Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів

Однією з основних умов раціональної розробки нафтових родовищ є найбільш повне ви­лучення нафти з надр. Показником ступеня використання запасів нафти є коефіцієнт наф­товіддачі. Різні сторони динаміки цього процесу можна виразити кількома частинними значеннями цього коефіцієнта, найбільш важливими з яких є поточний та кінцевий ко­ефіцієнт нафтовіддачі і.

Серед методів підвищення нафтовіддачі, що характеризуються якісно більш ефективни­ми процесами, ніж традиційний метод заводнення, можна назвати витиснення нафти міцелярними розчинами, двоокисом вуглецю, парою, за допомогою внутрішньопластового горіння.

При розробці нафтових родовищ новими методами в пластах відбуваються дуже складні процеси і явища: адсорбція і десорбція хімічних реагентів, руйнування структури розчинів і складних молекул, фазові переходи, масоперенос, дифузія, дистиляція та окислення наф­ти, кондуктивний і конвективний перенос тепла, дисипація, хімічні реакції та перетворення речовин, відкладання солей, інверсія змочуваності, капілярні процеси, які поки що недо­статньо вивчені і вимагають спеціальних фундаментальних досліджень. Ці процеси і явища визначають особливості механізму вилучення нафти й ефективність показників, що досяга­ються методами підвищення нафтовіддачі.

Виявлено, що у заводнених пластах утворюються різні види залишкової нафти. За да­ними експертних оцінок, залишкова нафта розподіляється таким чином, %: у слабопроник-них прошарках на ділянках, які обійшла вода, — 27; в застійних зонах однорідних пластів — 19,0; в лінзах, що не розкриті свердловинами, — 16; у вигляді плівок — 31; біля місцевих непроникних екранів — 8.

Більша частина залишкової нафти (60 — 65%) не охоплена процесом заводнення або не дренується внаслідок високої макронеоднорідності пластів, що розробляються. Друга ча­стина залишкової нафти (35 — 40 %) залишається в обводнених колекторах внаслідок їх мікронеоднорідності, нестійкої фільтрації, дії різних фізичних та фізико-хімічних факторів. Ця частина може бути піддана повторній консолідації.

Якщо між початковою нафтонасиченістю і проникністю колектора існує пряма за­лежність, то середні значення залишкової нафтонасиченості практично не залежать від про­никності колектора і досить стійкі для окремих формацій і нафтонасичених зон. За ос­танніми даними, ці величини змінюються в межах від 19 % для пісковиків до 28 % для кар­бонатних колекторів.

Залишкова нафта в природних умовах в обводнених зонах пластів може перебувати од­ночасно в неоднаковому стані. Характер її розподілу залежить від структури порового про­стору і фізико-хімічних властивостей фаз, що стикаються. Якщо поверхня твердої фази гідрофільна, то нафта залишається переважно у вигляді глобул, які розпорошені в поровому просторі. Вони можуть розміщатися як в поодиноких великих порах, так і в декількох поро-вих каналах.

Якщо пористе середовище частково гідрофобне, то залишкова нафта присутня в порах на гідрофобних ділянках у вигляді плівки. Тут у великих порах нафта може зливатись з тою нафтою, що надійшла сюди із дрібних пор.

У гідрофобних колекторах початкове зв'язана вода розподілена уривчасто і займає найбільші пори. Вода, що вторглася при заводненні, змішується зі зв'язаною, залишаючись у тих же порах.

Залишкова нафта розміщується в порах меншого розміру, а також у вигляді плівки на поверхні великих пор.

Значний вплив на зміну властивостей нафти в поровому просторі справляє вода, що нагнітається (окислення і гідродинамічна хроматографія). Погіршення властивостей за­лишкової нафти в даному випадку залежить від тривалості промивання водою даної зони.

Таким чином, властивості залишкової нафти суттєво відрізняються від властивостей нафти, що видобута на поверхню. Практично всі відомі процеси збільшення нафтовіддачі передбачають переміщення та мобілізацію залишкової нафти в обводнених зонах пласта. Мобілізацію залишкової нафти можна здійснити підвищенням співвідношення гідродинамічних і капілярних сил. Тут діють також гравітаційні та пружні си-

ли. Процеси консолідації залишкових запасів надзвичайно повільні. Тому при розв'язанні проблеми довилучення залишкової нафти необхідний пошук методів їх інтенсифікації. І це в принципі є призначенням методів підвищення нафтовіддачі продуктивних пластів.

Оскільки стан залишкової нафтонасиченості неоднорідний, а властивості нафти, води і газу в покладах з різними геолого-фізичними умовами також різноманітні, то уявляється цілком безперечним, що не може бути одного універсального методу підвищення наф-

Рис.8.1. Класифікація методів збільшення нафтовіддачі пластів

товіддачі, який би усунув усі причини залишкової нафтонасиченості. Серед цих причин слід назвати розчленованість, уривчастість пластів, неоднорідність пластів за проникністю, високу в'язкість нафти порівняно з водою, що її витісняє, міжфазні, молекулярні сили, мікронеоднорідність.

Намагання кваліфікованого підходу до вивчення і застосування на практиці методів підвищення нафтовіддачі вимагає їх певної класифікації. Якщо виходити із положення, що найбільш широко відомі на сьогодні методи підвищення нафтовіддачі пластів базуються на заводненні (вода - основний компонент всіх робочих агентів) і застосовуються після або ра­зом з ним, то за своїм призначенням і способом дії їх можна класифікувати, як дію на наф­ту, що залишилась у пласті в макро- і мікромасштабі. У першому випадку досягають мети головним чином завдяки зниженню в'язкості і збільшенню об'єму нафти, а також збільшенню в'язкості ц агента, що її витісняє. В другому випадку домагаються зниження міжфазного натягу а, гідрофілізації поверхні колектора та підвищення фазової проникності Аф_н для нафти і її зниження для води.

За характером дії робочих агентів класифікацію відомих методів збільшення наф­товіддачі можна подати у вигляді схеми (рис.8.1). В спеціальній літературі можна зустріти класифікації методів підвищення нафтовіддачі, де в основу покладеш інші принципи.