В методе реализован известный в аналитической  химии принцип «возникающих реагентов» (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему (карбамид — соль алюминия — вода — ПАВ). В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется. Образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. При этом основные характеристики можно регулировать.

       Для регулирования фильтрационных потоков  в продуктивных пластах месторождений, увеличения охвата пластов заводнением, повышения нефтеотдачи разработаны две технологии с применением неорганических гелеобразующих составов — ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ. Опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири показали технологическую и экономическую эффективность метода: снижение обводненности  продукции добывающих скважин на 10— 50 %, увеличение дебитов по нефти. Дополнительная добыча нефти составила 40— 60 т на 1 т гелеобразующей системы. Для приготовления гелеобразующих составов можно использовать алюмосодержащие отходы многотоннажных промышленных производств.

5.4.6. Водогазовое циклическое воздействие.

       Технология  циклического водогазового воздействия  заключается в том, что в пласты поочередно оторочками или одновременно в смеси нагнетается газ и вода через одну и ту же или в отдельные нагнетательные скважины.

       Механизм  улучшения нефтевытеснения заключается  в следующем. В отличие от воды, которая в заводненной зоне занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачиваемая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа с целью уменьшения их недостатков, применения их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа в пласты, т.е. вытеснения водогазовой смесью, который будет обусловливаться 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.

       Поочередное нагнетание воды и газа способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти и охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем вытеснение раздельно только водой или газом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7 — 15 % по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.

       Водогазовое циклическое воздействие наряду с положительным влиянием на довытеснение остаточной нефти обладает и существенными недостатками.

       Приемистость  нагнетательной скважины для каждого  рабочего агента после первого цикла резко снижается - для газа в 8— 10 раз, для воды в 4— 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта.

       Гравитационное  разделение газа и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10— 20 % в зависимости от степени и характера неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды.

       Оборудование  каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительно усложняется. Для условий Зайкинской группы месторождений легких нефтей представляет интерес поиск способа реализации водогазовой циклической репрессии за счет собственного газа путем периодического и управляемого снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

     Неоднородностью продуктивных пластов называется изменчивость литолого-фациального и минералогического состава, агрегативного состояния и физических свойств пород, слагающих продуктивный горизонт.

     Следует выделить два типа неоднородности продуктивного  пласта на основе использования геологического и физико-гидродинамического признаков:

1. литолого-фациальная неоднородность продуктивного горизонта (пласта);

-минералогическую неоднородность пород, слагающих продуктивный горизонт;

     -гранулометрическую (агрегативную) неоднородность;

     -неоднородность по толщине горизонта в целом;

     -неоднородность по толщине пластов, входящих в состав горизонта.

     2) неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам продуктивного пласта.

     -по проницаемости;

     -по пористости;

     -по распределению остаточной водонасыщенности; параметрическую неоднородность, или микронеоднородность.

       Неоднородность  пластов можно приближенно оценить  с помощью ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи, физических свойств пород-коллекторов и насыщающих их флюидов

       Коэффициент относительной песчанистости К_п - отношение объема песчаников к общему объему пород, слагающих продуктивный горизонт

       Коэффициент расчлененности - отношение суммарного числа нефтенасыщенных пластов и пропластков, вскрытых в скважинах, к числу пробуренных скважин

       Под коэффициентом литологической связанности  или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности.

     Коэффициент выклинивания К_л, который показывает долю толщины выклинивающихся прослоев коллекторов h_выкл от эффективной толщины h_эф рассматриваемого пласта в разрезе скважины

     Для практических целей рекомендуется применять коэффициент выдержанности К_в, представляющий собой долю непрерывной толщины пласта по площади.

       Вследствие  неоднородности физических характеристик пластов отбор нефти по ним производится весьма неравномерно. Возможны следующие способы обеспечения равномерной выработки пластов:

       -ограничение отборов нефти по пластам с лучшими коллекторскими свойствами до незначительного уровня, свойственного обычно низкопроницаемым прослоям;

       -создание на линиях нагнетания в низкопроницаемых пластах повышенного давления нагнетания путем раздельной закачки воды.

       Вытеснение  нефти из продуктивного пласта через  литологическое «окно» закачиваемой водой  в водоносные пласты преимущественно проявляется в условиях внутриконтурного заводнения.

       В разрабатываемых пластах выделяют следующие основные виды остаточной нефтенасыщенности (ОНН): капиллярно-защемленную, адсорбированную, пленочную, ОНН тупиковых пор и микронеоднородностей, практическую, обусловленную неустойчивостью вытеснения на микро- и макроуровне.

       Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

       Для повышения нефтеотдачи пластов  используют: гидропескоструйное воздействие, гидравлический разрыв пласта, кислотное воздействие, импульсно-ударное воздействие, вибровоздействие, электрогидравлическое воздействия на призабойную зону пласта.

       Анализ  результатов промысловых испытаний  новых способов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов показывает, что для залежей, находящихся на поздней стадии разработки, наиболее перспективными являются физико-химические, гидродинамические, волновые и микробиологические методы воздействия на пласт. Применение указанных методов воздействия на обводненные пласты может привести к повышению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды или к увеличению коэффициента охвата воздействием закачиваемой водой, или одновременному увеличению как коэффициента вытеснения, так и охвата воздействием.

       Таким образом, МУН пластов на поздней  стадии заводнения залежей можно  разделить на три группы:

       1) методы, направленные на увеличение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды;

       2) методы, направленные на повышение охвата залежи воздействием воды;

       3) методы комплексного воздействия на залежь, позволяющие одновременно увеличить как коэффициент вытеснения нефти, так и охват пласта воздействием.

       Методы  увеличения коэффициента вытеснения нефти  с использованием различных химических продуктов применяются на начальных стадиях разработки месторождений.

       При использовании второй группы методов, основанных на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора, примененяют полимеры, полимеры со сшивателями, полимердисперсные системы (ПДС), коллоидно-дисперсионные системы (КДС), волокнисто-дисперсные системы (ВДС) и другие осадкогелеобразующие композиции. Эти методы наиболее широко начали применяться на поздней стадии разработки месторождений, что связано со снижением эффективности гидродинамических и ряда физико-химических методов на основе ПАВ, кислот и щелочей.

       Комплексное воздействие на нефтеводонасыщенный  коллектор достигается при использовании следующих технологий:

       1) закачка алкилированной серной кислоты (АСК);

       2) щелочно-силикатное и щелочно-полимерное заводнение,

       применение  тринатрийфосфата;

       3) комбинированные технологии, основанные на закачке ПДС с поверхностно-активными веществами и щелочами, ПДС - СТА (стабилизированный тощий абсорбент) и др.;

       4) методы, основанные на совместной закачке полимеров, ПАВ, кислот, щелочей и растворителей;

       5) совместное использование физических методов (акустическое воздействие, вибровоздействие) и нефтевытесняющих агентов;

       6) гидродинамические МУН. 

 

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ

 
     

1. Газизов А.А.. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002 – 639 с.;
2. Коршак А.А., Шамазов А.М.. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. – 544 с.;
3. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. – М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 374 с.;
4. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова/ Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. М., «Недра», 1983, 455 с.