20. Водогазовое циклическое воздействие

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

Механизм улучшения нефтевытеснения заключается в том, что в отличие от воды, которая в заводненной зоне заполняет мелкие поры и сужения поровых каналов, газ, закачиваемый в пласт, как несмачиваемая фаза в загазованной зоне занимает крупные поры и верхнюю часть пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения их достоинств с целью уменьшения недостатков и к применению 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 (спорно). В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа, т.е. вытеснение водогазовой смесью. Фазовая проницаемость зависит только от смачивающей фазы (воды), свободный газ обеспечивает вытеснение нефти. Поочередное вытеснение нефти газом и водой способствует увеличению коэффициентов вытеснения нефти и охвата пластов в виду снижения относительной проницаемости высокопроницаемых пропластков, заполненных водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем при раздельном вытеснении нефти только водой или газом. При выборе оптимального режима эксплуатации нефтеотдачу пластов можно увеличить на

7-15% по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Продолжительность циклов по закачке одного агента составляет

10-30сут.

Недостатки водогазового циклического воздействия: приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента снижается после первого цикла: для газа в 8-10 раз, для воды в 4-5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости ПЗП.

В зависимости от неоднородности пласта гравитационное разделение воды и нефти может снизить эффективность применения технологии на 10-20%.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи

21. Физические процессы, происходящие при вытеснении нефти горячей водой.

Начальное значение пластовой температуры и ее распределение в залежи определяется геотермическими условиями, в которых находится месторождение. Обычно пластовая температура соответствует геотермическому градиенту. В процессе разработки месторождения пластовая температура может изменяться, Так закачиваемая в пласт вода имеет другую температуру. В пласте могут происходить химические реакции, связанные с выделением или поглощением тепла. Изменение температуры происходит за счет гидравлического сопротивления фильтрующихся флюидов, за счет эффекта Джоуля-Томсона.

Распределение пластовой температуры и ее изменение называется температурным режимом. Изменение режима происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции (у теплых флюидов плотность меньше, они оказываются легче).

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением нефти повышается температура в залежи. Повышение температуры нефти, воды и породы приводит к снижению вязкости нефти, изменению отношения подвижностей нефти и воды, к изменению относительных проницаемостей, остаточной нефтенасыщенности, к испарению легких фракций, происходит тепловое расширение коллектора и заполняющих его флюидов.

Тепловые методы применяются для залежей, содержащих высоковязкие нефти, залежи с пластовой температурой, близкой к температуре насыщения нефти парафинами.

Тепловые методы относятся: 1)теплофизические: закачка горячей воды, пара, пароциклические обработки скважин; 2) термохимические: внутри пластовое горение.