II. Извлечение нефти из пластов. Остаточная нефтенасыщенность. 17

ВТОРИЧНЫЕ И ТРЕТИЧНЫЕ

МЕТОДЫ

УВЕЛИЧЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ

ПЛАСТОВ

 

 

 

 

МОСКВА „НЕДРА" 1985

Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.— М.: Недра, 1985.— 308 с.

Изложены физические основы методов увеличения нефтеотдачи, технология их применения в различных горно-геологических условиях, преимущества и не­достатки.

Рассмотрены требования к материально-техническим средствам и технике добычи нефти, исходя из условий обеспечения охраны недр, окружающей среды и повышения степени извлечения нефти из пластов. Дана оценка эффективно­сти применения вторичных методов увеличения нефтеотдачи.

Для инженерно-технических работников, занимающихся проектированием разработки и разработкой нефтяных месторождений, изучением и применением методов воздействия на нефтяные залежи.

Табл. 51, ил. 104, список лит.— 50 назв.

Рецензент: Ш. К. Гиматудинов, д-р техн. наук (МИНХ и ГП им. И. М. Губкина)

 

Содержание

 

Предисловие. 5

I. Строение и свойства пластов. Условия залегания и насыщения нефти 7

Типы коллекторов. 8

Вещественный состав нефтеносных пластов. 9

Неоднородность порового пространства (микронеоднородность) 10

Неоднородность нефтеносных пластов (макронеоднородность) 13

Условия насыщения нефтью.. 16

II. Извлечение нефти из пластов. Остаточная нефтенасыщенность. 17

Проявление естественных сил при движении жидкостей. Упругость пластовых жидкостей 18

Распределение остаточной нефти в пласте. 22

Критическая и предельная водонасыщенность коллекторов. 24

Определение нефтенасыщенности пластов до применения методов увеличения нефтеотдачи. 25

III. Заводнение — высокопотенциальный освоенный метод увеличения нефтеотдачи пластов. 28

Принципы заводнения нефтяных залежей. 29

Системы заводнения нефтяных залежей. 32

Системы размещения скважин. 34

Оптимальное размещение скважин. Порядок разбуривания. 36

Пути решения проблемы оптимальной сетки скважин. 44

Темп заводнения — нефтеотдача пластов. 45

Оптимальная динамика добычи нефти. 51

Отключение обводненных скважин. Прекращение заводнения. 54

Заводнение нефтегазовых залежей. 55

Заводнение нефтяных залежей с трещиновато-кавернозными коллекторами. 57

Заводнение залежей с аномальными свойствами нефтей. 58

Особенности разработки водонефтяных зон залежей. 59

Влияние геолого-физических и технологических факторов на эффективность заводнения нефтяных залежей. 60

Прогноз эффективности заводнения по статистическим моделям. 64

Потребности в воде для заводнения нефтяных залежей. 71

Подготовка и свойства нагнетаемой воды.. 73

Критерии применимости заводнения нефтяных месторождений. 75

Практика заводнения нефтяных месторождений. 76

IV. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов. 79

Классификация и назначение методов повышения нефтеотдачи пластов. 80

Направления и фазы развития методов увеличения нефтеотдачи пластов. 81

Условия успешного применения методов. Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях. 83

Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов. 85

Дополнительные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов 87

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов. 89

Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки. 91

Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки. 93

Оценка экономического эффекта. 95

V. Физико-гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов при заводнении. 96

Циклическое воздействие на пласты при заводнении. 96

Эффективность циклического воздействия на пласты.. 99

Водогазовое циклическое воздействие на пласты.. 102

VI. Физико-химические методы, улучшающие заводнение. 103

Заводнение с водорастворимыми неионогенными ПАВ.. 103

Полимерное заводнение. 109

Щелочное заводнение. 114

Типы коллекторов

 

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обла­дающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать в ней жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давле­ния. Основные критерии коллектора нефти и газа — его емкост­ная и фильтрационная характеристики, определяемые литолого-петрографическим (вещественным) составом, пористостью и про­ницаемостью, а в более общем виде — типом коллектора.

Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы — коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементирован­ными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с гли­нами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекто­ров большое значение имеет их минералогический и грануломет­рический составы.

По минералогическому составу терригенные коллекторы де­лятся на кварцевые и полимиктовые.

Кварцевый коллектор образуется в природе при усло­виях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значе­ние имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95—98 %), как правило, обладает хорошими коллекторскими свойствами, пористостью и прони­цаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80—95 %, а насыщенность водой 5—20 %.

Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен пред­ставлен полевыми шпатами и продуктами их химических преоб­разований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25—50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства. Начальная водонасыщенность у полимиктовых кол­лекторов может достигать 30—40 %.

Терригенные коллекторы характеризуются очень широким диапазоном фильтрационных свойств. Проницаемость их изме­няется от 3—5 до 0,0001—0,001 мкм², а пористость —от 25—26 до 12—14 %. Известны нефтяные месторождения, когда средняя проницаемость терригенных пластов превышает 1—2 мкм² (Золь­ный Овраг, Анастасиевско-Троицкое, Ист-Тексас, Прадхо-Бей и др.), с диапазоном изменения от 0,1—0,2 до 3—4 мкм² и, наобо­рот, месторождения со средней проницаемостью пластов 0,005—0,008 мкм², с диапазоном изменения от 0,0001 до 0,05 мкм² (Долинское, Самотлорское, пласт A₁, Хасси-Мессауд и др.).

Карбонатные коллекторы слагаются в основном изве­стняками и доломитами. Высокими значениями эффективной по­ристости, проницаемости, нефтегазонасыщенности могут обладать лишь так называемые биоморфные, органогенные и обломочные карбонатные породы, пустотное пространство в которых не было подвержено вторичным изменениям (отложениям солей), вследст­вие чего коллекторы характеризуются низкими емкостными и фильтрационными свойствами. Эти карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0,3—1 мкм² и пористость до 20—35%. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабосце-ментированные, цемента до 10"%. Начальная водонасыщенность их в нефтяной залежи не превышает 5—20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшими пористостью (12—25 %) и проницаемостью (0,01—0,3 мкм²) вследствие вторичного изменения порового про­странства (диагенеза и катагенеза) и более высокой степенью це­ментации (10—20 %) среднезернистой породы. Водонасыщен­ность среднепористых карбонатов может достигать 25—35 %.

Мелкозернистые, слабопроницаемые, мелкопористые карбонат­ные коллекторы представляют собой сильно перекристаллизован­ные пелитоморфные породы, обычно называемые матрицами, ко­торые обладают низкой полезной емкостью и плохими фильтраци­онными свойствами: пористость 8—15 %, проницаемость 0,0001— 0,01 мкм², водонасыщенность 35—50%. Емкостные свойства кар­бонатных коллекторов этого типа связаны с пористостью матриц (блоков), а фильтрационные свойства — с трещиноватостью пород.

Высокопористые, высокопроницаемые карбонатные коллек­торы— хорошие объекты для разработки. К ним относится, на­пример, пласт А4 башкирского яруса на месторождениях Урало-Поволжья (Покровское, Герасимовское, Кулешовское и др.). Разработка слабопроницаемых, мелкопористых карбонатных коллекторов трудна и малоэффективна. Это коллекторы калиновской свиты, пермские отложения, окский горизонт и другие пласты в разрезе месторождений Урало-Поволжья.

 

Условия насыщения нефтью

 

Вязкость нефти в пластовых условиях — основное свой­ство, определяющее ее подвижность и текучесть в пористой среде. Силы или расход энергии, которые необходимо затратить на пере мещение нефти по пласту к добывающим скважинам, прямо про­порциональны, а скорость фильтрации и расход (дебит) жид­кости обратно пропорциональны вязкости нефти при прочих одинаковых условиях.

В природе существуют залежи (скопления) жидких углеводо­родов с вязкостью от 0,4—0,5 до 15 000—20 000 мПа • с. В этом непрерывном ряде выделяются маловязкие (0,4—10 мПа-с), средневязкие (10—50 мПа • с), высоковязкие (50—1500 мПа • с), тяжелые (более 1500 мПа • с) нефти и битумы (более (20—25)10³ мПа • с).

Запасы нефти с вязкостью более 50 мПа•с принято относить к трудноизвлекаемым. Вязкость нефти в разрезе одного место­рождения может существенно (в десятки и сотни раз) разли­чаться для разных залежей и пластов. В пределах одной нефтя­ной залежи вязкость нефти также изменяется — увеличивается от верхней части к подошве и от участка к участку обычно не более чем в 1,5—2 раза.

Так как вязкость пластовой нефти — важнейшая для обосно­вания методов разработки характеристика, требуется тщательное ее определение по всему объему залежей.

Начальная насыщенность пластов. Пористая среда продуктивных нефтеносных пластов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности нефтью продуктивных нефтеносных пластов изменяется в очень широком диапазоне. Высокопроницаемые нефтеносные терригенные пласты пористостью 24—27 % насыщены нефтью на 90—92 % и только на 8—10 % насыщены связанной водой. Соотношение насыщенностей нефтью и водой в исключительно хороших плас­тах достигает 10—11. К таким пластам относились пласт Д₁ Бавлинского, пласт Б₂ Зольненского месторождений. Практически на всех месторождениях Западной Сибири и Западного Казахстана полимиктовые коллекторы насыщены нефтью лишь на 60—65 %, а на 35—40 % — связанной водой. Соотношение насыщенностей их нефтью и водой составляет лишь 1,5—2. Известны месторожде­ния с начальной нефтенасыщенностью пластов лишь 50—55 % (Холмогорское, Зимняя Ставка и др.), при которой вместе с неф­тью в скважины поступает вода. Остальные известные нефтяные месторождения, в том числе и с карбонатными пластами, харак­теризуются промежуточными насыщенностями коллекторов нефтью и водой. Такое широкое различие насыщенностей пластов нефтью и связанной водой обусловлено разной их удельной по­верхностью и распределением размера пор. Крупнозернистые высокопроницаемые кварцевые песчаники имеют удельную по­верхность до 500—600 см²/см³ и узкий диапазон крупных пор, а слабопроницаемые и полимиктовые коллекторы соответственно до 30 000—60 000 см²/см³ и большую долю пор мелкого размера.

Распределение нефти и воды в порах определяется характером смачиваемости поверхности пор. В гидрофильных коллекторах вода пленкой покрывает зерна и занимает все наиболее мелкие поры и сужения пор, а нефть — все остальные, более крупные поры и центральные части пор. Насыщенность и водой, и нефтью непрерывна. При длительном залегании нефти в порис­той среде часть поверхности крупных пор оказалась в контакте с нефтью и гидрофобизовалась. Поэтому в большинстве слу­чаев реальные нефтеносные коллекторы обладают смешанной смачиваемостью — преимущественно водой и частично нефтью. В редких случаях нефтеносные коллекторы характеризуются пол­ной или преимущественно гидрофобной поверхностью пор, лучше смачиваемых нефтью. В этих случаях вода занимает наиболее крупные поры и насыщенность водой прерывиста.

На всех месторождениях нефть в пласте содержит растворен­ный углеводородный газ. Чаще нефть бывает недонасыщена газом и пластовое давление выше давления насыщения. Но на многих месторождениях в некоторых пластах нефть до предела насыщена газом, а избыточный газ образует в верхней части залежи газо­вую шапку разных размеров. Иногда газовая шапка по объему превышает нефтяную залежь. Подвижные нефть, газ и вода в за­лежах распределены строго в соответствии с силами гравитации, но в верхней газовой шапке всегда имеются неподвижные вода и нефть, в средней нефтяной зоне — остаточная неподвижная вода, а в нижней водоносной области — остаточная неподвижная нефть.

 

Системы размещения скважин

 

При заводнении нефтяных месторождений большое значение имеет вопрос о системе размещения скважин, числе добывающих рядов между рядами нагнетательных скважин. Первоначально даже при внутриконтурном заводнении системы были многоряд­ными. Между нагнетательными рядами размещалось по 7—9 ря­дов добывающих скважин. Существовало убеждение, что в мало­рядных системах менее благоприятны условия заводнения и уве­личиваются потери нефти в пластах. Однако данные разработки нефтяных залежей с небольшим (один—три) числом рядов добы­вающих скважин некоторых месторождений (Дмитровское, пласты Сш и Civ, Стрельненское, пласт Бг, Козловское, пласт А4 и др.) показали, что общая эффективность эксплуатации этих объектов и технологические показатели их разработки не уступают соот­ветствующим показателям залежей, разрабатываемых многоряд­ными системами [29, 33].

Примером эффективной разработки при трехрядной системе заводнения служит залежь пласта А4 Козловского месторождения в Куйбышевской области. Несмотря на сравнительно высокое со­отношение вязкостей нефти и воды (около 8), при нефтеотдаче 0,236 обводненность продукции составляла всего 21 %. Опреде­ленная по геолого-промысловым данным нефтеотдача в промытых зонах составляет 0,58. Тогда как при меньшем отношении вязко­стей нефти и воды нефтеотдача в промытой зоне пласта А4 Куле-шовского месторождения составляла 0,53, пласта А4 Покровского месторождения—0,6, пласта Б2 Покровского месторождения — 0,57, пласта B1 Дерюжского месторождения — 0,28. Это указывает на то, что процесс вытеснения нефти водой по пласту А4 Козловского месторождения протекает более благоприятно, чем по место­рождениям с менее интенсивной системой заводнения. Об этом свидетельствует и сопоставление характеристик вытеснения нефти по различным залежам Куйбышевской области. Процесс разработки пластов Козловского месторождения протекал эффек­тивнее, чем пластов Б1 и Б2 Карлово-Сытовского месторождения (μ₀= 5,9), пласта Б2 месторождения Яблоневый Овраг (μ₀ = 11,4), пласта А4 Якушкинского месторождения (μ₀=12), раз­рабатываемых при менее интенсивных системах заводнения.

Исследованиями Гипровостокнефти по оценке эффективности систем заводнения в различных геолого-физических условиях уста­новлено, что при низкой гидропроводности (менее 60 мкм²*см/(мПА*с) и большой прерывистости пластов наиболее рацио­нально применение площадной и однорядной систем заводнения с самого начала разработки. В случае более высокой гидропро­водности (хотя расчетами подтверждена высокая эффективность площадной и однорядной систем) целесообразно в технологиче­ской схеме разработки проектировать трехрядную систему, имея в виду ее интенсификацию в дальнейшем созданием очагов завод­нения. Это позволит в конечном счете создать систему заводнения, наиболее полно отвечающую конкретным геолого-физическим особенностям строения залежи, причем интенсивность этой системы будет близкой к интенсивности площадной или однорядной системы.

Применение пятирядных систем целесообразно лишь при достаточно хорошей характеристике продуктивных пластов (гидропроводность более 360 мкм²*см/(мПА*с). Однако и в этом случае следует предусматривать возможность интенсификации си­стемы разработки дополнительными разрезаниями месторожде­ния, переходом на очагово-избирательную систему заводнения, проведением других мероприятий.

Исследованиями Всесоюзного нефтегазового научно-исследова­тельского института и СибНИИНП на примере Самотлорского месторождения также установлено, что многорядные системы обеспечивают более высокую нефтеотдачу только в однородных, слабопрерывистых пластах. Для объектов, характеризующихся высокой степенью прерывистости продуктивных пластов, к кото­рым относятся большинство месторождений Западной Сибири, более высокую нефтеотдачу обеспечивают наиболее активные системы — однорядные и площадные. Для средней геолого-физи­ческой характеристики пластов месторождений Западной Сибири при плотности сетки скважин 49 га/скв конечная нефтеотдача по расчетам составляет: при пятирядной системе разработки 48%. трехрядной 49%, однорядной 49,5%, площадной 50—51 % [10, 31].

По технико-экономическим показателям одно­рядная и площадная системы разработки эффективнее многоряд­ных систем при любых геолого-физических характеристиках экс­плуатационных объектов. Согласно расчетам, рентабельная раз-

работка сибирских месторождений при пятирядной системе воз­можна для залежей, продуктивность скважин по которым превы­шает 50 т/(сут*МПа), при трехрядной — выше 30 т/(сут*МПа). однорядной и площадной — более 15 т/(сут*МПа).

Подготовка и свойства нагнетаемой воды

 

На первых этапах разработки для искусственного заводнения нефтяных месторождений обычно используются воды из поверх­ностных источников — рек, морей и озер, а в некоторых случаях — из подземных источников (подрусловые, пластовые воды).

Во многих случаях недостаточный успех, низкая эффектив­ность заводнения нефтяных залежей и осложнения в добыче нефти обусловлены плохим качеством закачиваемой воды. Вода из по­верхностных источников несет с собой в нефтеносные пласты боль­шое количество механических примесей (взвешенные твердые ча­стицы) размером до 50—100 мкм, простейших организмов (бак­терий, водорослей), кислорода (0,001—0,003 %) и различных солей, которые в продуктивных пластах оказывают сильное отри­цательное воздействие на процесс вытеснения нефти водой.

Механические примеси забивают (кольматируют) мелкие поро-вые каналы, выключают мелкопористые слои из процесса вытесне­ния нефти, сокращая дренируемый нефтенасыщенный объем зале­жей. Содержание крупных механических примесей в воде — ос­новная причина широко известного явления, когда слабопроницае­мые пропластки не принимают воду в многослойных пластах или когда закачать воду в слабопроницаемые пласты невозможно совсем.

Живые организмы вызывают в пластах развитие биоценоза и образование сероводорода с самыми сложными последствиями. Примером может служить Узеньское месторождение, на котором наличие сульфатвосстанавливающих бактерий в закачиваемой воде послужило причиной появления сероводорода в добываемом газе (до 20 г на 100 м3). Кислород в закачиваемой воде — основная причина высокой коррозионной активности добываемых с нефтью попутных (сточных) вод. Соли в воде, закачиваемой в нефтенос­ные пласты, вызывают несовместимость ее с пластовой (связан­ной) водой и, как следствие, распространенное явление отложения солей из воды на забое скважин, в насосно-компрессорных трубах и оборудовании добывающих скважин.

Особенные осложнения могут вызвать нерастворимые образо­вания щелочно-земельных карбонатов (гипс, кальцит, барит) вследствие смещения в пласте некоторых вод, содержащих кати­оны кальция, бария и анионы сульфатов и бикарбонатов. Избе­жать всех этих отрицательных последствий можно только соот­ветствующим образом подготовив и обработав воду перед нагне­танием ее в пласты.

Технология подготовки и качество воды для нагнетания в пла­сты должны обосновываться для каждого месторождения отдельно исходя из физико-химических свойств пласта, микроструктуры по­ристой среды, состава пластовой воды, нефти, газа и пр. Но любая система подготовки воды должна включать следующие системы:

фильтровальную для удаления из воды механических при­месей;

обескислороживания воды и удаления других коррозионно-активных газов;

химической бактерицидной обработки воды для подавления бактерий;

солевой обработки воды, обеспечивающей совместимость ее с пластовой;

автоматизированную систему управления подготовкой воды и контроля за ее качеством в основных точках системы подго­товки и на устье нагнетательных скважин.

 

Фильтровальная система проектируется так, чтобы она обеспе­чивала на выходе содержание твердых частиц размером в 3 раза меньше эффективного (минимального) нефтенасыщенного размера пор, который в обычных коллекторах составляет не более 10— 15 мкм. Объемное содержание кислорода в закачиваемой воде не должно превышать (5—7) 10^–6 %. Обескислороживание воды обеспечивается встречным пропусканием потоков воды и газа в вертикальных колоннах или обработкой химическими реаген­тами, связывающими свободный кислород и выводящими его в осадок.

Подавление бактерий достигается обработкой воды хлоридом, формальдегидом, алкилфосфатом и т. д. Солевая обработка нагне­таемой воды, обычно содержащей сульфаты, должна в первую оче­редь предотвращать возможность образования нерастворимого сульфида бария (BaSO₄) в призабойных зонах, трубах и обору­довании.

Добываемые с нефтью пластовые воды в последнее время стали широко использоваться для заводнения. Эти воды в большинстве случаев требуют только очистки от эмульгированной нефти и взве­шенных веществ. По остальным показателям и по вытесняющей способности они превосходят воды всех поверхностных и подзем­ных источников и не требуют специальной обработки. Объем про­мысловых сточных вод достигает нескольких сот миллионов куби­ческих метров в год (более 700). В системах заводнения исполь­зуются более 60 % этих вод. Остальной объем промысловых сточных вод все еще закачивается в поглощающие скважины или сбрасывается в бессточные испарители. Сброс промысловых сточ­ных вод в водоемы полностью прекращен.

Перспективным способом подготовки сточных промысловых вод для заводнения, способным решать все отмеченные проблемы, яв­ляется способ диспергирования (предложенный и разработанный во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте), уменьшающий размеры коллоидных взвешенных частиц и эмульгированной нефти в 2—3 раза по сравнению с размером поровых каналов. Особенно большое значение проблема подготовки воды приобретает при заводнении с различными химическими продук­тами и агентами. Механические примеси, кислород и микроорга­низмы в воде являются причиной разрушения растворов (микро­эмульсий), адсорбции и снижения эффективности.

В США объем промысловых сточных вод превышает 1,5 млрд. м³/год. В системах заводнения используется 625— 650 млн. м³, или менее 50 %. Остальной объем сточных вод зака­чивается в поглощающие горизонты и сбрасывается в океан.

Для очистки промысловых сточных вод широко применяются отстаивание, коагулирование (сернокислыми или железными ко­агулянтами) и фильтрация через песчаные фильтры. Применяется также очистка сточных вод фильтрацией через диатомит. В обя­зательном порядке проводится обескислороживание, бактерицид­ная и солевая обработка закачиваемых вод, особенно пресной по­верхностной.

В большинстве случаев промысловая сточная вода перед за­качкой в продуктивный пласт очищается практически полностью от загрязняющих компонентов — нефти, взвесей, железа. Счита­ется, что такая обработка в конечном счете экономичнее, по­скольку позволяет сократить затраты на восстановление приеми­стости нагнетательных скважин и устраняет другие осложнения.

Полимерное заводнение

 

Другой метод повышения эффективности заводнения пластов — так называемое полимерное заводнение, заключающееся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реа­гент — полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Метод изучается с конца 50-х годов, а в промышленных усло­виях испытывается с 60-х годов. В нашей стране исследования проблем полимерного заводнения наиболее широко проводятся во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте и Гипровостокнефти.

Механизм процесса. Как было показано, от вязкости воды, вытесняющей нефть, от соотношения вязкостей нефти и воды существенно зависит охват не­однородных пластов заводнением.

Основное и самое простое свой­ство полимеров заключается в загу­щении воды. При концентрации их в растворе 0,01—0,1 % вязкость его увеличивается до 3—4 мПа • с (рис. 49). Это приводит к такому же уменьше­нию соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных разли­чием вязкостей или неоднородностью пласта. В процессе фильтрации поли­мерных растворов через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10— 20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы наиболее применимы в неод­нородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением.

Рис. 49. Зависимость вязко­сти полимерного раствора μ от концентрации С.

1 — в дистиллированной воде; 2 — то же, с 1 % NaCl

 

Рис. 50. Относительные проницаемо­сти для нефти fн, воды fв, раствора ПАА fp в зависимости от насыщенно­сти S.

Фазовая проницаемость для нефти (1, 2) и воды (3, 4) при вытеснении: 1, 3— водой; 2,4 — раствором воды+0,05 % ПАА

 

 

Рис. 51. Влияние температуры Т на отношение вязкостей раствора поли­мера и воды μр/μв при различных концентрациях раствора.

Концентрация, %: 1 — 0,1; 5 — 0,05; 3 — 0,03; 4 — 0,015

 

Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вяз­костью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пласто­вую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимо­действие со скелетом пористой среды, т. е. породой и цементирую­щим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды (рис. 50), а на фронте вытеснения при этом образуется вал не­активной воды. А так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффек­тов — повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды — происходит существенное уменьшение динамической не­однородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением. Температура пласта от 20 до 90 °С мало влияет на отношение вязкостей (рис. 51). Известно также, что полимерные растворы обладают вязкопластичными, или так называемыми неньютоновскими свойствами, вследствие чего фильтрация их возможна только после преодоления начального градиента сдвига и может улучшаться или ухудшаться в зависимости от скорости фильтрации и молекулярной массы полимера.

Влияние этих свойств полимерньгх растворов на эффективность вытеснения нефти пока еще изучено слабо. Но установлено, что с повышением скорости фильтрации и с уменьшением размеровпоровых каналов кажущаяся вязкость полимерных растворов уве­личивается, т. е. сопротивление пористой среды фильтрации рас­твора возрастает. Это явление обусловливается удержанием поли­мера пористой средой и эластичными свойствами растворенного в воде полимера.

 

 

Рис. 52. Зависимость концентрации С хлористого натрия (1) и полимера (2) в выходящей жидкости от относитель­ного отбора V.

λ — отставание полимера от фронта вытес­нения

 

 

Рис. 53. Зависимость коэффициента вы­теснения β_В от относительного отбора V при разной сорбируемости полимера в пористой среде.

Вытеснение: 1— водой; 2, 3, 4 — полимерный раствор с коэффициентом десорбции 0; 1 и 0,5 соответственно

 

Адсорбция полимера пористой средой. Взаимодействие растворенного вещества с породой и пластовой водой приводит к тому, что концентрация полимера в растворе умень­шается и перед фронтом полимера образуется вал пластовой воды, а затем воды, лишенной части полимера. На рис. 52 показаны результаты вытеснения дистиллированной воды раствором NaCl (несорбирующегося агента) и полимерным раствором. С увели­чением солености и уменьшением проницаемости пласта адсорб­ция возрастает.

Оценка адсорбции полимерного вещества по промысловым дан­ным при обычных концентрациях полимера (0,03–0,05%) показы­вает, что адсорбция полимера может составлять 30–150 г/м³ породы или 0,15–0,75кг/м³ пористой среды. Это примерно 15-30 раз меньше, чем адсорбция неионогенных ПАВ в пористой среде. Обычно одним из основных требований, предъявляемых к полимерам является минимальная адсорбция их на поверхности пористой среды, так как это уменьшает его потери и расход. Однако это упрощенное представление об эффективности вытес­нения нефти полимерным раствором.

Проведенные во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследова­тельском институте (А. М. Полищук, Е. М. Суркова) численные расчеты показали, что этот вопрос значительно сложнее. При вытесненди нефти из однородных и слоистых пластов полимерными растворами существует оптимальный диапазон адсорбции, соотетствующий наилучшим показателям заводнения. При нулевой адсорбции от применения полимеров получается минимальный эффект (рис. 53). Это объясняется тем, что при движении несорбирующегося полимерного раствора в нефтенасыщенной пористой среде, содержащей связанную воду, полимерный раствор переме­шивается с ней и разрушается, а его вязкость уменьшается. В ре­зультате перед фронтом полимера образуется зона неактивной воды и снижается эффективность. Основная же специфика фильтрации полимерного раствора, как отмечалось, состоит не только в повышении вязкости воды, но и в снижении ее подвижности,
в повышении фактора сопротивления в пористой среде при малых
скоростях фильтрации раствора, причиной которого является
адсорбция полимера в пористой среде. Уменьшение адсорбции
полимера снижает фактор сопротивления пласта для воды и охват
пласта заводнением.

Ухудшение нефтеотдачи пласта при большой адсорбции объяс­няется тем, что фронт полимера сильно отстает от фронта вытес­нения нефти водой. Вследствие этого значительная часть нефти вытесняется неактивной водой, что и приводит к меньшей нефте­отдаче пласта.

Поэтому для эффективного вытеснения нефти полимерным рас­твором желательно иметь умеренную оптимальную адсорбцию
полимера в пласте.

Деструкция молекул полимера. Полимерные моле­кулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции или деграда­ции. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность — основу эффективности его применения в качестве вытесняющего агента.

Деструкция может быть химической, термической, механиче­ской или сдвиговой и микробиологической. Химическая деструкция происходит вследствие взаимодействия кислорода воздуха с поли­мерными молекулами. Поэтому в воде, используемой для приго­товления полимерного раствора, не должно быть кислорода. При температуре выше 130°С наступает термическая деструкция. Меха­ническая деструкция обусловлена разрывом макромолекул поли­мера или их агрегатов при высоких скоростях движения, т. е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в приза-бойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием аэробных бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие окисления нефти.

Технология процесса. Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40—50 % от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородно­сти пористой среды и солевого состава пластовой (связанной) воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой со­леной водой происходит разрушение структуры раствора (молекул) и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация раствора должна быть в 2—3 раза выше.

Давление для нагнетания полимерных растворов всегда тре­буется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникно­вения дополнительного сопротивления пористой среды, а также вследствие проявления кажущейся вязкости раствора,аналогичного (по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размеще­ния скважин для полимерного заводнения может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходи­мые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток сква­жин для полимерного заводнения, которое, естественно, может быть только внутриконтурным.

Реализуемые проекты. Испытания полимерных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов проводились на нескольких месторождениях в Куйбышевской области, Башкирии, Татарии и Казахстане. Однако наиболее представительными из них явля­ются опыты на Орлянском месторождении и на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения.

Орлянское месторождение. Опытно-промышленная за­качка полимерного раствора на Орлянском месторождении Куйбы­шевской области была начата в 1966 г. Заводнению подвергались пласты А₄ и А₃.

 

Пласт	А4	А3
Коллектор	Известняк	Песчаник
Пористость, %		24,5
Проницаемость, мкм2	0,5	0,4
Начальная нефтенасыщенность	0,85	0,73
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с	8,6	12,2

 

Структурные планы пластов А₃ и А₄ почти совпадают и пред­ставляют собой симметричную брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и осложненную двумя куполами (северным и южным). Оба купола разбурены концентри­ческими рядами добывающих скважин с нагнетательными в центре (рис. 54). Радиусы добывающих рядов составляют 400 и 800 м. Пла­сты объединены в один эксплуатационный объект, поэтому часть скважин эксплуатирует пласты А3 и А4 совместно или одновре­менно раздельно.

 

Рис. 54. Схема размещения скважин на Орлянском месторождении.

Поле: / — северное; // — южное; скважины: 1 — добывающие; 2 — нагнетательные