45. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Газовые методы наиболее эффективны для разработки залежей, представленных низкопроницаемыми коллекторами. Их примене­ние позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 10 - 15 пунктов по сравнению с традиционными методами разработки неф­тяных месторождений.

Из газовых методов применяется воздействие на пласт газами высокого давления (углеводородным газом, азотом, дымовыми газа­ми). Вытеснение нефти газом высокого давления. Метод заключается в создании в пласте оторочки легких у/в на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. Закачка газа высокого давления находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим условиям не эффективно. Отрицательное влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, па пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения.

Метод воздействия углеводородным газом не нашел широкого применения в отрасли.

Однако из-за возросшего в последнее время дефицита углеводо­родного газа возникают трудности с его использованием для закач­ки. В этом случае потенциальным агентом может оказаться азот (или дымовые газы, основной составной частью которых является азот). Эффективности процесса вытеснения нефтей азотом может способствовать возможность создавать в глубоких залежах высокие давления нагнетания, а также содержание в пластовых нефтях лег­ких углеводородных компонентов - метана и его гомологов, благо­приятствующих реализации процесса смешивающегося вытеснения.

Наиболее эффективным из газовых МУН является закачка в пласт двуокиси углерода. Заводнение с углекислотой. Метод основан на том, что диоксид углерода (СО2), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СО2 в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти (k/μ_н) и воды(k/μ_в) что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения так и коэффициента охвата. Противопоказаниями к применению' метода являются высокая минерализация пластовой воды и особенно наличие солей кальция. Кроме того, не рекомендуется применение углекислоты в пластах, нефти которых содержат много асфальтосмолистых компонентов. При взаимодействии углекислоты с солями кальция и асфальтосмолистыми веществами выпадает твердый осадок, способный закупорить поры пласта. Эффективность углекислотного воздействия зависит от степени обводнения пласта. С ростом обводнения эффективность метода снижается.

Двуокись углерода растворяется в нефти в 4 - 10 раз лучше, чем в воде, поэтому она переходит из водного раствора в нефть, при этом величина межфазного натяжения между С0₂ и нефтью значительно понижается. Вследствие этого С0₂ отмывает пленочную нефть, по-крывающую зерна породы, и капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах, увеличивая тем самым фазовую проницаемость по нефти.

Вязкость нефти при растворении в ней С0₂ уменьшается, а объем значительно увеличивается (в 1,5 - 1,7 раза), т.е. происходит набу­хание нефти. Увеличение объема нефти вследствие растворения в ней С0₂, умень­шение вязкости нефти и одновременно с этим увеличение вязкости воды - основные факторы, определяющие эффективность примене­ния С0₂ при извлечении нефти из заводненных пластов

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водяным паром. Оче­видно, этот процесс можно реально осуществлять только вблизи паронагнетательных скважин.

Перемещение области насыщенного пара с постоянной тем­пературой в глубь пласта можно установить по формуле Марк­са  Лангенгейма. Вывод этой формулы получают не путем ре­шения дифференциального уравнения теплопереноса, а непо­средственно на основе баланса тепла в пласте, согласно кото­рому (26)

Здесь q  количество тепла, вводимого в пласт в единицу вре­мени вместе с паром; q_пл  изменение за единицу времени теп­ла в нагретой области 1 (рис. 131); q_T — изменение за единицу времени тепла, отдаваемого в кровлю  подошву. В расчетной схеме Маркса  Лангенгейма использована схема теплопотерь Лаверье. В области, содержащей насыщенный пар и остаточ­ную нефть с насыщенностью s_{н ост} , температура равна темпера­туре Т₀ нагнетаемого пара. В области 2, расположенной перед областью 1, температура равна пластовой Т_пл.

Рис. 131. Схема распределения темпе­ратуры в пласте согласно модели Маркса  Лангенгейма: 1  нагретая область, 2  область с пла­стовой температурой

Рис. 132. Зависимость Т от у

(27)

Для нагретой области 1 имеем

(28)

Подставляя (27) и (28) в уравнение баланса тепла (26) и переходя к пределу t  0, x_T  0, получим

(29)

Так как здесь искомая величина dx_T /dt находится под зна­ком интеграла, уравнение (29) интегральное. Решение это­го уравнения получаем с использованием преобразования Лап­ласа. Оно имеет следующий вид:

(30)

Подставляя время t в последнюю формулу, находим соответ­ствующее ему значение у, по у определяем  (у) и затем по пер­вой формуле (30) вычисляем х_T.

При перемещении фронта температур по длине пласта выделяются характерные зоны: зона вытеснения холодной водой, зона горячей воды и зона пара.. В опытах по вытеснению нефти водой из битумонасышенных песчаников Мордово-Кармальской залежи коэффициент вытеснения при температуре 25°С составил 8 - 21 %.

Лабораторные исследования проводились в целях изучения возможности извлечения нефти из битуминозных пород внутрипластовым горением и оценки показателей процесса .Для проведения опытов использовались три типа битуминозных пород. Для проведения экспериментов образцы вырезали из естественных пород в виде прямоугольного параллелепипеда и цементировали в кернодержателях, а рыхлые и разрушенные песчаники утрамбовывали в трубчатые модели пласта. Теплоизоляция обеспечивалась за счет обмотки асбестовым шнуром. Опыты проводились при циклическом изменении величины и направления градиента давления. Как только расход воздуха уменьшался до величины, при которой невозможно поддерживать устойчивый фронт горения, давление снижали до атмосферного. По пути фильтрации в обратном направлении под воздействием высокой температуры происходит разгонка и разложение битума, нефтенасыщенность и вязкость в зоне вала снижаются, проницаемость песчаника восстанавливается.

В опытах с рыхлыми песчаниками Мордово-Кармальской залежи, содержащими подвижную нефть, закупорки пористой среды не наблюдалось. Средний расход топлива по 8 опытам составил 51,5 кг/м3, коэффициент вытеснения 70,1 %, расход воздуха на обработку 1 м3 породы 1554 нм3/м3 при коэффициенте использования кислорода 55 %. Нефть, полученная внутрипластовым горением, имеет меньшую плотность и вязкость. В процессе опыта сгорает высокомолекулярная часть нефти, поэтому содержание ас-фальтенов и смол уменьшается. Так, например, плотность мордово-кармальской нефти до горения при 25°С равна 0,944 г/см3, вязкость 600 мПа-с, после горения – соответственно 0,925 - 0,932 г/см3 и 69 - 180 мПа-с. Содержание асфальтенов и смол в битумах, извлеченных из карбонатов путем вываривания, достигает 60%, а после внутрипластового горения 47 %.