7.2 Моющие и нефтевытесняющие свойства вод

В предыдущих разделах неоднократно упоминалось о зна­чении заводнения залежей, как одного из распространенных способов увеличения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений. Однако и при заводненнн нефтеотдача пласта редко превышает 60 %, и поэтому дальнейшее увеличение ее при закачке воды в пласт является важнейшей задачей. Одним из способов решения этой проблемы может быть нагнетание в залежь вод, обладающих высокими вытесняющими и моющими свойствами.

Необходимо отметить, что тесной связи между моющими и нефтевытесняющими свойствами вод, по-видимому, не суще­ствует. Согласно современным представлениям механизм мою­щего действия веществ применительно к отмывке углеводородов от минералов определяется их способностью улучшать сма­чивающие свойства вод, уменьшать их поверхностное натяже­ние на границе с нефтью и другими поверхностями. Они долж­ны быть разрушителями суспензий, эмульсий и т. д. Изве­стно, что загущенная полимерами высоковязкая вода хорошо вытесняет нефть из породы, не обладая при этом особыми моющими свойствами. По многочисленным наблюдениям за процессом вытеснения нефти из коллекторов нефтяных зале­жей Урало-Волжского района пластовыми водами, представ­ляющими собой концентрированные растворы хлоридов, нефтеотдача в промытых водой зонах достигает 80 %, несмотря на то, что эти воды обладают очень слабыми моющими свой­ствами.

В зависимости от строения и свойств пласта, а также состояния жидкостей в пористой среде параметры, влияющие на нефтевытесняющие свойства, могут быть неодинаковы. Если, например, нефть в пористой среде находится в пленоч­ном и рассеянном (капиллярно-удержанном) виде вследствие повышенного содержания остаточной воды, то лучшими выте­сняющими свойствами в этом случае будет обладать вода, ха­рактеризующаяся низкими значениями поверхностного натяже­ния на границе с нефтью и хорошо смачивающая породу, т. е. вода, имеющая высокие моющие свойства. При заполнении трещиноватых коллекторов, как мы уже отмечали, лучшими нефтевытесняющими свойствами обладают воды с повышен­ными значениями натяжения смачивания σ×cosΘ, способные под действием капиллярных сил интенсивно проникать в нефтенасыщенные блоки. Обычная не впитывающаяся в блоки вода при нагнетании в трещиноватый пласт прорывается в эксплу­атационные скважины по трещинам, не вытесняя нефть из бло­ков. Чем интенсивнее идут процессы противоточной капилляр­ной пропитки водой блоков, тем лучше результат заводнения трещиноватых коллекторов. Следует, однако, учитывать, что при противоточной капиллярной пропитке нефтеотдача даже небольших блоков (диаметром 5—10 см) после длительного их контакта с водой редко достигает 35—50 %. Процесс противо­точной капиллярной пропитки быстро затухает со временем вследствие образования в заводненной зоне блоков прочных водонефтяных смесей (и тем более прочных, чем выше значе­ние σ×cosΘ ). Внутренние части блоков, огражденные от внеш­ней области зоной водонефтяной смеси, длительное время мо­гут сохранять повышенную нефтенасыщенность. Поэтому заводнение трещиноватых коллекторов водами, развивающими в пористой среде высокое капиллярное давление, следует рассматривать как средство извлечения лишь некоторого небольшого количества нефти (пока не опробованы более совершенные методы воздействия на трещинный коллектор).

По мнению некоторых исследователей, в условиях неоднородных по физическим свойствам зер­нистых коллекторов процессы капиллярного впитывания в нефтенасыщенные участки пласта и перераспределение жидкостей в поровом пространстве под действием капиллярных сил от­рицательно влияют на нефтеотдачу из-за формирования при этом процессе в пористой среде водонефтяных смесей из-за нарушения сплошности нефти. Менее интенсивно смеси обра­зуются при заводнении неоднородного пласта водами, обладающими низкими значениями σ×cosΘ. Если это мнение справед­ливо, то лучшими нефтевытесняющими свойствами в условиях неоднородных зернистых коллекторов должны обладать воды с нейтральной смачиваемостыю (Θ=90°)—при этом значение σ×cosΘ и, следовательно, капиллярное давление в порах равны нулю (в статических условиях). Такие воды обладают слабыми моющими свойствами, но нефтевытесняющие свойства их бо­лее высокие, чем у других вод. По результатам измерений, проведенных в лаборатории физики нефтяного пласта б. МИНХ и ГП смачивающие свойства пластовых вод ряда месторожде­ний Татарии, находившихся в пласте в контакте с нефтью, ней­тральные. Можно предполагать, что и воды многих других месторождений в пластовых (статических) условиях по сма­чивающим свойствам близки к нейтральным. К этому выводу можно прийти, рассматривая вытеснение нефти из капилляр­ных каналов водой как случай избирательного смачивания по­роды водой и нефтью. Изменение свободной энергии ∆W еди­ницы поверхности раздела твердой фазы при вытеснении одной жидкости другой определяется известным уже нам соот­ношением Дюпре—Юнга

∆W = σ_нп— σ_вп = σ×cosΘ.

где σ_нп и σ_вп —поверхностное натяжение на границе раздела ( породы с нефтью и с водой; а - поверхностное натяжение на границе раздела вода—нефть; 0—угол избирательного смачи­вания.

Из уравнения следует, что при σ_нп σ_вп и σ×cosΘ _<^> 0 будут проходить самопроизвольные процессы вытеснения с поверх­ности породы нефти водой или воды нефтью. Система устой­чива при σ×cosΘ =0. Поэтому в естественных пластах в течение геологических периодов контакта нефти и воды должны были протекать процессы, способствующие уменьшению свободной поверхностной энергии пластовой системы (взаимное растворение компонентов нефти и воды, адсорбция поверхностно-ак­тивных веществ на разных границах раздела и т. д.). 3а гео­логические периоды произошло необходимое перераспределение соответствующих компонентов между нефтью и водой и си­стема приблизилась к нейтральной смачиваемости, насколько позволили состав и свойства пластовых жидкостей и горных пород.

Замечено, что нефтевытесняющая способность соб­ственных пластовых вод (по сравнению с поверхностными) по­вышенная. Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объ­ясняется не плохими качествами пластовых вод, а неоднород­ностью строения пластов, наличием многочисленных зон, не промываемых водой. Пластовые воды, добываемые вместе с нефтью, следует использовать для нагнетания в разрезаю­щие ряды. Поверхностные воды (речные, озерные, подрусловые) в пластовых условиях при нагнетании их в залежи с ма­лополярными нефтями (типа нефтей месторождений Татарии и Башкирии) могут развивать высокое капиллярное давление в пористой среде пласта вследствие повышения их температуры и улучшения смачивающих свойств. В этом случае вытесняю­щие свойства их будут более низкие, чем для собственных пла­стовых вод.

Отрицательное влияние посторонней пресной воды на при­ток нефти из пласта было замечено давно главным образом в процессе освоения нефтяных скважин и ввода их в эксплуа­тацию, а также при ремонтных работах, когда скважины про­мывались пресными водами. Анализ причин отрицательного влияния воды на приток нефти при вскрытии пласта дан Ф. И. Котяховым . Его исследованиями установлено, что одной из причин затруднения с освоением скважин и низкая их производительность являются проникновение в нефтяной пласт посторонней воды и образование в поровом простран­стве призабойной зоны водонефтяных смесей.

Иногда считается, что состав и свойства нагнетаемой в пласт воды не играют роли, так как она быстро смешивается с остаточной водой и приобретает на фронте вытеснения свой­ства пластовой жидкости. Опыт, однако, показывает, что при небольшом содержании остаточной воды в коллекторе (10-— 15% от объема пор) нагнетаемая вода может продвигаться по пласту на значительные расстояния, не смешиваясь с остаточ­ной.

Капиллярное давление, развиваемое менисками в пористой среде, можно уменьшить не только за счет смачивающих свойств, но также и при снижении поверхностного натяжения воды на границе с нефтью, например, путем обработки ее поверхностно-активными веществами. Тогда вода приобретает особо ценные качества—улучшаются одновременно её выте­сняющие и моющие свойства.