1209

Рис. 124. Зависимость относительных проницаемостей k для нефти и воды и нефти и водного раствора ПАВ от водонасыщенности s. Относительная проницаемость:

раствором ПАВ; 3 — для воды; 4 — для водного раствора ПАВ

0 0,2 0,4 0,6 0,8

ры, характеризующие процесс вытеснения нефти из пласта вод­ ным раствором ПАВ, определены.

Относительные проницаемости для нефти и воды как при вытеснении нефти водным раствором ПАВ, так и чистой водой линейно зависят от водонасыщен­ ности (рис. 124), причем, согласно лабораторным экспериментальным данным, s*= 0,65; s**= 0,7.

Расход закачиваемой в пласт воды ^=500 м3/сут. Требуется определить

время подхода к концу пласта (х=1) передней границы нефтяного вала х*, считая, что вытеснение нефти водой и водным раствором ПАВ происходит поршневым образом.

Положим si=s**=0,7; S 3 = s * = 0,65. Таким образом, конечная нефтеотдача

при применении водного раствора ПАВ возрастает на 5% по сравнению с неф­

Отношение скорости фронта сорбции шСОр к скорости фильтрации v уста­ новим по формуле (VI.30). Имеем

Отсюда аУС р=0,1447-10-5 -0,242 = 0,35-10-6 м/с.

Для левой части соотношения (VI.37)

После подстановки цифровых значений величин, входящих в правую часть (VI.37), получим

М з 2)Н-н _4 (s2 — 0,05)

231

Таким образом

4 (s2 — 0,05)

Следовательно, в соответствии с принятой схемой процесса вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ дополнительно извлекаемая нефть

обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. Для уменьше­ ния этого отношения и, следовательно, увеличения нефтеотдачи используют водные растворы полимеров. В качестве полимера, закачиваемого в нефтяные пласты, чаще всего применяют по­ лиакриламид (ПАА). Молекулярное строение ПАА таково, что молекулы этого вещества схематично можно представить в ви­ де длинных цепочек, состоящих из атомов углерода, водорода и азота. Молекулярная масса полимеров порядка 106. В опреде­ ленных условиях молекула полимера представляет собой цепоч­

ку, длина которой соизмерима с

232

сравнению со скоростью воды по закону Дарси. Жидкость, скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления, и притом с каждым приращением градиента давле­

Такое представление закона фильтрации водного раствора полимера возникло в связи со следующим обстоятельством. Если замерять вязкость водного раствора ПАА на вискозимет­ ре, то она составит цВп. Если же прокачивать водный раствор ПАА через пористую среду, то перепад давления в такой среде возрастает более существенно, чем это следует из закона Дар­ си. Поэтому и учитывают фактор сопротивления R. Из (VI.39) следует, что

Как уже было сказано, фильтрация водного раствора ПАА сопровождается его сорбцией пористой средой. При этом кри­ вая сорбции, если концентрация ПАА в воде значительная, не соответствует изотерме Генри, а при незначительных концент­ рациях полимера можно с определенным приближением поль­ зоваться такой изотермой.

Полиакриламид выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Обычно применяют следующую концентрацию ПАА в воде: по гелю 1—5%, по твердому полимеру (в виде гранул или порошка) 0,08—0,4%. Вследствие высокой сорбции ПАА дово­ дят его концентрацию до значения, при котором вязкость вод­

вытеснения нефти образуется фронт сорбции, как и в случае вытеснения нефти водными растворами ПАВ. Впереди фронта сорбции полиакриламида в пласте движется вода, практически очищенная от него. Картина вытеснения нефти из пласта вод­

233

ным раствором ПАА аналогична картине ее вытеснения ПАВ, показанной на рис. 123, хотя механизмы вытеснения в этих двух процессах совершенно различны.

Расчет вытеснения нефти водным раствором ПАА из прямо­ линейного пласта можно провести по методике, изложенной в предыдущем параграфе, используя соответствующие характе­ ристики вытеснения, определенные экспериментально в лабора­ торных условиях.

Водный раствор ПАА можно применять также для регули­ рования процесса вытеснения нефти водой, пользуясь тем, что этот раствор представляет собой дилатантную жидкость. Для этого 'закачивают раствор ПАА в высокопроницаемые пропласки, снижают тем самым скорость движения по ним воды, по­ вышают давление нагнетания и увеличивают скорость вытесне­ ния нефти водой из пропластков с более низкой проницае­ мостью.

Среди физико-химических методов разработки нефтяных месторождений известен также метод комплексного воздейст­ вия на нефтяной пласт путем закачки в него смеси ПАВ, спир­ тов, растворителей нефти, воды и водного раствора ПАА. Этот

сравнительно небольшого количества углеводорода раствори­ теля нефти, спирта, сульфонатов или иных ПАВ — на контакте нефть — комплексный раствор создают область полного смеши­ вания нефти с таким раствором либо на нем резко (до 10_6 Н/м) снижают поверхностное натяжение. По мере удаления от непо­ средственного контакта нефть — комплексный раствор в сторо­ ну водонагнетательных скважин доля воды в растворе должна увеличиваться до тех пор, пока он не превратится в чистую во­ ду. Таким образом, между нефтью и водой создается область с низким или нулевым поверхностным натяжением, т. е. область полного смешивания комплексного раствора и нефти. При этом состав этого раствора изменяется от чистой воды до раствори­ теля нефти.

При достижении определенного соотношения воды, ПАВ, углеводородов и спирта в растворе образуются физико-химиче­ ски связанные группы молекул — мицеллы. Такой раствор на­ зывается м и ц е л л я р н ы м .

Однако эффективная вязкость мицеллярного раствора ока­ зывается большей, чем вязкость исходных веществ, его состав­ ляющих. Если вблизи линии нагнетания этот раствор переходит в воду, то получается, что последняя как менее вязкая жид­ кость должна вытеснять более вязкую жидкость — мицелляр­ ный раствор. В таком случае коэффициент вытеснения раство­ ра снизится. Поэтому для продвижения оторочки мицеллярного раствора по пласту используют водный раствор полимера. Та­ кое воздействие на пласт называется м и ц е л л я р н о-п оли-

м е р н ы м з а в о д н е н и е м .

234

Известны различные составы мицеллярных растворов. На­ пример, используют растворы такого состава (в %): 1) суль­

нат— 8, ПАВ—2, нефть или состав определенных жидких угле­ водородов— 30, вода — 60.

§ 5. ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Наиболее изучены и испытаны физико-химические методы разработки нефтяных месторождений с вытеснением нефти из пластов углеводородными растворителями, включая обогащен­ ный углеводородный газ и природный газ при высоком давле­ нии, а также двуокисью углерода.

Для вытеснения нефти используют газ, содержащий 65% метана и 35% этан-пропановых фракций, а также обогащенный газ (35% метана и 65% этан-пропановых фракций). Коэффи­ циент конечной нефтеотдачи при вытеснении нефти составляет 60—70% и более.

Результаты работ по использованию вытеснения нефти из пластов обогащенным газом при высоком давлении указывают на возможность достижения конечной нефтеотдачи 70% и выше.

Необходимое условие достижения высокой нефтеотдачи за­ ключается в обеспечении смешиваемости нефти и газа. Для этого нефть должна быть маловязкой, содержать незначитель­ ное количество смол и асфальтенов. Физико-геологические ус­ ловия пласта должны быть такими, чтобы для вытеснения неф­ ти можно было использовать природный или обогащенный газ при высоком пластовом давлении не ниже 20 МПа.

Важное обстоятельство — наличие вблизи месторождения, в пласты которого предполагается нагнетать газ, ресурсов при­ родного или обогащенного газа. В качестве таких ресурсов мо­ гут служить, главным образом, близлежащие газоконденсат­ ные месторождения, а также нефтяные залежи, содержащие жирный нефтяной газ.

Опыт разработки нефтяных месторождений с использова­ нием двуокиси углерода для вытеснения нефти показывает, что в этом случае при благоприятных условиях нефтеотдача плас­ тов по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении уве­ личивается на 10—15%. Наибольший эффект получают, если применяют оторочки СОг в жидком, закритическом или даже в газообразном' состоянии. Оторочки продвигаются по пласту под воздействием закачиваемой в него воды. Процесс вытесне­ ния нефти СОг следует применять преимущественно при разра­ ботке месторождений легких нефтей с незначительным содер­ жанием тяжелых углеводородных компонентов, смол и асфаль­ тенов, которые могут осаждаться в пористой среде при контак­ те нефти с двуокисью углерода и выделении из нее легких фракций.

235

Одной из основных проблем, возникших при использовании растворителей и газа при высоком давлении, является недопу­ щение преждевременных прорывов газа в добывающие скважи­ ны и возрастания в несколько раз газовых факторов скважин. Сильные прорывы газа способствуют снижению коэффициента охвата пластов воздействием, вследствие чего в определенных условиях с возрастанием коэффициента вытеснения конечная нефтеотдача по сравнению с нефтеотдачей при заводнении мо­ жет снизиться.

В целях преодоления трудностей, связанных с указанной проблемой, следует стремиться нагнетать обычный или обога­ щенный газ при высоких давлениях в повышенные части струк­ тур, а если возможно, в их купола. В этом случае гравитацион­ ное разделение нефти и газа будет несколько препятствовать прорывам последнего в добывающие скважины и снижению ко­ эффициента охвата пласта процессом.

Проблема развития методов разработки нефтяных место­ рождений с использованием закачки в пласты углеводородных растворителей, обогащенного газа и обычного газа при высоком давлении носит технико-экономический характер.

Она заключается в том, что при использовании указанных методов в пласт необходимо закачивать значительные количе­ ства ценных углеводородов, далеко не полностью извлекаемых из него во время вымывания углеводородной оторочки нагнетае­ мыми в пласт водой или газом. В начале развития методов из­ влечения нефти из пластов оторочками углеводородных раство­ рителей предполагалось, что эти оторочки будут составлять всего 0,05—0,10 порового объема пластов. Однако в дальней­ шем, главным образом в связи с учетом повышенной литологи­ ческой неоднородности и трещиноватости пластов, сформирова­ лось мнение о том, что размер оторочек растворителя в плас­ тах со сравнительно пологим залеганием должен составлять 0,2—0,25 порового объема пласта. Отсюда, если иметь в виду крупномасштабное применение процессов вытеснения нефти из пластов углеводородными растворителями, потребуется закач­ ка в пласты и оставление в них на долгие годы (и, может быть, навсегда) огромных количеств ценных углеводородов. Возникают вопросы: откуда брать эти углеводороды? Собирать их на газоконденсатных месторождениях, разбросанных по всей стране, и сосредоточивать на нескольких нефтяных месторож­ дениях? Или получать в результате переработки нефти, остав­ ляя для народного хозяйства только тяжелые фракции? Это не может быть оправдано с экономической точки зрения. Однако в благоприятных условиях, закачивая, например, обогащенный газ, получаемый из недалеко расположенных газоконденсатных месторождений, в купольную часть нефтяного месторождения, можно эффективно осуществлять процесс вытеснения нефти углеводородными растворителями.

Одно из направлений, повышающих целесообразность вы­

236

теснения нефти из пластов обогащенным газом или обычным газом при высоком давлении, — совместная закачка воды и газа (водогазовых смесей) в пласты.

Главная проблема существующих физико-химических мето­ дов повышения нефтеотдачи, основанных на использовании добавок к закачиваемой в пласты воде физико-химически ак­ тивных примесей (ПАВ, полимеров и их смесей), заключается в преодолении отрицательного влияния на процессы извлечения нефти сорбции этих примесей пористой средой, а возможно, и остаточной нефтью.

Как было показано, сорбция приводит к существенно более медленному распространению в пласте активного вещества, вы­ теснению значительной части нефти очищенной от добавок водой и к резкому снижению эффективности физико-химиче­ ских методов повышения нефтеотдачи. Сорбция может приво­ дить также к разрушению оторочек смесей физико-химически активных веществ.

Однако, несмотря на многие отрицательные явления, физи­ ко-химические методы повышения нефтеотдачи необходимо про­ должать изучать, находить новые более эффективные компози­ ции веществ, новые, более эффективные способы их применения для увеличения нефтеотдачи.

Эффективность же таких методов, как вытеснение нефти газом при высоком давлении и двуокисью углерода, подтверж­ дена фактическими результатами, полученными на реальных месторождениях. Однако при использовании этих методов воз­ ник ряд технологических трудностей, связанных с транспортом С 02 на значительные расстояния, коррозией оборудования, ре­ генерацией С02 из ее смеси с нефтью и нефтяными газами и др.

Дальнейшие исследования в области физико-химических методов повышения нефтеотдачи и тщательный анализ опытно­ промышленных работ помогут более точно определить эффек­ тивность этих методов.

Контрольные вопросы

1. Выведите соотношение, служащее для определения дли­ ны зоны смеси при вытеснении из пласта нефти смешивающим­ ся с ней веществом.

2. При каких давлениях и составах нефти и втесняющего ее газа возможно образование в пласте области полного сме­ шивания нефти и газа? Расскажите об этом с помощью тре­ угольной диаграммы Гиббса.

3.Объясните суть механизма и технологических методов воздействия на пласт путем закачки в него двуокиси углерода.

4.Выведите формулу, доказывающую отставание фронта

сорбции от фронта вытеснения при закачке в пласт водных ра­ створов ПАВ или полимеров.

5. Объясните суть механизма и технологии мицеллярно­ полимерного заводнения нефтяных пластов.

237

Г л а в а VII

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

§1 . ТЕМПЕРАТУРНАЯ ОБСТАНОВКА В ПЛАСТАХ

ИЕЕ ИЗМЕНЕНИЕ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Начальное значение пластовой температуры и ее распределение определяются геотермическими условиями, в которых находится месторождение. Обычно пластовая температура нефтяных мес­ торождений соответствует среднему геотермическому градиенту в данном геологическом регионе. Однако наблюдаются и суще­ ственные отклонения пластовой температуры от этой величины. Тогда считают, что пластовая температура повышенная или пониженная. Зоны земной коры—С-Лысокой температурой называ­ ются г е о т_е р-м^лл>ш. ы мщ_зютт]кмтг=>

нем веществ.

Распределение пластовой температуры под землей и измене­ ние ее во времени называют т е^м пер ату р н ы м р1Гж!Гм-о-»ь месторождения. Изменение температуры в нефтяных пластах происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции.

Нефтяные пласты не теплоизолированы от окружающих по­ род и от других пластов. Поэтому всякое изменение температу­ ры на каком-либо участке по сравнению с другими участками влечет за собой ее перераспределение и перенос тепла за счет теплопроводности. Закачка в пласт воды с иной температурой, чем пластовая, и добыча из пласта нефти с пластовой темпера­ турой приводят к изменению содержания тепла в пласте и, сле­ довательно, пластовой температуры.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородно­ го прямолинейного пласта в условиях, когда закачиваемая во­ да имеет иную температуру, чем пластовая. Будем считать для простоты, что вытеснение нефти водой поршневое, причем оста­ точная нефтенасыщенность S HOCT уменьшается с увеличением температуры по определенному закону.

Допустим, что в рассматриваемый однородный пласт зака­ чивается вода с температурой меньшей, чем пластовая. По-

238

скольку в случае поршневого вытеснения нефти водой из обвод­ ненной области не вытесняется нефть даже при пластовой тем­ пературе, то при значении ее меньшем, чем пластовая, из этой области тем более не будет вытесняться нефть.

Вследствие того что рассматриваемый процесс вытеснения нефти водой происходит в неизотермических условиях, когда температура в пласте не остается неизменной, необходимо ис­ пользовать уравнение переноса тепла в пласте. Для вывода это­ го уравнения рассмотрим элемент прямолинейного пласта, по­ казанный на рис. 126. Слева в элемент пласта длиной Ах, высо­ той h и шириной b (рис. 126) поступает вода с температурой Т.

При вводе воды в элемент пласта с иной температурой, не­ жели температура воды в элементе, происходит перенос тепла за счет конвекции. Дроме того, тепло переносится в пласте и за счет теплопроводности. Если vBX— скорость фильтрации воды в направлении оси х, то скорость ввода тепла в элемент пласта через его левую грань за счет конвективного переноса будет cBpBvBXT. Через правую грань элемента пласта теплоотдача про­ исходит за счет конвекции со скоростью

д(^вРв^вхН Дд.

^вРв^ВХ^ дх

где св — удельная теплоемкость воды; рв — плотность воды. Кроме конвекции тепло переносится в пласте за счет тепло­

проводности. Через левую грань (см. рис. 126) элемент получа­ ет тепло со скоростью vrx, и через правую грань он отдает теп­

ло со скоростью итх4— Следует учитывать, что в элемен­

те содержатся остаточная нефть и вода. Поэтому приращение теплосодержания в нем выражается следующим образом:

А {[^тРт (1 — m ) + c BpB/7 is + c HpHmsн ост}Т),

где ст— массовая удельная теплоемкость горных пород (мине-

239

ралов, слагающих горные породы); рт — плотность минералов; 5 — водонасыщенность.

Скорость иТт распространения тепла за счет теплопроводно­ сти, как было показано гл. II, выражается законом Фурье. Если vBx= vB, согласно балансу тепла в элементе пласта получим

[свРвОв7’—СвРв^в7'— а(Су Г) Ах bh(±.t-\-

Здесь qT— скорость отдачи тепла с единицы площади кровли и подошвы пласта за счет теплопроводности. Теплоотдача как через кровлю, так и через подошву пласта учитывается цифрой 2 в последнем члене в правой части формулы (VII. 1).

Механизм переноса тепла в нефтяном пласте за счет кон­ векции имеет одну весьма важную особенность: зона с иной температурой, чем пластовая, т. е. охлажденная или нагретая, перемещается в пласте со значительно меньшей скоростью, чем скорость движения воды в пористой среде. Это приводит кочень важному для разработки нефтяных месторождений эффекту, заключающемуся в том, что при закачке в пласт воды с тем­ пературой, отличающейся от пластовой, образующаяся при этом в пласте охлажденная или нагретая зона, в зависимости от от­ ношения температуры закачиваемой воды к первоначальной пластовой, отстает от фронта вытеснения нефти водой.

Докажем возникновение указанного эффекта теоретически, используя уравнение (VII. 1). Для большей наглядности этого доказательства упростим его, а именно: пренебрегаем перено­ сом тепла за счет теплопроводности вдоль оси х и отдачей теп-

5ноет

Рис. 127. Схема вытеснения нефти холодной водой из прямолинейного тепло­ изолированного пласта

240