Будущее метода. Применение метода полимерного заводнения в будущем будет определяться объемом производста водорастворимых полимеров, особенно солестойких, для нефтяной промышленности. Потребность в полимерах для увеличения нефтеотдачи пластов выражается десятками тысяч тонн. Как показали исследования, представляется перспективным использование полимеров в сочетании с другими методами увеличения нефтеотдачи пластов (щелочное заводнение, вытеснение нефти паром, горячей водой, ПАВ, углекислым газом), что позволяет достигать лучшего эффекта.

Большой эффект можно ожидать от создания полимерных материалов новых типов (биополимеров, производимых с помощью микроорганизмов), обладающих требуемыми для нефтяной отрасли свойствами в большей мере, чем полиакриламиды. Эти полимеры должны быть стойкими к деградации, легко растворимыми в воде, малочувствительными к действию солей, должны существенно снижать подвижность воды и быть недорогими.

Особенно широкая область применения полимеров намечается в связи с использованием их для создания буфера подвижности как составного элемента технологии мицеллярных растворов, которая будет рассмотрена ниже. Будущее полимерного заводнения во многом будет зависеть от стоимости полимеров (требуется существенное ее снижение). С этой целью в будущем, возможно, будет применяться внутрипластовая полимеризация, а в пласты будет закачиваться мономер с соответствующим катализатором при определенных давлениях и температуре. И, естественно, масштабы применения полимерного заводнения будут зависеть от цен на нефть. Так как метод относится к дорогим, то экономическая эффективность его применения может быть возможна только при высоких ценах на нефть.

Щелочное заводнение

Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы известно давно. Более высокая вытесняющая способность щелочной воды отмечалась еще при разработке бакинских нефтяных месторождений в 40-х годах. В последние годы к щелочному заводнению вновь проявляется интерес в связи с обнаружением в некоторых нефтях значительного содержания активных полярных компонентов.

Механизм процесса. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически все природные нефти содержат в своем составе активные компоненты - органические кислоты, но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Лабораторные исследования показали, что степень снижения межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м и менее в узком диапазоне концентраций щелочи в растворе (рис. 10).

Рис. 10. Изменение поверхностного натяжения у на границе раздела нефть-водный раствор NaOH в зависимости от массового содержания NaOH (С).

Нефть: 1 - малоактивная; 2 - активная; 3 - высокоактивная

При контакте щелочных растворов с нефтями, особо активно взаимодействующими с щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа «нефть в воде», а с малоактивными нефтями - типа «вода в нефти». Зависимость вязкости эмульсий, образуемых нефтями различной активности с щелочными растворами, от содержания воды показана на рис. 11. Нефти, неактивно взаимодействующие с щелочью, не образуют стойких эмульсий с щелочными растворами, и с повышением содержания воды в них вязкость возрастает. Эмульсии с активными нефтями при увеличении в них содержания воды резко уменьшают свою вязкость.

Проведенные опыты показали высокие нефтевытесняющие свойства эмульсии: при одинаковых объемах количество вытесненной нефти в случае применения эмульсии на основе активной нефти было практически таким же, как и в случае закачки раствора акустической соды с низким межфазным натяжением, и существенно выше, чем при вытеснении водой.

Рис. 11. Зависимость вязкости систем вода-нефть и нефть-0,1 %-ный раствор NaOH от содержания водной фазы.

1 - активная нефть с 0,1 %-ным раствором NaOH; 2 - то же, с пластовой водой; 3 - слабоактивная нефть с 0,2 %-ным раствором NaOH; 4 - то же, с пластовой водой

Степень снижения межфазного натяжения на границе фаз нефть - раствор щелочи имеет существенное значение в механизме процесса вытеснения нефти раствором щелочи (рис. 12). Все нефти по их активным свойствам при взаимодействии с щелочью по показателю кислотности можно разделить на три следующие группы.

Нефть Показатель кислотности, Стабильное, межфазное

мг КОН /г натяжение, мН/м

Малоактивная <0,5 >1-2

Активная 0,5-1,5 0,02-1

Высокоактивная >1,5 <0,02-0,005

При малоактивных нефтях также возможно низкое межфазное натяжение на контакте нефть - раствор щелочи, но со временем оно быстро повышается до стабильного. При высокоактивных нефтях фактор времени в меньшей мере влияет на межфазное натяжение. И самое интересное свойство растворов щелочи состоит в том, что с повышением массовой концентрации ее в воде более 0,04 % межфазное натяжение повышается независимо от активности нефти.

Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти.

Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что, как отмечалось, повышает коэффициент вытеснения нефти водой.

Для многих нефтей наступающий угол смачивания в системе кварц-нефть-вода, характерный для процесса вытеснения нефти водой, при наличии остаточной воды достигает 60-70°.

Рис. 12. Зависимость коэффициента извлечения остаточной нефти б от поверхностного натяжения у на границе раздела нефть-раствор щелочи

Наличие щелочи в воде снижает равновесный контактный угол смачивания до 10-20° и даже ниже.

На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы кальция, магния и железа (рис. 13).

Хлористый кальций с концентрацией 0,01 % существенно повышает межфазное натяжение на границе нефть - раствор щелочи, которое с увеличением концентрации солей в воде до 4-6 % практически не изменяется. Значительные потери активности щелочного раствора возможны и при высоком содержании в пластовых водах двуокиси углерода. В результате реакции с ней щелочи образуется водный раствор кальцинированной соды (Na2CO3), которая тоже является щелочью, но более слабой, и не позволяет достигнуть таких низких значений межфазного натяжения, как едкий натр. Однако она может хорошо умягчать жесткие пластовые воды.



Рис. 13. Влияние солей кальция на зависимость поверхностного натяжения у растворов щелочи на границе раздела с высокоактивной нефтью от концентрации NaOH.

Раствор: 1 - NaOH; 2 - NaOH+0,1 % CaСl₂; 3 - NaOH+0,05 % СаСl₂

Благоприятное влияние на щелочные растворы оказывает присутствие в воде хлористого натрия, способствующего снижению концентрации щелочи в растворе для получения минимального межфазного натяжения.

В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит от наличия в нефти азотсодержащих компонентов, которые, адсорбируя, гидрофилизируют их, а щелочные растворы эффективнее вытесняют нефть с поверхностей.

Установлено, что наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницаемость пласта для активной нефти существенно улучшается, особенно при насыщенности водой (раствором) более 70 %, когда обычная нефть становится неподвижной. При щелочном растворе относительная проницаемость для нефти еще больше, чем для воды, и сохраняет подвижность до насыщенности пласта водой до 90-95%.

Наличие глин в породе пласта снижает активность агента за счет ионного обмена между ними. В глине имеются ионы водорода, вступающие в реакцию с ионами гидроокиси закачиваемого раствора щелочи, в результате чего снижается рН раствора. Адсорбция щелочи на глинистой части породы зависит от типа глин. Из приведенных ниже данных видно, что на кварцевых песках и карбонатах адсорбции практически нет.

Минерал Адсорбция щелочи,

мг/г породы

Кварц, кварцит, доломит Нет

Каолинит 0,13

Монтмориллонит 2,28

Ангидрит 11,60

В породах со сложным составом (сцементированные песчаники, алевролиты) адсорбция имеет промежуточное значение.

Набухаемость глины с большим содержанием рыхлого глиноземистого монтмориллонита в растворе щелочи с концентрацией 0,25 % в 2 раза больше, чем в воде. При этом адсорбция щелочи равна 0,50 мг/г породы.

Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти плотностью 0,928 г/см и вязкостью 99,7 мПа·с раствором едкого натра в пресной воде с концентрацией 0,25 % показано в табл. 28.

Как видно, в идентичных условиях по пористости и приницаемо-сти пород конечный коэффициент вытеснения нефти щелочным раствором существенно зависит от содержания глины. С увеличением содержания глин он снижается, тогда как вытеснение за безводный период улучшается, что можно объяснить набуханием глин и более ровным вытеснением.

Технология и системы разработки. Для приготовления щелочных растворов можно использовать:

едкий натр (каустическую соду) NaOH;

углекислый натрий (кальцинированную соду) Na2CO3;

гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH;

силикат натрия (растворимое стекло) N2Si03.

Таблица 28

Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти

Содержание глин (монтмориллонит), %	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Объем закачиваемой воды, объемы пор	Коэффициент вытеснения в период, %
				безводный	конечный
Вытеснение нефти водой
0	36,2	1,2	4,1	30,4	52,2
Вытеснение нефти раствором щелочи
0	35,6	1,15	3,64	30,2	63,4
5	36,5	1,07	3,78	30,5	61,5
10	35	1,17	3,86	31,2	58
15	35,1	1,09	3,88	32,3	55,5
20	36,4	1,02	4	32,3	53,5
25	35,4	1,12	4,2	34,8	50,7

Эти вещества характеризуются различными показателями щелочности (рН), величины которых приведены ниже.

0,1 н раствор рН

NaOH

Na₂CO₃ 11,6

NH₄OH 11,1

Na₂SiО₃ 12,6

Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия. Щелочные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10 - 25 % от объема пор пласта, в зависимости от его неоднородности, которые продвигаются обычной водой.

В многорядных системах разработки размер оторочки может быть больше, так как первые ряды скважин отбирают значительную часть раствора. Рабочая концентрация едкого натра в растворе определяется лабораторными исследованиями для конкретных неф-тей, пласта, воды и должна обеспечивать наименьшее межфазное натяжение между раствором и нефтью. Обычно эта концентрация составляет 0,2-0,4 % с учетом адсорбции щелочи.

Повышение концентрации щелочи не дает эффекта в вытеснении нефти. Но в гидрофобизованных коллекторах более высокие концентрации щелочи в растворе (до 2-4 %) необходимы для изменения смачиваемости поверхности пористой среды.

Размер оторочки и концентрация в ней агента должны определяться расчетным путем с учетом неизбежных потерь щелочи в пласте.

При значительной адсорбции щелочи в пласте можно использовать ступенчатую оторочку раствора с убывающей концентрацией- от 0,5-1 % на фронте до 0,05-0,1 % в конце - равными порциями (по 5-7 % от объема пор).

С целью экономии едкого натра перед ним можно закачивать раствор кальцинированной соды для умягчения пластовой и закачиваемой вод и взаимодействия с породой.

Возможно применение и высококонцентрированных щелочных растворов (до 4-5 % ), особенно в пластах, требующих повышения гидрофильности, при большом содержании солей.

Процесс может быть эффективнее при попеременной закачке в пласт оторочек щелочно-силикатного раствора, пресной воды и хлористого кальция. При этом повышается охват пласта заводнением. Раствор силиката натрия и едкого натра с высоким рН реагирует с нефтью, в результате чего снижается межфазное натяжение, а раствор хлористого кальция смешивается с раствором щелочей и вступает с ним в химическую реакцию с образованием мелкодисперсного осадка. Последний снижает проводимость высокопроницаемых слоев пласта, поглощающих раствор, и промытых участков. Вследствие этого вода начинает поступать в менее проницаемые зоны и участки пласта, не охваченные заводнением.

Оторочка пресной воды предназначена для предотвращения преждевременного смешивания растворов силиката натрия и хлористого кальция и закупорки призабойной зоны пласта.

С целью изучения эффективности метода и возможности регулирования процесса во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. Н. Бученков) были проведены специальные исследования на образцах пористой среды (рис. 14).

Как видно, изменение объема оторочек от 20 до 5 % от объема пор снижает проницаемость пористой среды по длине образца. При больших оторочках происходит снижение проницаемости удаленной зоны, а при малых оторочках - зоны, близкой к входу в образец, так как облегчается смешение растворов и образование осадка.

Рис. 14. Изменение средней проницаемости k пористой среды при вытеснении нефти растворами NaOH и СаС1₂ в зависимости от объема закачки Vnoр

Вытеснение: 1, 2, 4, 5 - чередующимися оторочками раствора NaOH и СаС1₂ размером 5, 10, 15 и 20 % от объема пор соответственно; 3 - непрерывное раствором NaOH; ,- объемы закачки на момент стабилизации проницаемости

С повышением вязкости нефти увеличивается ее активность при взаимодействии с щелочами [15]. К наиболее активным нефтям относятся известные высоковязкие нефти Кенкиякского и Ярегского месторождений (вязкость более 400 и 10 000 мПа·с соответственно).

Разработка месторождений с высоковязкими нефтями методом заводнения, даже с применением химических реагентов, не позволит достигнуть высокого коэффициента нефтеотдачи пласта. Для месторождений подобного рода необходимо сочетание закачки в пласты теплоносителей (пар, горячая вода) для снижения вязкости нефти с добавками к ним щелочей, т. е. термощелочное воздействие на пласты. При разработке месторождений с нефтями повышенной вязкости обычно используются площадные системы с густой сеткой скважин.

Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Продвижение щелочной оторочки по пласту должно регулироваться режимом работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение направления потоков жидкости).

Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязких нефтях может ничем не отличаться от метода обычного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и полимерами.

Недостатки метода. Основными недостатками метода являются очень жесткие критерии применимости его по активности нефти. Минерализация пластовой и закачиваемой воды и большое содержание глин в породе также могут исключать возможность применения метода.

Недостаточная активность нефти, содержание солей в воде и глин в породе приводят к увеличению расхода щелочи и снижению эффективности вытеснения нефти, по сравнению с обычной водой, вплоть до нуля.

Отсутствие широких испытаний метода и его модификаций в промысловых условиях и надежных данных по проводимым опытам не позволяет оценить более конкретно область и условия его применения.

Лабораторные же исследования не дают возможности моделировать эффективность таких процессов, как образование эмульсий, адсорбция щелочей и осадкообразование в реальном пласте.

В пластах, содержащих гипс, возможно растворение его щелочью и последующее отложение в призабойных зонах, скважинах и оборудовании.

Будущее метода. В настоящее время будущее метода можно представить только на основании лабораторных исследований, т. е. весьма приближенно. Промысловых данных по эффективности метода пока нет.

Как отмечалось, эффективность применения каустической соды обусловлена способностью нефтей при взаимодействии с ней снижать межфазное натяжение на контакте нефть-раствор щелочи, образовывать высокодисперсную устойчивую эмульсию типа «нефть в воде» при фильтрации по пласту и повышать смачиваемость пластов водой. Как правило, такие нефти высоковязкие. Применение обычных водных растворов щелочей на месторождениях с высоковязкими нефтями не позволит сильно увеличить охват пласта воздействием, поэтому возникает необходимость сочетания- этого метода с полимерным заводнением и тепловыми методами (горячая вода, пар). Термощелочные растворы значительно лучше вытесняют нефть за счет улучшения смачивания пористой среды.

Модификации метода щелочного заводнения, направленные на увеличение охвата пласта воздействием за счет осадкообразования, по-видимому, имеют более широкую область применения. Их можно применять практически на любом месторождении, разрабатываемом с заводнением, но только на основании экономических оценок, так как они требуют больших объемов химических реагентов.