СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

22

Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.

Гидродинамические МУН, как отмечено в предыдущей лекции, направлены на повышение эффективности заводнения (в основном на увеличения охвата пласта заводнением) через изменение гидродинамических режимов фильтрации жидкостей в пласте.

Влекции 2 мы говорили о том, что при «обычном» заводнении в пласте остается не вытесненная водой (остаточная) нефть и ~ 50% остаточной нефти находится в малопроницаемых

изастойных зонах. До ~ 30% остаточной нефти – капиллярно удержанная и пленочная нефть. Применение гидродинамических МУН позволяет вовлекать в разработку малопроницаемые и застойные зоны, а также (частично) капиллярно удержанную и пленочную нефть.

Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

Вдействующем РД 153-39.0-110-01 принята классификация гидродинамических МУН по различиям в технологии осуществления и степени воздействия на продуктивные пласты.

К первой группе отнесены методы, которые чаще применяют на промыслах из-за простоты реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы. Ко второй группе отнесены методы, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.

К первой группе относят методы гидродинамического воздействия, которые осуществляют через изменения режимов работы скважин и которые направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.

Эти методы объединены под названием «нестационарное заводнение» и включают в себя: в нагнетательных скважинах:

– повышение давления нагнетания;

– циклическое заводнение, то есть периодическое снижение (прекращение) закачки воды;

– перераспределение расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин (перемена направлений фильтрационных потоков);

– одновременно-раздельную закачку воды в разные пласты через одну скважину;

– избирательная закачка воды в малопроницаемые пропластки и пласты, зоны и участки;

– ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропластки;

– методы обработки призабойной зоны, которые изменяют режим работы и восстанавливают потенциал скважин (гидроимпульсное, волновое воздействие и др.);

– механические методы изменения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв пласта, поинтервальные обработки, интенсивная перфорация, забуривание вторых стволов

идр.);

в добывающих скважинах:

–изменение отборов жидкости в целом по объекту разработки, по отдельному пласту, блоку, зоне, участку или группе добывающих скважин;

–форсированный отбор жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны, блока;

–периодические временные остановки и пуски групп скважин или отдельных скважин;

–одновременно-раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах;

–оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлениями;

–многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы);

–системные обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.);

–буривание вторых и горизонтальных стволов.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

23

Ко второй группе относят методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты. Степень влияния методов второй группы на техникоэкономические показатели разработки значительна, поэтому они должны быть обоснованы в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах. К ним относят:

–перенос фронта нагнетания воды в имеющиеся скважины;

–организация дополнительных рядов нагнетательных скважин в блоковых системах разработки путем перевода добывающих скважин в нагнетательные;

–организация очагов закачки воды в отдельные добывающие скважины;

–вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов, разукрупнения объектов, организации зон и полей самостоятельной разработки;

–организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды с целью выработки запасов нефти в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений;

–другие новые технологии заводнения для сложнопостроенных залежей и трудноизвлекаемых запасов нефти.

Гидродинамические МУН применяют, обычно, в различных сочетаниях друг с другом одновременно, а эффективность какого-либо одного метода взаимосвязана с объемом применения других.

Поддержание повышенных давлений нагнетания воды на Бавлинском, Ново-Елховском,

Арланском месторождениях и на некоторых площадях Ромашкинского месторождения показало, что увеличение давления нагнетания приводит к увеличению работающей толщины пласта и улучшению фильтрации жидкостей в пласте. Относительное увеличение работающей толщины пластов при повышении давления от 110 до 150 атм. по перечисленным месторождениям составило около 22%. Перевод на повышенное давление закачки воды на Ромашкинском месторождении позволил дополнительно добыть 160 млн. т нефти.

На поздней стадии разработки месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов. Переход на высокие давления нагнетания, особенно в условиях карбонатных трещиноватых коллекторов, может привести к прорывам воды по высокопроницаемым зонам, что приведет к снижению охвата пласта заводнением.

При высоких скоростях закачки воды может уменьшиться удельная приемистость нагнетательных скважин за счет того, что ламинарный режим фильтрации воды переходит в турбулентный. При этом резко (до 20 раз) возрастает фильтрационное сопротивление пласта.

Форсированный отбор жидкостей (ФОЖ) применяют при обводнении продукции скважин > 75%.

Под ФОЖ понимают поэтапное существенное (сначала на 30 – 50%, затем в 1,5 – 3,0 раза) увеличение отборов жидкости из обводненных (> 75%) высокопродуктивных (с дебитами жидкости > 50 т/сут.) скважин.

При ФОЖ возрастает градиент давления в пласте, что приводит к увеличению скорости фильтрации. В результате в разработку вовлекаются участки пласта, не охваченные заводнением. При увеличении скорости фильтрации происходит частичное вовлечение в разработку капиллярно удержанной нефти и отмыв пленочной нефти.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

24

ФОЖ является наиболее освоенным методом увеличения нефтеотдачи. Первое сообщение об использовании этого метода на месторождениях Чечено-Ингушской АССР было сделано в 1945 г. В Западной Сибири ФОЖ применяли на Мегионском, Самотлорском, Мамонтовском, УстьБалыкском, Приразломном и Приобском месторождениях. Техника, применяемая для форсирования отборов, может быть различной: штанговые глубинные насосы, электроцентробежные погружные насосы (УЭЦН), газлифт.

Основные выводы, сделанные на основе анализа применения ФОЖ:

–ФОЖ эффективен по большинству обводняющихся скважин, независимо от их обводненности (в пределах применимости метода);

–ФОЖ более эффективен в тупиковых зонах, в скважинах с большой вертикальной неоднородностью и расчлененностью;

–прирост добычи нефти приблизительно пропорционален приросту дебита жидкости;

–при применении ФОЖ замедляется темп падения добычи нефти.

Циклическое заводнение и изменение направлений фильтрационных потоков

При циклическом заводнении периодически изменяют режим воздействия на пласт и создают в нем нестационарное распределение пластового давления.

Метод практически всегда применяют совместно с изменением направления фильтрационных потоков жидкостей в пласте, которое, чаще всего, обеспечивают переносом нагнетания воды – прекращают закачку воды в одни скважины и закачивают в другие.

Нестационарное распределение давления (и фильтрации жидкости в пласте) может быть создано и периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости (чередующаяся работа нагнетательных и добывающих скважин).

При периодическом нарушении установившегося состояния гидродинамической системы в неоднородном пласте между различными зонами, каналами и потоками жидкостей возникают градиенты давлений, усиливающие перетоки жидкостей из одних слоев в другие. При повышении пластового давления в пласте возникают градиенты давления в сторону малопроницаемых зон, усиливающие капиллярное внедрение воды в эти зоны. При снижении пластового давления, когда знак градиента давления меняется, вода, внедрившаяся в малопроницаемые участки, удерживается в них капиллярными силами, а нефть перетекает в высокопроницаемые участки.

Вытеснение нефти в заводненную зону при прекращении закачки воды и снижении давления в этой зоне происходит за счет упругих сил, а при снижении пластового давления ниже давления насыщения - за счет режима растворенного газа. Эффект тем сильнее, чем больше амплитуда создаваемых перепадов давлений, чем лучше гидродинамическая связь между высоко- и малопроницаемыми зонами, чем лучше капиллярные силы удерживают воду и чем выше газонасыщенность нефти.

Изменяемые параметры циклического заводнения – амплитуда и продолжительность циклов воздействия. Продолжительность циклов – от 10 до 70 – 80 суток.

Существует большое количество модификаций метода циклического заводнения. Одним из самых распространенных является метод чередующейся работы нагнетательных и добывающих скважин. Во время закачки воды через нагнетательные скважины добывающие скважины останавливают, за счет чего давление в пласте возрастает и создается запас упругой энергии. Далее в эксплуатацию вводят добывающие скважины, а нагнетательные останавливают - расходуется накопленная пластовая энергия. Приток жидкости в добывающие скважины происходит не только по линиям гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, но и за счет притока нефти из зон, ранее не охваченных заводнением. Это позволяет охватить разработкой малопроницаемые зоны.

Полный охват неоднородных пластов заводнением, практически, невозможен только за счет совершенствования системы заводнения, включая циклическое заводнение и оптимизацию сетки нагнетательных скважин. Применение циклического заводнения и изменение направлений

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

25

фильтрационных потоков приводит к улучшению выработки неоднородных пластов на поздних стадиях разработки. Тем не менее, детальный анализ эффективности применения этих методов на месторождениях Татарстана на разных стадиях разработки различных объектов показал, что при высокой обводненности добываемой жидкости (>80%) результаты от применения циклического заводнения ухудшаются.

Для ввода не охваченных заводнением запасов (нефть в малопроницаемых зонах и в застойных зонах) применяют также оптимизацию сетки нагнетательных скважин. Ее проводят либо как отдельное мероприятие, либо совместно с разукрупнением эксплуатационных объектов. При проектировании разработки выделяют основной и резервный фонды нагнетательных скважин. Резервный фонд предназначен для ввода в разработку запасов, не охваченных заводнением, если резервного фонда не хватает обосновывают бурение дополнительных нагнетательных скважин.

Эффективность заводнения снижается с усилением неоднородности разрабатываемых пластов и повышением вязкости нефти, так как нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя нефть не вытесненной в малопроницаемых слоях, участках и зонах (рис. 4).

В таблице приведены условия применения гидродинамических МУН. Как видно из данных таблицы, гидродинамические МУН применимы при определенных геолого-физических и технологических условиях, то есть не обладают универсальностью.

		Принцип воздействия	Условие
			оптимального
	Метод	на охват пласта		Ограничения метода
			применения по
		заводнением
			обводненности, %
	Повышение			Ограничен установленной
		Увеличение градиента		мощностью системы
	давления		< 75 – 80
		давления в пласте.		поддержания пластового
	нагнетания.
				давления; разрыв пластов.
	Форсированный	Увеличение градиента	75 – 85	Ограниченность размеров
	отбор.	давления в пласте.		зон воздействия.
		Изменение градиента		Наиболее эффективен при
	Циклическое	давления на границе
			70 – 80	наличии гидродинамической
	заводнение.	неоднородных
				связи между пластами.
		пластов.
	Изменение	Вовлечение в		Возможность использования
	направлений	разработку зон, не
			< 75 – 80	только на отдельных
	фильтрационных	охваченных
				участках.
	потоков.	заводнением.
	Оптимизация	Подключение в работу		Значительные капитальные
	сетки	участков пласта, не
			< 80 – 90	вложения на бурение и
	нагнетательных	охваченных
				обустройство скважин.
	скважин.	заводнением.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

26

Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.

Химические (физико-химические) МУН направлены на повышение эффективности заводнения как через увеличение коэффициента заводнения, так и через увеличение коэффициента вытеснения. Химические МУН основаны на закачке в пласт веществ, которые увеличивают вязкость воды (полимеры) или обладают высокой поверхностной активностью. К ним также относят закачку гелей, пен, эмульсий, получаемых с применением химических реагентов.

Пик применения химических МУН в мире был в 80-х годах XX века. Химические МУН применяли, в основном, на терригенных коллекторах. Сегодня химические МУН широкомасштабно применяют Россия и Китай. Считается, что химические МУН составляют ~ 6 % всех МУН, применяемых в мире.

Известно большое количество химических методов увеличения коэффициента заводнения: закачка загущенной полимерами воды, закачка поверхностно-активных веществ, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость высокопроницаемых промытых водой пропластков, закачка гелевых композиций. Реагенты закачивают в пласт через нагнетательные скважины, добавляя их в закачиваемую воду. Физико-химические и гидродинамические явления, происходящие при закачке в пласт перечисленных веществ, изучены недостаточно. Поэтому основные параметры технологий их применения в конкретных геолого-физических и технологических условиях выбирают на основе качественных представлений о взаимодействии закачиваемых композиций в пласте.

Полимерное заводнение – закачивание водного раствора полимера в пласт в течение длительного времени, пока полимером не будет заполнено ⅓ – ½ порового объема коллектора. При закачке в коллектор воды она идет по пути наименьшего сопротивления (через слои с более высокой проницаемостью, а в пределах одного слоя – по установившимся системам постоянных трубок тока) в сторону добывающих скважин. Нефть имеет более высокую, чем вода, вязкость, поэтому вода частично «просачивается» через поры и каналы, «занятые» нефтью, не вытесняя нефть («обходит» нефть), что снижает коэффициент заводнения. Повышение вязкости закачиваемой воды с помощью добавления к ней полимеров повышает коэффициент заводнения (одновременно может происходить некоторое уменьшение приемистости нагнетательных скважин из-за повышенной вязкости растворов полимеров и из-за адсорбции полимеров на поверхности породы). Полимерное заводнение в промышленных масштабах применяют уже более 40 лет.

Полимер – это вещество с большой молекулярной массой (от нескольких тысяч до нескольких миллионов), состоящее из большого числа повторяющихся одинаковых по строению атомных группировок – составных звеньев (мономеров), – соединенных между собой химическими или координационными связями в линейные или разветвленные цепи, или трехмерные структуры.

Для повышения вязкости воды применяют:

–природные полимеры растительного происхождения и биополимеры – продукты жизнедеятельности микроорганизмов (полисахариды);

–модифицированные биополимеры;

–синтетические полимеры.

Наиболее широко применяемыми полисахаридами растительного происхождения являются целлюлоза, крахмал, хитин, лигнин, пектин, гуаровая смола и их производные; полисахариды ферментативного происхождения – декстран, ксантан.

Синтетические водорастворимые полимеры – полиэтиленоксид, полиакриламид (ПАА) и др., а также сополимерные продукты – сополимер акриламида с акриловой кислотой или акрилатом натрия. Сополимерные продукты могут быть получены также гидролизом полиакриламида (ГПАА) или полиакрилонитрила (ГИПАН).

При реализации полимерного заводнения наиболее широко используют полиакриламид.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

27

Условия применимости полимерного заводнения приведены в таблице.

Показатель	Предпочтительные
	(наилучшие) условия
Проницаемость пласта, мкм2	0,05 – 10,00 (0,05 – 1,50)
Температура пласта, °С	< 120 (80)
Литологический состав пласта	песчаники
Нефтенасыщенность коллектора, %	> 20
Вязкость нефти, мПа·с	10 – 10000 (< 130)
Плотность нефти, кг/м3	< 965
Обводненность, %	60 – 70
Минерализация воды, г/дм3	< 250

Химическая деструкция ПАА. Закачиваемая в пласт вода может содержать вещества, способные вступать в реакции с ПАА: окислители и восстановители. Основные окислители – это растворенный кислород и перекиси в составе соединений окисленных углеводородов. Восстановителями являются сероводород, поглотитель растворенного в воде кислорода (бисульфит аммония), двухвалентное железо Fe2+ (может быть как окислителем, так и восстановителем, в зависимости от того, какие еще вещества присутствуют в воде), аммиак.

Жизнедеятельность микроорганизмов, в частности, сульфатвосстанавливающих бактерий, также может приводить к деструкции ПАА.

Влияние температуры. При температуре пласта ~ 80°С происходит разрушение молекул многих полимеров и снижение эффективности их применения для увеличения нефтеотдачи. При определенной температуре начинают происходить реакции осаждения между гидролизованным ПАА и двухвалентными ионами (Ca2+, Mg2+), что приводит к потере вязкости. Сополимеры акриламида и акриловой кислоты теряют стабильность при температуре выше 80°C. При некоторых значениях pH раствора даже при низкой температуре (50°C) может происходить гидролиз полимера.

Механическая деструкция ПАА. При приложении сдвиговых напряжений происходит расщепление ПАА на отдельные части с образованием свободных радикалов, которые производят дальнейшее разрушение молекулы полимера в ходе цепной реакции. Чем больше молекулярная масса, тем выше степень деструкции при том же значении напряжения сдвига. Скорость потока растворов ПАА в оборудовании не должна превышать 5 м/с.

Влияние полимеров на подготовку нефти. Химические реагенты, поступая вместе с закачиваемой водой в продукцию добывающих скважин, могут отрицательно влиять на процесс добычи и подготовки нефти. Например, ПАА способствует выделению парафинов из нефти, ПАА и полисахариды стабилизируют нефтяные эмульсии и затрудняют отделение нефти от воды.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

28

Рисунок 7. Полисахариды в пробе из сепаратора и стабилизированная ими эмульсия.

Рисунок 8. ПАА (~ 0,05 г), выделенный из 0,5 литра устьевой пробы из добывающей скважины. Пильтун-Астохское месторождение (о. Сахалин, шельф).

Гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), как загуститель, обладает рядом преимуществ по сравнению с ПАА. В частности, с повышением минерализации воды вязкость водных растворов ГЭЦ возрастает, в отличие от ПАА.

Из природных полисахаридов, используемых в нефтедобыче, наиболее подходящими технологическими свойствами для целей полимерного заводнения обладает ксантан. Высокая вязкость ксантановых растворов при малых концентрациях ксантана сохраняется при высокой минерализации воды, раствор устойчив к механической деструкции, воздействию кислот и высокой температуры.

Полимерное заводнение в России не получило широкого распространения для площадного заводнения. Большинство промысловых проектов были небольшими, так же, как и количество добытой нефти. Полимерное заводнение не получило широкого распространения, в частности потому, что стоимость метода довольно высокая. Пример. Небольшое месторождение закачивает ~ 7 млн. т воды в год. При использовании 0,3%-го раствора ПАА в год потребуется 21000 т сухого реагента; стоимость 1 т сухого ПАА ~ 55000 руб., затраты на ПАА в год – 11555 млн. руб.

В настоящее время полимерное заводнение с использованием только полимера применяют редко. Чаще используют смеси щелочных, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров (щелочь-ПАВ-полимерное заводнение). При совместном использовании щелочь, ПАВ и полимер взаимно усиливают действие друг друга, в результате повышается не только охват пласта

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

29

заводнением, но улучшается и вытеснение нефти (увеличивается коэффициент вытеснения). Закачку проводят в 4 этапа: закачка буферного раствора, закачка щелочь-ПАВ-полимерной композиции, закачка раствора полимера, закачка воды. Пример применения - «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район, 2016-2017 гг.).

Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ). Поверхностно-активные вещества

– химические соединения, которые, концентрируясь на поверхности раздела фаз, снижают поверхностное натяжение.

Добавление ПАВ к закачиваемой воде позволяет повысить коэффициент вытеснения за

счет:

–снижения межфазного натяжения на границе нефть-вода (при низком поверхностном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте - извлечение капиллярно удержанной нефти);

–увеличения смачиваемости породы водой и моющего действия по отношению к нефти (отмыв пленочной нефти);

–снижения вязкости нефти (ПАВ могут адсорбироваться асфальтенами).

ПАВ начали применять в нефтепромысловой практике в 50-е годы XX века.

Молекулы большинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей на одном конце молекулы и гидрофильных групп на другом. ПАВ бывают анионактивные (действие определяется анионом, получающимся при диссоциации ПАВ в воде), катионактивные (действие определяется катионом), амфотерные (анионактивные в щелочной среде и катионактивные в кислой) и неионогенные (в воде растворяются, но не диссоциируют). Адсорбция неионогенных ПАВ физическая, а не химическая. Неионогенные ПАВ отличаются тем, что небольшие изменения концентрации, температуры или их молекулярной структуры оказывают существенное влияние на адсорбцию.

В лабораторных условиях было исследовано влияние на нефтеотдачу добавок в воду ПАВ различного типа. Лучшие результаты при вытеснении нефти получены при применении растворов неионогенных ПАВ. Установлено, что неионогенные ПАВ адсорбируются на поверхностях минералов меньше, чем ионогенные. На практике для увеличения нефтеотдачи применяют смеси анионактивных и неионогенных ПАВ.

Для значительного улучшения вытесняющей способности воды требуется снизить поверхностное натяжение до 0,01 – 0,05 мН/м. Лучшие неионогенные промышленно выпускаемые ПАВ при оптимальной концентрации в воде (0,05 – 0,1%) обеспечивают снижение поверхностного натяжения до 7 – 8 мН/м. Поэтому эффективность применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи довольно низкая. Относительно низкая эффективность применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи связана также с химической нестабильностью ПАВ в пластовых условиях, в частности, подверженности гидролизу, существенно увеличивающемуся за счет каталитического действия компонентов пластовой воды и породы. Существенное влияние на процессы химической деструкции ПАВ оказывает сера и ее соединения, присутствующие в нефти. Имеются и другие недостатки технологии заводнения с применением ПАВ. В настоящее время ПАВ применяют, в основном, для обработки призабойных зон нагнетательных скважин для увеличения их приемистости (в сочетании с другими реагентами).

Мицеллярно-полимерное заводнение – закачка в пласт смеси воды (10 – 95%), ПАВ (4 –

15%), углеводородной фазы (керосин, легкая нефть, сжиженный газ, 2 – 80%) и спиртов (стабилизаторы: изопропиловый, бутиловый и др., до 20%). Указанные компоненты при перемешивании образуют так называемые мицеллярные системы (микроэмульсии) устойчивые к расслоению. Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на снижение действия капиллярных сил, то есть на увеличение, в основном, коэффициента вытеснения. Мицеллярный раствор, снижая действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. Перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются и образуют «нефтяной вал» – зону

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

30

повышенной нефтенасыщенности, за ней образуется зона повышенной водонасыщенности. Для вытеснения мицеллярного раствора вслед за ним в пласт закачивают полимерный раствор с близкой вязкостью (которая может достигать 100 и более мПа·с), затем закачивают воду. В результате в пласте образуется 6 зон, отличающихся по характеру и степени насыщенности (в направлении, противоположном вытеснению):

–зона исходной нефтеводонасыщенности пласта;

–нефтяной вал;

–водяной вал;

–оторочка мицеллярного раствора;

–буфер подвижности (полимерный раствор);

–зона «обычной» воды.

Основное достоинство метода – возможность обеспечить извлечение из заводненных пластов до 50 – 60% остаточной нефти.

Щелочное заводнение. При добавлении щелочи к закачиваемой воде она взаимодействует с нефтью и породой. В нефти содержатся органические кислоты (нефтяные кислоты). При взаимодействии нефтяных кислот со щелочами образуются соли, являющиеся хорошими ПАВ (соли нефтяных кислот называют нефтяными мылами). Нефтяные мыла значительно снижают поверхностное натяжение нефти на границе раздела фаз нефти и раствора щелочи и увеличивают смачиваемость породы водой. Как мы отмечали, для значительного улучшения вытесняющей способности воды требуется максимально снизить поверхностное натяжение, что и происходит при щелочном заводнении. Таким образом, щелочное заводнение повышает коэффициент вытеснения. Чем выше концентрация органических кислот в нефти, тем больше ПАВ образуется в пласте при взаимодействии нефти со щелочью.

Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения является изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот из нефти на поверхности породы. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что повышает коэффициент вытеснения.

Для приготовления щелочных растворов используют гидроксид натрия (NaOH), карбонат натрия (Na2CO3), аммиак (NH4OH), силикат натрия (Na2SiO3). Оптимальная концентрация NaOH в растворе, при которой достигается минимальное поверхностное натяжение, ~ 0,2%. Щелочные растворы обычно закачивают в виде оторочек размером 0,10 – 0,25 объема пор с концентрацией 0,05 – 0,5% NaOH. Сравнительная дешевизна NaOH, небольшие концентрации в растворе (0,2 – 0,4%), образование ПАВ непосредственно в пласте делают этот метод достаточно перспективным. По лабораторным данным использование щелочных растворов позволяет повысить коэффициент вытеснения на 15 – 20%.

При щелочном заводнении необходимо учитывать совместимость пластовых вод с закачиваемыми в пласт растворами щелочи, так как присутствующие в пластовой воде ионы оказывают существенное влияние на поверхностное натяжение растворов щелочи на границе с нефтью. Ионы кальция, магния и железа реагируют со щелочью с образованием гидроксидов и снижают эффективность ее действия.

Наличие глин в породе пласта снижает активность щелочи при щелочном заводнении. В идентичных условиях по пористости и проницаемости пород коэффициент вытеснения нефти щелочным раствором существенно зависит от содержания глины.

На месторождениях нефти повышенной вязкости более целесообразно применять термощелочное воздействие, при котором щелочные растворы закачивают в предварительно прогретый пласт.

В отличие от других физико-химических методов щелочное заводнение можно применяться при температуре до 200°С, а также в карбонатных коллекторах.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

31

Метод неприменим если кислотное число нефти менее 0,5 мг/г.

Потокоотклоняющие технологии (ПОТ). При реализации ПОТ в нагнетательные скважины закачивают ограниченные объемы реагентов, снижающих проницаемость высокопроницаемых слоев пласта вплоть до их блокирования. Тем самым создают более равномерный фронт вытеснения и уменьшают прорывы воды в добывающие скважины. ПОТ увеличивают коэффициент заводнения. В России ПОТ промышленно применяют с 80-х годов XX века, известно около 100 разновидностей ПОТ.

Рисунок 9. Керн с «промоинами».

Наиболее востребованы ПОТ с использованием ПАА и его модификаций (сшитые полимерные системы, полимерно-дисперсные составы, полимерно-щелочное заводнение и т.д.). Технологическая эффективность данных видов обработок от 1000 до 5000 т нефти на 1 т сухого полимера. Технологии с ПАА широко применяют в следующих компаниях:

–ОАО «ЛУКОЙЛ»;

–ОАО «Сургутнефтегаз»;

–ОАО «Татнефть»;

–ОАО «Удмуртнефть».

Известны ПОТ с использованием осадкообразующих составов на основе водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, сульфата натрия и хлористого кальция, сернокислого алюминия и хлористого кальция.

С применением полимерно-дисперсных систем и их модификаций на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири проведено более 1300 обработок высокообводненных (9598%) участков пластов. В ОАО «Татнефть» на поздней стадии разработки Ромашкинского, НовоЕлховского и других месторождений с применением полимерно-дисперсных ежегодно добывают «дополнительно» более 300 тыс. т нефти.

В России выполнены десятки тысяч обработок скважин с использованием ПОТ. Анализ результатов применения ПОТ в России показывает, что их эффективность существенно различается. Наряду с многочисленными примерами высокой эффективности ПОТ имеется немало результатов с завышенным расчетным эффектом.

Ограничение водопритока – обработка призабойных зон пласта добывающих скважин с целью снижения объема добываемой попутно с нефтью воды.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

32

Известно свойство сшитых полимерных систем (гелей) непропорционально снижать проницаемость пласта по воде и по нефти. В лабораторных экспериментах установлено, что после образования геля в пористой среде ее проницаемость по воде уменьшается в ~ 1000 раз, а по нефти лишь в ~ 10 раз. Для образования геля применяют ПАА, который в водном растворе «сшивают» солями поливалентных металлов (широко используют ацетат хрома). Соотношение проницаемости по воде и нефти «регулируют» изменяя концентрацию ПАА в рабочем составе.

Это свойство гелей используют при обработке всего вскрытого пласта в добывающей скважине (не отдельных водонасыщенных пропластков).

Пример применения химических МУН. Территориально-производственное предприятие «Урайнефтегаз» (подразделение ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», осуществляет добычу нефти на месторождениях Шаимского нефтегазоносного района) с 1977 г. по 2016 г. провело 2851 обработку нагнетательных скважин на 20 месторождениях. Опробованы 33 технологии (водоизолирующие, потокоотклоняющие, отмывающие), большинство из которых перешли в стадию промышленного применения. За счет применения физико-химических МУН «дополнительно» добыто ~ 4,8 млн. т нефти.

Для углубленного изучения химических МУН рекомендуются монографии

Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. –

М.: Недра, 1985. – 308 с.

Ленченкова Л. Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. – 394 с.: ил. – ISBN 5-247-03815-0