2.6.Методы воздействия на прискважинную часть пласта.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи предусматривают воздействие на пласт микробных клеток на молекулярном уровне и обладают комплексным воздействием на пласт – увеличением охвата и повышением коэффициента вытеснения. На коэффициент вытеснения влияют следующие факторы: образующиеся газы, растворяясь в нефти, снижают ее вязкость и изменяют рН; образующиеся растворители снижают поверхностное натяжение и способствуют отделению (десорбции) нефти от породы. Разрушение высокомолекулярных углеводородов до более подвижных низкомолекулярных соединений также влияет на коэффициент вытеснения. В результате жизнедеятельности микроорганизмов, образующиеся кислоты взаимодействуют с минералами пород и выщелачивают их, увеличивая пористость и проницаемость коллектора, а также образуют колонии, которые закупоривают водопроводящие каналы, перераспределяя фильтрационные потоки, что повышает коэффициент охвата.

Повышению степени извлечения нефти из недр способствует включение в систему разработки горизонтальных и многозабойных скважин, разветвленных боковых стволов. Это объясняется увеличением поверхности притока и ростом охвата пласта вытеснением при меньшей депрессии на пласт, позволяет включить в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудно извлекаемыми запасами нефти.

Дебит пробуренного фонда можно увеличить бурением дополнительных боковых наклонных и горизонтальных стволов в скважинах малопродуктивных и бездействующих, а также использованием технологий радиального бурения, позволяющих в нефтяном пласте на одном уровне соорудить гидромониторным способом до 4-х стволов малого диаметра длиной по 100 метров. На степень извлечения оказывают влияние также температура в залежи, качество вскрытия пласта, загрязнение в процессе

эксплуатации, степень механического изменения порового пространства коллектора под влиянием изменения пластового давления, начальная насыщенность нефтью, водой и газом и ряд других факторов. Следовательно, проблема повышения нефтеотдачи пластов - комплексная и решается с расчетом повышения коэффициентов вскрытия, охвата, вытеснения.

Для увеличения нефтеотдачи применяются следующие способы:

• закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• закачка в пласт углекислоты;

• вытеснение нефти из пласта растворителями.

• нагнетание в пласт теплоносителя;

• внутрипластовое горение;

Закачка в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижает поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что спо­собствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходи­мы меньшие перепады давления. Одновременно снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности поро­ды.

Вслед­ствие различия вязкостей нефти и воды или разной проницаемости отдельных участков коллектора возможно опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта и неполное вытеснение нефти. Нагнетаемая вода может устремиться по каналам и трещинам от забоев скважин нагнетательных до забоев добывающих, минуя многие блоки пористой среды, насыщенных нефтью.

Вода с искусственно повышенной вязкостью создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти. Загущивают воду различными водорастворимыми полимерами, из которых наиболее широкое применение

нашли полиакриломиды (ПАА).

Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой пенообразующих веществ.

Закачиваемая в пласт углекислота растворяется в нефти, уменьшает ее вязкость, что спос­обствует увеличению притока к скважинам.

Термокислотная обработка – процесс комбинированный – в первой фазе процесса осуществляется обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, во второй фазе без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка. При реакции соляной кислоты с некоторыми веществами выделяется большое количество тепла, а продукты реакции растворяются. Обычно для нагревания кислоты на забое скважины используют прутковый магний, загруженный в специальный наконечник, который спускают на колонне НКТ в скважину на заданную глубину. Нагнетаемая в колонну НКТ соляная кислота, проходя наконечник, реагирует с магнием и нагретая до температуры в пределах (75 – 80) ⁰С задавливается в пласт.

Технология обработок соляной кислотой может изменяться в зависимости от физических свойств породы пласта, его толщины и прочих условий. Различают кислотные обработки в виде установки ванн, обработки под давлением, пенокислотные, направленные, циклические и пр.