Физические основы добычи нефти

ВВЕДЕНИЕ

Проблема полноты выработки открытых запасов углеводородного сырья остается одной из наиболее актуальных во всех нефтегазодобывающих странах мира, в том числе и в России.

Последние три десятилетия характеризуются направленным ухудшением качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности России вследствие значительной выработки высокопродуктивных месторождений, находящихся в заключительной стадии разработки с высокой степенью обводненности нефтяного пласта, а также вовлечения в эксплуатацию открытых месторождений с так называемыми трудноизвлекаемыми запасами (ТИЗ). По состоянию на 2001 г более 69 % отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами, причем их доля в балансе разведанных запасов постоянно растет. Первостепенное значение поэтому приобретает довыработка запасов месторождений с высокой обводненностью, вступивших в позднюю стадию разработки, в которых сосредоточены миллиарды тонн остаточных запасов нефти.

Проблема полноты извлечения нефти из недр ставится в качестве одной из первоочередных задач повышения рентабельности разработки и рационального использования природных ресурсов нефтяных месторождений, особенно с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Снижение доли безвозвратных потерь в залежах особенно актуально на истощенных, находящихся длительное время в эксплуатации месторождениях. Поиск и реализация новых методов повышения нефтеотдачи пластов является одним из важнейших направлений развития нефтедобывающей отрасли. Для обозначения всего комплекса технологий, используемых для увеличения нефтеотдачи из пластов сверх той, которая соответствует отбору нефти только в режиме на истощение, в последние годы применяют единый термин – метод повышения нефтеотдачи (EOR – enhanced oil recovery). Лучшим методом можно признать тот, который обеспечивает наиболее полное использование всех природных и искусственно вводимых в пласт энергетических и других ресурсов, включая физико-химические возможности технологических процессов, материальные и людские затраты.

Решение важнейшей проблемы повышения эффективности разработки вновь вводимых и доразработки длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений возможно только при широком промышленном использовании искусственных методов управления процессами воздействия на природные залежи углеводородов.

Природные и техногенные факторы, влияющие на полноту нефтеизвлечения

физику пласта характеризуют природные факторы: источники пластовой энергии, естественные режимы работы залежей, фазовая проницаемость коллектора, нефтенасыщенность, характер смачиваемости пород коллектора, реологические свойства флюидов, распределение размера пор и другие параметры, характеризующие фильтрационные сопротивления в пласте.

Техногенные факторы, снижающие нефтеотдачу, обусловлены бурением скважин, их освоением и эксплуатацией, ремонтными работами.

Факторы, влияющие на нефтеотдачу

Коллекторов

К основным факторам, осложняющим разработку залежей и снижающих нефтеотдачу, относят следующие:

· неоднородность фильтрационно-емкостных свойств залежи;

· литологию, гранулометрический состав слагающих пород;

· соотношение фильтрующихся в пласте фаз;

· гравитационное разделение фаз.

Неоднородные пласты во многих случаях могут существенно отличаться по продуктивности, обводненности и плотности нефтеносности. В неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, трудно обеспечить охват воздействием вследствие того, что в активную разработку будут включаться только высокопроницаемые слои. Неоднородность пласта по проницаемости при вытеснении нефти водой приводит к образованию так называемых языков обводенности, которые, обходя участки пласта с низкой проницаемостью, оставляют за собой зоны с нефтенасыщенностью, существенно выше остаточной.

Породы-коллекторы содержат от 1 до 10 % глинистых минералов. В плотных породах глины часто являются цементирующим веществом и могут покрывать стенки пор.

При контакте с водой, минерализация которой отличается от пластовой, вследствие гидратации глинистых минералов их объем может увеличиваться в 8-10 раз по сравнению с первоначальным, что приводит к блокированию ранее проницаемых каналов. Одновременно с набуханием происходит и диспергирование глинистых минералов на одно- или многокристаллические частицы. Дисперсные частицы могут перемещаться с жидкостью, пока не встретят поры с меньшими размерами, где они осаждаются, блокируя поровые каналы и создавая так называемый клапанный эффект.

При извлечении нефти в пластовых условиях проявляются силы, оказывающие потоку сопротивление (силы трения). Как правило, они пропорциональны скорости движения. Силы трения возрастают при увеличении вязкости нефти, которая в пластовых условиях повышается в процессе разработки по мере падения пластового давления вследствие того, что из нее выделяется растворенный газ.

Одна из основных причин неполного извлечения нефти из недр – действие капиллярных сил на контакте нефть – вытесняющая жидкость. В гидрофобной породе капиллярные силы препятствуют продвижению мениска, поэтому контакт нефть – вода более подвижен в порах большого диаметра, при этом нефть защемляется в порах малого диаметра. В гидрофильной породе наблюдается обратное явление: за счет капиллярных сил контакт нефть – вода с большей скоростью перемещается в порах малого диаметра, а нефть защемляется в крупных порах.

Различное фазовое состояние флюидов в пласте также влияет на полноту извлечения нефти из недр. Известно, что если пористая среда насыщена двумя несмешивающимися жидкостям, то при предельной остаточной насыщенности одной из них ее фазовая проницаемость равна нулю. Это объясняется тем, что остаточная жидкость разбивается в поровых каналах на отдельные капли, которые в равновесных условиях изолированы и неподвижны. Объемное содержание остаточной жидкости в порах может быть довольно высоким. Это явление определяет остаточную нефтенасыщенность обводненных пластов. На величину и структуру остаточной нефти влияют рост содержания полимерных компонентов (смол и асфальтенов), снижение газосодержания, повышение вязкости нефти, которые в общей сложности приводят к увеличению степени гидрофобизации поверхности горной породы и доли пленочной нефти, а также изменению структурно-механических свойств нефти в сторону упрочнения.

До начала разработки газ, нефть и пластовая вода находятся в статическом равновесии и распределены в соответствии с их плотностью. В процессе добычи это равновесие нарушается из-за создания градиента давления, особенно высокого в призабойной зоне добывающих скважин. При превышении градиентом давления определенного уровня может наступить прорыв воды в скважину, что способствует образованию конуса и перекрытию зон фильтрации нефти к скважине, так как вода подвижнее нефти. Конусообразование приводит к большим потерям в недрах извлекаемых запасов.

На приток нефти

Промышленное освоение нефтяных месторождений берет начало со скважины, сооруженной Эдвином Дрейком в 1859 г. в Пенсильвании (США). И по сей день скважина является основным сооружением гидродинамической связи, доступным для исследования характеристик флюидов, параметров пласта, и служит для извлечения нефти из недр на дневную поверхность.

При плоскорадиальной фильтрации жидкости в продуктивном пласте по мере приближения к скважине поверхность фильтрации уменьшается, а скорость возрастает, вследствие чего увеличивается фильтрационное сопротивление. Фильтрационное сопротивление, существенно снижающее приток, обусловливается несовершенством скважин по характеру и степени вскрытия пласта. Известно, что скважина гидродинамически совершенна, если вскрыт пласт полностью и ствол скважины обнажен для притока жидкости по всей его поверхности. В нефтепромысловой практике это достигается редко, в основном, в плотных трещинно-карбонатных коллекторах. Как правило, продуктивный пласт перекрывают фильтром или эксплуатационной колонной с последующей перфорацией. В гидродинамически несовершенных скважинах создаются дополнительные фильтрационные сопротивления. Дебиты скважин в этом случае зависят еще и от способа создания перфорационных каналов.

В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию скважин и до стадии истощения возможно нарушение по тем или иным причинам гидродинамической связи пласта со скважиной, что уменьшает не только продуктивность, но и нефтеотдачу пласта.

В процессе строительства и эксплуатации скважин в нефтяном пласте, прилегающем непосредственно к скважине, формируется призабойная зона пласта (ПЗП) с измененными (ухудшенными) фильтрационными свойствами. В этой зоне теряется значительная часть энергии фильтрующихся флюидов. К сожалению, избежать ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП в процессе вскрытия залежи широко распространенными методами бурения при компрессионной системе гидродинамического давления промывочная жидкость – продуктивный пласт невозможно. Фильтрация промывочной жидкости в пласт сопровождается физико-химическим и термохимическими процессами. Фильтраты промывочных растворов вытесняют нефть и газ, первоначально находившиеся в околоскважинной области. При внедрении фильтрата промывочной жидкости уменьшается действие поверхностных сил, что способствует перемещению частиц твердой фазы. При высоких скоростях проникновения фильтрата в пласт градиенты значительны и интенсивность поступления мельчайших частиц в поры возрастает. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы могут застревать в местах сужения и пережимов пор. Ухудшение проницаемости пород во время бурения может привести к полной изоляции скважины от пласта. Поэтому нередки случаи, когда приток нефти отсутствует даже в коллекторах с достаточно хорошими фильтрационными свойствами. Радикально изменить ситуацию можно только отказавшись от традиционной технологии бурения.

На этапе вскрытия пласта перфорацией его фильтрационные свойства в области, прилегающей к перфорационному каналу, также изменяются, особенно если вскрытие производят при репрессии на пласт. Закупорка капиллярных каналов, составляющих поровое пространство пласта, наиболее интенсивна, если порода гидрофобна, а радиус глобул воды превышает радиус капилляра (эффект Жаменя).

При освоении скважин в процессе вызова притока развивается процесс вытеснения нефтью фильтрата из ПЗП. В низкопроницаемых коллекторах вытеснение фильтрата и прорыв нефти происходит по наиболее крупным порам, при этом часть фильтрата блокируется в других зонах его проникновения. В высокопроницаемых коллекторах часть крупных каналов и пор могут блокироваться еще на стадии бурения и перфорации. При обратном вытеснении нефть притекает в скважину по мелким и средним порам, а более крупные поры остаются блокированными фильтратом.

При эксплуатации скважин начинают действовать факторы, ухудшающие фильтрационные характеристики ПЗП. Их можно разделить на три категории: гидромеханические, термохимические (структурно-реологические) и биологические.

К первой категории относятся механизмы взаимодействия нефти с пластовой водой. При эксплуатации в добывающую скважину притекает пластовая вода, из которой в депрессионной зоне может выделяться часть растворенных солей. Эти соли отлагаются в порах, уменьшая их проходимость.

Диспергированные глинистые частицы привносятся в ПЗП флюидом по поровым каналам и по мере приближения к скважине их концентрация в жидкости возрастает. При превышении граничной концентрации глинистых частиц жидкость приобретает структуру коллоидно-дисперсных систем (КДС), состоящих из дисперсной среды (жидкости) и дисперсной фазы (коллоидных частиц). Образующиеся КДС обладают свойствами неньютоновских жидкостей со структурной вязкостью, которая в несколько раз превышает первоначальную вязкость дисперсной среды. Как правило, структурированная КДС образуется в зонах пониженной проницаемости, создавая дополнительные барьеры притоку флюидов в скважину. В ПЗП могут возникать участки с частично или полностью прекратившейся фильтрацией.

Термохимические механизмы ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП обусловлены физико-химическими свойствами нефти, пластовых вод, пород коллектора и граничных слоев. Они зависят как от геологических факторов, так и от чисто техногенных: изменения температуры и давления в пласте, химической активности растворов вытеснения и т.д.

Углеводороды состоят из фракций с различным молекулярно-массовым распределением, при котором молекулярная масса полимеров может достигать 5×10⁴ и более. При уменьшении температуры наблюдается ряд фазовых переходов углеводородов, соответствующих конденсации отдельных фракций. Парафин и другие высокомолекулярные фракции конденсируются в виде игольчатых тел, напоминающих кристаллы, что приводит к образованию сетчатой структуры и изменению реологического поведения нефти, связанного с резким ростом вязкости. Свойства нефти начинают соответствовать реологической модели с большим временем сдвиговой релаксации. Течения таких сред не наблюдается, если создаваемые напряжения не превышают предельного напряжения сдвига. В случае, когда градиент пластовых давлений становится недостаточным для вытеснения нефти, поступление углеводородов из пласта в скважину прекращается.

Биологические механизмы ухудшения условий фильтрации нефти обусловлены развитием микрофлоры, питающейся нефтью, что приводит к сужению каналов. Видоизменение бактерий сырых нефтей успешно используется геохимиками для изучения происхождения нефти, ее перемещения и накопления.

Анализ причин и факторов, влияющих на полноту извлечения нефти из недр, позволил установить, что их основу составляют техногенные процессы. Поэтому выбор технологий с учетом конкретных геологических условий и физико-механических параметров пласта и пластовых флюидов, взаимодействия этих характеристик и техногенных процессов приобретают все большую актуальность при решении задачи повышения эффективности и полноты извлечения углеводородов из недр.

Технологические методы

Физические методы

Основу физических методов повышения продуктивности и приемистости скважин составляют воздействие на ПЗП физическими и тепловыми полями от различного вида источников и обработка растворителями.

Излучатели ЗАО ИНЕФ

Показатель	ИНЕФ 1-37	ИНЕФ 1-44	ИНЕФ 1-100
Мощность, Вт
Масса, кг
Габариты, мм:
диаметр
длина

По данным ЗАО ИНЕФ, удельная эффективность составляет от 500 до 5500 т на одну скважино-обработку, длительность эффекта меняется от 6 до 18 месяцев.

Виброволновое воздействие осуществляется посредством генерирования упругих колебаний скважинными (забойными) устройствами, создающими давление различной частоты и амплитуды за счет использования энергии жидкости или газа. Гидродинамические генераторы упругих колебаний (ГДГ) спускаются в скважину на НКТ, а напорно-расходные параметры жидкости задаются нефтепромысловыми насосными агрегатами. Скважинная обработка с использованием ГДГ технологически совмещается с промысловыми операциями подземного и капитального ремонта скважин (ПРС и КРС соответственно) и с другими операциями традиционных методов обработок ПЗП.

Эффективность обработки ПЗП воздействием упругих колебаний с применением ГДГ в значительной степени определяется параметрами колебательной энергии в системе скважина – пласт. Упругие колебания энергии наиболее эффективны при низкочастотном излучении вследствие низкого поглощения в породах и благоприятного соотношения колебательных смещений и ускорений. Рассчитывать основные параметры границ упругого низкочастотного колебательного поля можно по уравнению Био:

,

где m и r – соответственно вязкость и плотность флюида; m – пористость скелета породы; k – проницаемость скелета породы.

К настоящему времени известно несколько десятков конструкций гидродинамических скважинных генераторов колебаний давления, разработанных различными организациями.

В соответствии с принципиальной схемой скважинные генераторы гидравлических колебаний можно подразделить на пружинно-клапанные и роторные преобразователи. Общий недостаток генераторов клапанно-пружинного типа – низкая надежность работы из-за согласования жесткости пружины и массы клапана.

Более совершенны гидравлические генераторы колебаний на основе вихревых элементов. В конструкциях ГДГ с напорными вихревыми ступенями на основе центробежных форсунок при генерации колебаний можно достигать необходимых амплитудно-частотных характеристик, ограниченных только мощностью насосных агрегатов.

В зависимости от гидродинамических характеристик пласта и факторов, ухудшающих продуктивность скважин, в качестве рабочей жидкости при виброобработке ПЗП применяют нефть, пластовую воду, растворы кислот, растворы ПАВ, керосин, дизельное топливо и различные смеси этих жидкостей.

Наибольшая эффективность повышения гидропроводности ПЗП при виброволновом воздействии достигается при создании депрессии на пласт. Для создания долговременной депрессии при одновременной работе с гидродинамическими генераторами давления используются забойные струйные насосы.

Кавитационно-волновые методы возбуждения ударных импульсов и колебаний давления с широким диапазоном частот основываются на процессах кавитационных явлений при зарождении паровой (газовой) фазы и ее развитии в ПЗП. По происхождению кавитация может быть вихревой и перемещающейся. Она возникает в потоке при увеличении скорости струи, достаточной для разрыва сплошности (скорости). Условие возникновения паровой кавитации, без учета влияния растворенного газа, определяется параметром динамического подобия – числом кавитации

,

где р₀ – давление в некоторой точке потока; р_н – давление насыщения паров в пузыре; v₀ – скорость потока при давлении р₀; r – плотность жидкости.

Согласно уравнению, можно воспроизводить различные режимы течения жидкости в насадках, чтобы К_к принимало значения большие, меньшие и равные 1, т.е. создавать безкавитационные режимы и режимы с развитой кавитацией в определенных условиях.

В условиях ультразвукового поля кавитация возникает при энергии в десятки раз меньшей, чем необходимо для создания давления упругости насыщенных паров, но если давление в скважине равно или превышает критическое давление воды (р_кр = 22,1 МПа), то спровоцировать паровую кавитацию жидкости без растворенного в ней газа невозможно.

Принципиальная схема пульсаторов для формирования паровой фазы в потоке газосодержащей жидкости и возбуждения ударных волн давления в ПЗП состоит из ряда элементов, способствующих турбулизации потоков, их закручиванию с последующим повышением скорости истечения из насадок. Пульсатор спускается в зону обработки скважины на НКТ, а рабочие жидкости (аэрированная вода, нефть, кислота) нагнетаются насосными установками. Для повышения эффективности обработки ПЗП работающий агрегат перемещается вдоль интервала перфорации с передачей вращения. Наибольшие импульсы давлений возникают при совпадении каналов насадок пульсатора с устьями перфорационных каналов.

Теория турбулентных струй, бьющих в тупик, позволяет оценить давление, развиваемое потоком для случая гидравлического удара. Давление гидравлического удара в канале может быть рассчитано по формуле Жуковского:

,

где с – скорость распространения ударной волны; v – начальная скорость истечения жидкости из насадки; r – плотность жидкости.

Скорость распространения ударной волны зависит от свойств жидкости, пористости среды и радиуса зоны вокруг перфорационного канала в породе:

,

где b_ж – коэффициент объемного сжатия жидкости; d – внутренний диаметр перфорационного канала; Е – модуль упругости пористой среды; d – толщина стенки пород вокруг канала.

Накладываясь друг на друга, ударные волны различной природы создают неравномерное поле волновых давлений в пористой среде ПЗП, сопровождаемое значительными знакопеременными нагрузками, что способствует очистке поровых каналов, повышению скорости фильтрации и нефтеотдачи пластов, т.е. интенсификации добычи нефти.

Кавитационно-волновая технология считается технологией управляемого воздействия на ПЗП и носит многофакторный характер при относительной простоте реализации.

Для ударно-депрессионных методов воздействия используется переоборудованный штанговый насос, в котором в режиме откачки жидкости при ходе плунжера вверх в определенной точке происходит мгновенная разгерметизация цилиндра насоса, создающая импульс депрессии, а затем гидравлический удар с высоким давлением. Достоинством этого метода является простота осуществления с одновременным и непрерывным выносом кольматирующих веществ из ПЗП на поверхность.

Фирма «Недра» разработала метод ударно-волнового воздействия на ПЗП, вызываемого динамикой работы скважинного штангового насоса. Низкочастотные волны образуются в процессе эксплуатации скважины при подъеме флюидов за счет статических нагрузок, создаваемых весом колонны НКТ, и переменных динамических, включая инерционные и вибрационные, возбуждаемых непосредственно работой штангового глубинного насоса (ШГН).

Статические нагрузки, в зависимости от конкретных условий, создают частичным или полным весом опоры НКТ на забой в зумпфе, что вызывает перераспределение поля напряжений в продуктивном пласте.

Динамические нагрузки работающего ШГН передаются в точку опоры НКТ, генерируют инфранизкочастотные волновые процессы и сейсмическую эмиссию, формируя в продуктивной толще пород поля упругих колебаний, стимулирующих фильтрационные процессы. В условиях резонанса волновые процессы могут распространяться в радиусе до 1-1,5 км от точки опоры НКТ, интенсифицируя фильтрационные процессы, особенно в тонкодисперсных слабопроницаемых объемах пород во всей этой области.

Технология легко реализуется при любой глубине залегания продуктивного пласта и на любой стадии разработки месторождения, допускающей эксплуатацию ШГН в широком диапазоне геолого-промысловых условий. Технология адаптирована к промысловым условиям, не нуждается в обучении персонала и его постоянном присутствии на скважине, не требует дополнительного оборудования (за исключением нескольких сотен метров НКТ) и дополнительных энергозатрат.

Рис.3.3. Гидродинамический генератор давления

Для воздействия на ПЗП гидродинамическими виброударными полями широко применяются комплексы для свабирования. Для этого в шаблонированной насосно-компрессорной трубе (камере) делают отверстия (окна) 5, которые устанавливают в зоне продуктивного интервала перфорации обсадной колонны (рис.3.3). В нижней части камеры (трубы) устанавливают клапан 7. Кольцевой канал между НКТ и эксплуатационной колонной выше продуктивного пласта изолируют пакером 2. Поршень (плунжер) сваба 6 опускается на канате (проволоке) 3 до упора в нижней части. При подъеме плунжера 6 клапан 7 закрывается и жидкость из камеры 1 через окна 5 вытесняется в кольцевой канал 4 подпакерной зоны и через перфорационные каналы создает давление в ПЗП, а под плунжером в камере 1 создается разряжение. После прохождения плунжером окон 5 жидкость из-под пакерной зоны кольцевого канала устремляется в камеру 1, создавая в ПЗП мгновенную депрессию, под действием которой жидкость из пласта притекает в скважину, а затем через окна с мгновенной скоростью устремляется в разреженную полость камеры, где создается гидравлический удар, который после открытия клапана упругими волнами давления передается на ПЗП. Затем цикл повторяется до получения желаемых результатов.

В последние десятилетия получили распространение электрогидравлические методы (ЭГВ) воздействия на ПЗП, в которых для создания импульсов давления используется эффект от электрического пробоя скважинной жидкости между электродами.

Гидродинамические методы

Повышения нефтеотдачи

Изменение направлений фильтрационных потоков. Технология метода состоит в изменении направления фильтрационных потоков за счет перераспределения отборов и закачки между скважинами. Закачка воды прекращается в одни скважины и переносится в другие, расположенные под углом до 90° и разрезающие залежь на блоки. Физическая основа метода заключается в том, что при переносе фронта вытеснения в пласте создаются изменяющиеся по направлению и величине градиенты гидродинамического давления, что способствует внедрению нагнетаемой воды в застойные зоны и вытеснению из них нефти в зоны интенсивного движения.

Циклическое заводнение. Технология применения метода состоит в периодическом изменении давлений (расходов) закачиваемой воды со сдвигом фаз колебаний по отдельным группам скважин при непрерывной или периодической добыче жидкости из добывающих скважин. Физическая сущность процесса заключается в том, что в результате нестационарного воздействия на пласты в них создаются волны повышения и понижения давления. В первой половине цикла в период повышения давления в малопроницаемые слои входит вода, сжимая в них нефть, а во второй половине цикла при снижении давления вода удерживается капиллярными силами, сохраняя высокое капиллярное давление, и нефть вытесняется из пор в сторону пониженного давления. Широкое применение получил активный метод циклирования, когда закачка воды в пласт в группе скважин прекращается на несколько суток или закачка чередуется по двум-трем группам скважин.

Для сохранения текущих темпов и полноты выработки нефтяных пластов на поздней стадии наиболее целесообразен чередующий режим работы нагнетательных и добывающих скважин, когда в период закачки воды в нагнетательные скважины добывающие останавливают, а затем отключают нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие, расходуя накопленную пластовую энергию. Это способствует росту давления в пласте в течение определенного времени и восполнению упругого запаса энергии. Чередующийся (импульсный) метод закачки и отбора жидкости позволяет более полно охватывать пласт воздействием, что способствует снижению обводненности, увеличению добычи нефти и нефтеотдаче пласта.

При разработке неоднородных пластов в режиме нестационарного заводнения наиболее эффективно циклическое заводнение в комплексе с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте. Этот практически беззатратный метод получил широкое применение на промыслах Татарстана с высокой эффективностью выработки неоднородных нефтяных пластов в различных геологических условиях.

Применение высоких давлений нагнетания. В соответствии с законом Дарси условия повышения дебита добывающих скважин обеспечивается при увеличении перепада давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин. Чем выше давление нагнетания, тем выше пластовое давление и соответственно больше дебит добывающих скважин. Это подтверждается элементарными расчетами. Дебит добывающей скважины определяется по обобщенному уравнению притока:

,

где – коэффициент продуктивности.

Приемистость нагнетательной скважины зависит не только от коэффициента приемистости ( ), но и от фактора сопротивления R_ф = l_в/l_н:

,

где р_с – давление в скважине за счет закачки.

При стационарном режиме фильтрации дебит жидкости из скважин по своему объему равен закачке воды в нагнетательные скважины (q_д = q_пр), отсюда

,

где m – число добывающих скважин, обслуживаемых одной нагнетательной.

Рациональные соотношения добывающих и нагнетательных скважин определяются по зависимости

.

При прочих равных условиях, чем меньше соотношение подвижности воды и нефти, тем выше вязкость нефти и тем большего пластового давления нужно достичь. Объясняется это тем, что для преодоления напряжения сдвига неньютоновских нефтей для разрушения структурных связей фильтрующейся среды требуется больший градиент давления. Повышение давления нагнетания способствует раскрытию трещин в пласте и увеличению проницаемости.

При низкой продуктивности нефтяных пластов повышать забойное давление нагнетательных скважин необходимо с учетом естественных ограничений – давления гидроразрыва пласта р_г.р. Забойное давление нагнетательных скважин должно ограничиваться условием р_з £ 0,95р_г.р, так как гидроразрыв происходит преимущественно по более проницаемым слоям. При этом резко повышается коэффициент приемистости нагнетательной скважины, но увеличивается неравномерность вытеснения нефти водой и снижается доля нефти в суммарно возросшем отборе жидкости. Кроме того, при установившемся пластовом давлении, создаваемом нагнетанием воды, более высоком, чем первоначальное пластовое давление р_пл, может происходить отток нефти в законтурную водоносную область и потери там части извлекаемых запасов нефти. Для предотвращения оттока нефти следует создавать дополнительные экранирующие ряды добывающих скважин со стороны контура нефтеносности и снижать забойное давление на линии этих рядов до первоначального пластового.

Форсированный отбор жидкости. Условия применения метода в начале завершающей стадии разработки при обводненности продукции не меньше 80-85 % в устойчивых коллекторах при высокой продуктивности добывающих скважин. Технология проведения заключается в поэтапном снижении забойного давления добывающих скважин для увеличения их дебитов. Физико-гидродинами­ческие основы метода заключаются в создании высоких градиентов давления для вовлечения в разработку остаточных целиков нефти и застойных зон. Дебит жидкости необходимо задавать при условии роста дебита нефти; в противном случае в активную разработку будут включаться наиболее высокообводненные слои.

Физико-химические методы

При заводнении пластов с применением различных активных веществ в нефтенасыщенной породе происходят необратимые процессы, связанные с изменением скелета порового пространства, свойств нефти и вытесняющей жидкости, а именно:

· сорбция составных частей нефтевытесняющего агента на горной породе;

· взаимное растворение и диффузия нефти и нефтевытесняющих агентов;

· отрыв глобул нефти и их перенос вытесняющим потоком;

· сдвиговые деформации и механические изменения размеров пор пласта.

Вытеснение нефти щелочными

И кислотными растворами

Механизм щелочного заводнения основан на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей, обладающих свойствами ПАВ. Образующиеся ПАВ адсорбируются на контакте нефть – вода и поверхности пород, снижают межфазное натяжение и изменяют смачиваемость терригенных пород (заметим, что в известняках смачиваемость практически не изменяется). Механизм щелочного воздействия носит интегральный характер: на полноту извлечения нефти основное влияние оказывает процесс осадкообразования, затем снижение МФН на границе нефть – вода и частичная гидрофобизация породы. Щелочное заводнение наиболее перспективно для вытеснения вязких нефтей, содержащих кислотные компоненты, на месторождениях с высокой обводненностью скважинной продукции и неоднородным строением терригенных коллекторов.

В состав щелочных растворов входят едкий натр (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), растворенные в воде. При малых объемах воздействия применяют концентрированный раствор товарной щелочи. Растворы щелочи готовят на опресненной воде с содержанием солей кальция и магния до 7-8 мг-экв/л.

При циклической закачке раствора щелочи и воды оторочка зависит от степени неоднородности, состава и свойств пластовой воды и нефти и не должна быть меньше 0,2-0,5 объема дренируемого пласта. Процесс можно интенсифицировать попеременной закачкой в пласт щелочного агента и раствора с компонентами, способными при взаимодействии со щелочами образовывать осадки, нерастворимые в воде. Обычно это растворы силиката натрия, хлористого магния или кальция. Осадкообразование снижает подвижность пластовой жидкости в тех зонах, куда поступила большая часть нагнетаемой воды, предупреждая ее прорыв.

Одной из модификаций метода является силикатно-щелоч­ное заводнение и закачка аммиачной воды, основанные на образовании нерастворимых осадков при взаимодействии химических реагентов с компонентами пластовой воды, вследствие чего повышается охват пласта вытеснением. Щелочное заводнение позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти на 15 % по сравнению с традиционным.

Для повышения нефтеотдачи пластов применяют серно-кислотное заводнение. Механизм вытеснения нефти серной кислотой заключается в образовании кислого гудрона в наиболее промытой водой зоне и поверхностно активных водорастворимых сульфакислот. Снижение межфазного натяжения до 3-4 мН/м усиливает отмывающий эффект нефти с частичным ее растворением в сульфакислотах и водопроницаемость промытых зон за счет кольматации вязкой смолянистой массы. Применяют техническую серную кислоту концентрацией до 96 % или алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85 %. Технология состоит в закачке в пласт оторочки серной кислоты в количестве до 15 % порового объема пласта с последующим подключением общей системы заводнения.

И потокоотклоняющих систем

при разработке системой скважин неоднородность продуктивных пластов по проницаемости ведет к образованию застойных зон, обусловленных распределением поля давлений в процессе гидродинамического вытеснения, даже в высокопродуктивных пластах. В изменяющихся геолого-промысловых условиях основной задачей повышения эффективности нефтеизвлечения становится значительное снижение проницаемости наиболее обводненных прослоев пласта с тем, чтобы направить вытесняющие растворы в менее проницаемые малообводненные зоны и трасформировать поля давлений для повышения охвата гидродинамическим воздействием. Известно значительное число технологических решений, направленных на ограничение проницаемости «промытых» пропластков:

· закачка пульпы (суспензий, эмульсий), частицы которой имеют размеры, соизмеримые с диаметром поровых каналов;

· закачка осадкообразующих веществ,