Материал: Разработка нефтяных месторождений.

ным раствором ПАА аналогична картине ее вытеснения ПАВ, показанной на рис. 123, хотя механизмы вытеснения в этих двух процессах совершенно различны.

Расчет вытеснения нефти водным раствором ПАА из прямо­ линейного пласта можно провести по методике, изложенной в предыдущем параграфе, используя соответствующие характе­ ристики вытеснения, определенные экспериментально в лабора­ торных условиях.

Водный раствор ПАА можно применять также для регули­ рования процесса вытеснения нефти водой, пользуясь тем, что этот раствор представляет собой дилатантную жидкость. Для этого 'закачивают раствор ПАА в высокопроницаемые пропласки, снижают тем самым скорость движения по ним воды, по­ вышают давление нагнетания и увеличивают скорость вытесне­ ния нефти водой из пропластков с более низкой проницае­ мостью.

Среди физико-химических методов разработки нефтяных месторождений известен также метод комплексного воздейст­ вия на нефтяной пласт путем закачки в него смеси ПАВ, спир­ тов, растворителей нефти, воды и водного раствора ПАА. Этот

сравнительно небольшого количества углеводорода раствори­ теля нефти, спирта, сульфонатов или иных ПАВ — на контакте нефть — комплексный раствор создают область полного смеши­ вания нефти с таким раствором либо на нем резко (до 10_6 Н/м) снижают поверхностное натяжение. По мере удаления от непо­ средственного контакта нефть — комплексный раствор в сторо­ ну водонагнетательных скважин доля воды в растворе должна увеличиваться до тех пор, пока он не превратится в чистую во­ ду. Таким образом, между нефтью и водой создается область с низким или нулевым поверхностным натяжением, т. е. область полного смешивания комплексного раствора и нефти. При этом состав этого раствора изменяется от чистой воды до раствори­ теля нефти.

При достижении определенного соотношения воды, ПАВ, углеводородов и спирта в растворе образуются физико-химиче­ ски связанные группы молекул — мицеллы. Такой раствор на­ зывается м и ц е л л я р н ы м .

Однако эффективная вязкость мицеллярного раствора ока­ зывается большей, чем вязкость исходных веществ, его состав­ ляющих. Если вблизи линии нагнетания этот раствор переходит в воду, то получается, что последняя как менее вязкая жид­ кость должна вытеснять более вязкую жидкость — мицелляр­ ный раствор. В таком случае коэффициент вытеснения раство­ ра снизится. Поэтому для продвижения оторочки мицеллярного раствора по пласту используют водный раствор полимера. Та­ кое воздействие на пласт называется м и ц е л л я р н о-п оли-

м е р н ы м з а в о д н е н и е м .

234

Известны различные составы мицеллярных растворов. На­ пример, используют растворы такого состава (в %): 1) суль­

нат— 8, ПАВ—2, нефть или состав определенных жидких угле­ водородов— 30, вода — 60.

§ 5. ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Наиболее изучены и испытаны физико-химические методы разработки нефтяных месторождений с вытеснением нефти из пластов углеводородными растворителями, включая обогащен­ ный углеводородный газ и природный газ при высоком давле­ нии, а также двуокисью углерода.

Для вытеснения нефти используют газ, содержащий 65% метана и 35% этан-пропановых фракций, а также обогащенный газ (35% метана и 65% этан-пропановых фракций). Коэффи­ циент конечной нефтеотдачи при вытеснении нефти составляет 60—70% и более.

Результаты работ по использованию вытеснения нефти из пластов обогащенным газом при высоком давлении указывают на возможность достижения конечной нефтеотдачи 70% и выше.

Необходимое условие достижения высокой нефтеотдачи за­ ключается в обеспечении смешиваемости нефти и газа. Для этого нефть должна быть маловязкой, содержать незначитель­ ное количество смол и асфальтенов. Физико-геологические ус­ ловия пласта должны быть такими, чтобы для вытеснения неф­ ти можно было использовать природный или обогащенный газ при высоком пластовом давлении не ниже 20 МПа.

Важное обстоятельство — наличие вблизи месторождения, в пласты которого предполагается нагнетать газ, ресурсов при­ родного или обогащенного газа. В качестве таких ресурсов мо­ гут служить, главным образом, близлежащие газоконденсат­ ные месторождения, а также нефтяные залежи, содержащие жирный нефтяной газ.

Опыт разработки нефтяных месторождений с использова­ нием двуокиси углерода для вытеснения нефти показывает, что в этом случае при благоприятных условиях нефтеотдача плас­ тов по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении уве­ личивается на 10—15%. Наибольший эффект получают, если применяют оторочки СОг в жидком, закритическом или даже в газообразном' состоянии. Оторочки продвигаются по пласту под воздействием закачиваемой в него воды. Процесс вытесне­ ния нефти СОг следует применять преимущественно при разра­ ботке месторождений легких нефтей с незначительным содер­ жанием тяжелых углеводородных компонентов, смол и асфаль­ тенов, которые могут осаждаться в пористой среде при контак­ те нефти с двуокисью углерода и выделении из нее легких фракций.

235

Одной из основных проблем, возникших при использовании растворителей и газа при высоком давлении, является недопу­ щение преждевременных прорывов газа в добывающие скважи­ ны и возрастания в несколько раз газовых факторов скважин. Сильные прорывы газа способствуют снижению коэффициента охвата пластов воздействием, вследствие чего в определенных условиях с возрастанием коэффициента вытеснения конечная нефтеотдача по сравнению с нефтеотдачей при заводнении мо­ жет снизиться.

В целях преодоления трудностей, связанных с указанной проблемой, следует стремиться нагнетать обычный или обога­ щенный газ при высоких давлениях в повышенные части струк­ тур, а если возможно, в их купола. В этом случае гравитацион­ ное разделение нефти и газа будет несколько препятствовать прорывам последнего в добывающие скважины и снижению ко­ эффициента охвата пласта процессом.

Проблема развития методов разработки нефтяных место­ рождений с использованием закачки в пласты углеводородных растворителей, обогащенного газа и обычного газа при высоком давлении носит технико-экономический характер.

Она заключается в том, что при использовании указанных методов в пласт необходимо закачивать значительные количе­ ства ценных углеводородов, далеко не полностью извлекаемых из него во время вымывания углеводородной оторочки нагнетае­ мыми в пласт водой или газом. В начале развития методов из­ влечения нефти из пластов оторочками углеводородных раство­ рителей предполагалось, что эти оторочки будут составлять всего 0,05—0,10 порового объема пластов. Однако в дальней­ шем, главным образом в связи с учетом повышенной литологи­ ческой неоднородности и трещиноватости пластов, сформирова­ лось мнение о том, что размер оторочек растворителя в плас­ тах со сравнительно пологим залеганием должен составлять 0,2—0,25 порового объема пласта. Отсюда, если иметь в виду крупномасштабное применение процессов вытеснения нефти из пластов углеводородными растворителями, потребуется закач­ ка в пласты и оставление в них на долгие годы (и, может быть, навсегда) огромных количеств ценных углеводородов. Возникают вопросы: откуда брать эти углеводороды? Собирать их на газоконденсатных месторождениях, разбросанных по всей стране, и сосредоточивать на нескольких нефтяных месторож­ дениях? Или получать в результате переработки нефти, остав­ ляя для народного хозяйства только тяжелые фракции? Это не может быть оправдано с экономической точки зрения. Однако в благоприятных условиях, закачивая, например, обогащенный газ, получаемый из недалеко расположенных газоконденсатных месторождений, в купольную часть нефтяного месторождения, можно эффективно осуществлять процесс вытеснения нефти углеводородными растворителями.

Одно из направлений, повышающих целесообразность вы­

236

теснения нефти из пластов обогащенным газом или обычным газом при высоком давлении, — совместная закачка воды и газа (водогазовых смесей) в пласты.

Главная проблема существующих физико-химических мето­ дов повышения нефтеотдачи, основанных на использовании добавок к закачиваемой в пласты воде физико-химически ак­ тивных примесей (ПАВ, полимеров и их смесей), заключается в преодолении отрицательного влияния на процессы извлечения нефти сорбции этих примесей пористой средой, а возможно, и остаточной нефтью.

Как было показано, сорбция приводит к существенно более медленному распространению в пласте активного вещества, вы­ теснению значительной части нефти очищенной от добавок водой и к резкому снижению эффективности физико-химиче­ ских методов повышения нефтеотдачи. Сорбция может приво­ дить также к разрушению оторочек смесей физико-химически активных веществ.

Однако, несмотря на многие отрицательные явления, физи­ ко-химические методы повышения нефтеотдачи необходимо про­ должать изучать, находить новые более эффективные компози­ ции веществ, новые, более эффективные способы их применения для увеличения нефтеотдачи.

Эффективность же таких методов, как вытеснение нефти газом при высоком давлении и двуокисью углерода, подтверж­ дена фактическими результатами, полученными на реальных месторождениях. Однако при использовании этих методов воз­ ник ряд технологических трудностей, связанных с транспортом С 02 на значительные расстояния, коррозией оборудования, ре­ генерацией С02 из ее смеси с нефтью и нефтяными газами и др.

Дальнейшие исследования в области физико-химических методов повышения нефтеотдачи и тщательный анализ опытно­ промышленных работ помогут более точно определить эффек­ тивность этих методов.

Контрольные вопросы

1. Выведите соотношение, служащее для определения дли­ ны зоны смеси при вытеснении из пласта нефти смешивающим­ ся с ней веществом.

2. При каких давлениях и составах нефти и втесняющего ее газа возможно образование в пласте области полного сме­ шивания нефти и газа? Расскажите об этом с помощью тре­ угольной диаграммы Гиббса.

3.Объясните суть механизма и технологических методов воздействия на пласт путем закачки в него двуокиси углерода.

4.Выведите формулу, доказывающую отставание фронта

сорбции от фронта вытеснения при закачке в пласт водных ра­ створов ПАВ или полимеров.

5. Объясните суть механизма и технологии мицеллярно­ полимерного заводнения нефтяных пластов.

237

Г л а в а VII

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

§1 . ТЕМПЕРАТУРНАЯ ОБСТАНОВКА В ПЛАСТАХ

ИЕЕ ИЗМЕНЕНИЕ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Начальное значение пластовой температуры и ее распределение определяются геотермическими условиями, в которых находится месторождение. Обычно пластовая температура нефтяных мес­ торождений соответствует среднему геотермическому градиенту в данном геологическом регионе. Однако наблюдаются и суще­ ственные отклонения пластовой температуры от этой величины. Тогда считают, что пластовая температура повышенная или пониженная. Зоны земной коры—С-Лысокой температурой называ­ ются г е о т_е р-м^лл>ш. ы мщ_зютт]кмтг=>

нем веществ.

Распределение пластовой температуры под землей и измене­ ние ее во времени называют т е^м пер ату р н ы м р1Гж!Гм-о-»ь месторождения. Изменение температуры в нефтяных пластах происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции.

Нефтяные пласты не теплоизолированы от окружающих по­ род и от других пластов. Поэтому всякое изменение температу­ ры на каком-либо участке по сравнению с другими участками влечет за собой ее перераспределение и перенос тепла за счет теплопроводности. Закачка в пласт воды с иной температурой, чем пластовая, и добыча из пласта нефти с пластовой темпера­ турой приводят к изменению содержания тепла в пласте и, сле­ довательно, пластовой температуры.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородно­ го прямолинейного пласта в условиях, когда закачиваемая во­ да имеет иную температуру, чем пластовая. Будем считать для простоты, что вытеснение нефти водой поршневое, причем оста­ точная нефтенасыщенность S HOCT уменьшается с увеличением температуры по определенному закону.

Допустим, что в рассматриваемый однородный пласт зака­ чивается вода с температурой меньшей, чем пластовая. По-

238