Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки

       Результаты  работ по некоторым опытным участкам Ромашкинского месторождения приведены в табл. 5.2.

       Как видно из данных табл. 5.2, дополнительная добыча нефти и снижение обводненности добываемой жидкости по опытным участкам изменяются в широких пределах. Очевидно, это связано с тем, что основным в механизме увеличения добычи нефти является восстановление приемистости водонагнетательных скважин и очистка загрязненных интервалов перфорированной толщины пласта.

5.2.5.Мицеллярные растворы.

       Водные  растворы современных индивидуальных водорастворимых ПАВ, находящие  самостоятельное промышленное применение для уменьшения остаточной нефтенасыщенности пластов, способны снижать межфазное натяжение на контакте нефть - вода лишь до 7— 8,5 мН/ м

       Такой раствор, как показывают многочисленные лабораторные исследования, не может существенно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обычного заводнения пласта. Как видно из результатов лабораторных экспериментов, необходимое снижение остаточной нефтенасыщенности возможно лишь при уменьшении межфазного натяжения на контакте нефть — вода до 10— 3 мН/м. Такое низкое межфазное натяжение достигается при использовании мицеллярных растворов, позволяющих устранить капиллярные силы в заводненных пористых средах.

       В практике разработки нефтяных месторождений  получают распространение мицеллярные растворы, при расслаивании которых активные компоненты (ПАВ), образующие высокомолекулярные агрегаты (мицеллы), сосредоточиваются в основном лишь в одной фазе — водной, нефтяной или промежуточной мицеллярной, находящейся в равновесии с водой и нефтью. Соответствующая фаза называется внешней фазой мицеллярных растворов, а сами растворы водными (прямыми), углеводородными (обратными) или промежуточными мицеллярными растворами (микроэмульсиями).

       Процессы  вытеснения нефти этими растворами имеют особенности, которые обусловлены  тем, что мицеллярные растворы сочетают преимущества растворителей и растворов высокоэффективных ПАВ и обладают способностью «вбирать» в себя воду и (или) нефть, снижая поверхностное натяжение на границе контакта фаз до сверхнизких значений и создавая тем самым условия их частичного или полного смешивания. Кроме того, тип мицеллярного раствора может меняться при вытеснении в результате инверсии, обусловленной, например, различным содержанием мицеллярных солей в растворах и пластовых водах.

       В состав мицеллярных растворов входят: ПАВ, углеводород, вода, стабилизатор и электролит. В табл. 5.3 приведены диапазоны изменения содержания основных компонентов устойчивых мицеллярных растворов трех категорий, разработанных в настоящее время.

       Как видно из табл. 5.3, устойчивые мицеллярные растворы можно получить при широком изменении содержания отдельных компонентов. Особенно важно, что мицеллярные растворы могут содержать до 95 % воды, до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора.

       Таблица 5.3

       Изменение объемного содержания основных компонентов  мицеллярных растворов, %(по массе)

 

       Экспериментально  установлено, что при вытеснении нефти из моделей однородных пористых сред мицеллярной оторочкой размером 2,5 % от порового объема извлекается 80 % остаточной нефти, а при оторочке размером 5 % от порового объема достигается практически полное вытеснение. На эффективность извлечения остаточной нефти сильно влияет правильно подобранный состав оторочки мицеллярного раствора.

       Перспективны  для увеличения нефтеотдачи пластов  водные мицеллярные растворы, обеспечивающие достаточно полное вытеснение остаточной нефти и в то же время являющиеся менее дорогими по сравнению с углеводородными мицеллярными растворами.

5.3. Методы, основанные на увеличении коэффициента охвата пласта воздействием.

5.3.1.Применение полимеров.

       Полимерное  заводнение пластов является одним  из основных физико-химических методов  увеличения нефтеотдачи. Его применение основано на способности полимера даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пласта заводнением.

       Основное  и самое простое свойство полимеров  заключается в загущении воды. При массовом содержании их в растворе 0,01— 0,1 % вязкость ее увеличивается до 3— 4 мПа-с. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкости нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта по проницаемости. В процессе фильтрации полимерных растворов в пористой среде они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10— 20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы рационально применять в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью увеличения охвата их заводнением и улучшения полноты вытеснения нефти из пористой среды.

       Полимерный  раствор обладает свойствами неньютоновских жидкостей: пропускная способность пористой среды для водного раствора полимера уменьшается гораздо сильнее, чем увеличивается его вязкость по сравнению с водой. Это явление характеризуется «фактором сопротивления» R и описывается отношением коэффициента подвижности для воды к коэффициенту подвижности полимерного раствора: 

         

       (5.1) 
 

       где k_B и k_n — коэффициенты проницаемости пористой среды соответственно для воды и раствора полимера, мкм²; µ_в и µ_п — соответственно вязкость воды и кажущаяся вязкость раствора полимера при фильтрации в пористой среде, мПа*с.

       Другой  важнейшей характеристикой полимерного  раствора является «остаточный фактор сопротивления» R_0CT, определяемый как отношение подвижности воды до и после фильтрации раствора полимера в пористой среде, т.е.

       

       (5.2) 
 

       где k_B и k_пв — соответственно коэффициенты проницаемости пористой среды для воды до и после фильтрации раствора полимера, мкм²; µ_в и µ_пв — соответственно вязкости для воды до и после фильтрации раствора, мПа*с.

       В настоящее время разработаны  и успешно применяются следующие основные технологии увеличения нефтеотдачи пластов с использованием полимеров:

       1) закачка индивидуальных растворов полимера (полимерное заводнение);

       2) воздействие на пласт с использованием «сшитых» полимеров;

       3) полимерное заводнение в сочетании с вязкоупругими составами (ВУС);

       4) воздействие на призабойную зону пласта ВУС;

       5) полимерное заводнение в сочетании с другими физико-химическими методами.

       Зная  проницаемость пропластков неоднородного  пласта и определив экспериментально факторы сопротивления, обеспечиваемые в каждом пропластке раствором полимера полученной концентрации, можно определить количество полимера, необходимое для выравнивания профиля приемистости, по методике В.Г. Оганджанянца:

       

       (5.3) 

       Здесь G_ПAA — количество полимера; С_О — концентрация раствора полимера, т/ м3; V_ПАА — объем оторочки раствора полимера, необходимой для закачки, м3.

       Объем оторочки V_ПАА определяется из следующего соотношения:

         

       (5.4) 

       где i = 1, 2, n — номера пропластков в порядке возрастания проницаемостей; r_n — радиус (зоны) высокопроницаемого слоя, в пределах которой происходит замещение пластовых жидкостей раствором полимера, принимается равным толщине пласта, м; R_i R_n — факторы сопротивления i-ro и n-го прослоев соответственно; k_i и k_n — проницаемость i-ro и n-го слоев соответственно, мкм²; h_i — толщина i-ro прослоя, м; m_i — пористость i-ro прослоя, доли единицы.

       Существуют  три условных времени начала закачки  полимерного раствора:

       1) с самого начала разработки месторождения;

       2) на поздней стадии разработки месторождения при обводненности продукции скважин на 95— 100 %;

       3) на промежуточной стадии разработки после прекращения безводного дебита.

       Закачка полимерных растворов осуществлялась на объектах, расположенных в различных нефтегазоносных провинциях. Пласты были представлены терригенными и карбонатными коллекторами, различались по проницаемости (0,075 — 0,96 мкм2), вязкости нефти в пластовых условиях (2,1 — 36,0 мПа-с), пластовой температуре (24— 68 °С). Полимерное заводнение применялось на различных стадиях разработки месторождений. Результаты промышленного применения полимеров на наиболее крупных объектах, заимствованные из работы, представлены в табл. 5.4. 

       Таблица 5.4.

       Результаты  полимерного заводнения на некоторых  месторождениях России.

 

       Полимерное  заводнение — один из эффективных методов увеличения конечной нефтеотдачи пластов и ограничения объемов попутно добываемой воды. Область применения его весьма широка.

       Повышение эффективности полимерного заводнения в будущем связано с улучшением реологических свойств и стойкости в условиях полимерных растворов нефтегазоводонасыщенных пластов. В этом направлении выполнены значительные работы в БашНИПИнефти. На рис. 5.2 представлены возможные варианты совершенствования процессов воздействия на пласт с применением ПАА

       Рис 5.2.Совершенствование процесса взаимодействия ПАА

5.3.2.Применение эфиров целлюлозы.

       В семидесятые годы учеными ТатНИПИнефть и объединения Татнефть предложены технологии повышения нефтеотдачи пластов с использованием составов на основе экологически безвредных простых эфиров целлюлозы (ЭЦ), в частности метилметилцеллюлозы, оксиэтилцеллюлозы, гидрооксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилцеллюлозы и др. Достоинством методов является возможность их применения на высокообводненных залежах, находящихся в поздней стадии разработки, а также простота исполнения и достаточно высокая эффективность.