9.3.4 Застосування інших газів і сумішей

Останнім часом у практиці розробки нафтових родовищ почали застосовувати азот і газоподібні продукти горіння, що представляють собою суміші різних газів. Економічні підрахунки, експериментальні і практичні роботи дають право вважати ці агенти не тільки прийнятними, але й вигідними агентами для витіснення нафти.

Як і під час застосування вуглеводневих газів і двоокису вуглецю, процес витіснення найбільш ефективно буде відбуватися за умови реалізації в пласті взаємного змішування агентів. Відмінності по суті будуть заключатися у величині тиску, за якого цей процес буде реалізовуватись.

У ряді зарубіжних країн будуються спеціальні заводи для одержання цих агентів. Так, під час спалювання 1 м³ вуглеводневого газу одержують до 8-9 м³ газів горіння.

9.3.5 Газоводяна дія на пласти

Нагнітання газу в пласти з метою підтримання пластового тиску почали значно скоріше, ніж заводнення. До застосування штучного заводнення нагнітання газу в пласти вважали економічно оправданим, оскільки це дозволяло підвищувати нафтовилучення на 5 - 10 %, а в пластах, що залягають круто, на 15 - 20 %. Тоді стало ясно, що використання газу за відсутності змішування з нафтою менш ефективне за воду. Тут основну роль відіграє мала в'язкість газу (в 10-15 разів нижче в'язкості води).

На відміну від води, що у гідрофільному пласті при її нагнітанні займає дрібні пори, газ в загазованій зоні займає великі пори (фаза, що не змочує породу). Це дало можливість зробити висновок про доцільність сполучення позитивних якостей води і газу. Виявилось, що комбінована дія на пласт газом і водою (газоводяна дія) більш ефективна, ніж нагнітання в пласт тільки одного з цих агентів. За умови оптимального застосування цього процесу нафтовіддачу можна збільшити на 7 - 15 %.

Газоводяна дія на пласт може відбуватися при різних модифікаціях нагнітання робочих агентів: послідовне нагнітання агентів (води - потім газу або газу - потім води), одночасне їх нагнітання за різних співвідношень у суміші, циклічне (поперемінне) нагнітання агентів, а також у вигляді комбінації названих модифікацій. Протікання процесу можливе в умовах рівноважності газу з нафтою і за умови взаємного змішування його з нафтою.

Вплив газоводяної дії на нафтонасичені пласти вивчалися досить ґрунтовно в ЦНДЛ ВАТ „Укрнафта”, де проводились лабораторні експерименти на фізичних моделях пластів в умовах, що максимально наближені до пластових, здійснювались для пластових умов нафтогазоносного покладу пласта АВ₁ Самотлорського родовища та нафтового покладу в менілітових відкладах Битківського родовища. Були вибрані для дослідження два об'єкти, які значно відрізняються як своїми запасами, так і своєю геолого-промисловою характеристикою.

Глибина залягання покладу в пласті АВ₁ - 1610-1755 м. Тут виділяється два типи колекторів: у нижній частині покладу це слабоглинисті пісковики товщиною 0,4-9 м, відкритою пористістю 0,25 та проникністю до 1500 мД;у верхній частині - це мікропереслоювання пісковиків, алевролітів відкритою пористістю 0,22-0,23 та проникністю 0-100 мД. Тут глинистість колектора досягає 30 - 40 %. Густина нафти в пластових та поверхневих умовах складає 770 та 862 кг/м³, відповідно. Пластовий тиск складає 16,0-17,2 МПа, а тиск насичення нафти газом 9,5-14,3 МПа за пластової температури біля 63°С та газовому факторі 95-143 м³/м³. Вміст парафіну-3 %, смол силікагелевих - 2,3 %, асфальтенів - 2,5 %. В'язкість нафти – 1,4-1,9 мПа·с, а об'ємний коефіцієнт 1,18-1,26.

Глибина залягання менілітового покладу нафти, де чергуються пісковики, алевроліти та аргіліти, 1500-2200 м. Тут, на відміну від поліміктових пісковиків Західного Сибіру, пісковики кварцеві. Середня товщина продуктивних відкладів біля 250 м, а ефективна товщина знаходиться в межах 30-35м.

Густина нафти в пластових та поверхневих умовах складає 750 та 864 кг/м³. Пластовий тиск, як і тиск насичення нафти газом, складає 27,0 МПа. Об'ємний коефіцієнт складає 1,3. Пластова температура та газовий фактор складають відповідно 57°С і 140 м³/м³. Вміст парафіну - 9,1 %, смол силікагелевих – 9 %, асфальтенів - 2 %.

Для цих двох названих об'єктів були виконані такі лабораторні дослідження:

• витіснення нафти водою в умовах, коли Р_пл > Р_нас;

• витіснення нафти газом в умовах, коли Р_пл > Р_нас;

• витіснення нафти водою в умовах часткового зниження пластового тиску нижче тиску насичення нафти газом (Р_пл < Р_нас);

• витіснення нафти шляхом послідовного нагнітання в модель води і газу як в умовах, коли Р_пл > Р_нас, так і в умовах, коли Р_пл < Р_нас;

• витіснення нафти шляхом послідовного нагнітання в модель газу і води як в умовах, коли Р_пл > Р_нас, так і в умовах, коли Р_пл < Р_нас;

• витіснення нафти одночасним нагнітанням в модель газу та води при їх різному співвідношенні у витісному агенті з обводнених та загазованих пластів в умовах перевищення пластового тиску над тиском насичення нафти газом та в умовах зниження пластового тиску в порівнянні з пластовим тиском;

• витіснення нафти попереднім (циклічним) нагнітанням газу та води.

Із сказаного випливає, що в лабораторних умовах на фізичних моделях пластів були вивчені практично всі можливі під час розробки нафтових родовищ умови витіснення нафти водою і газом та визначені величини коефіцієнтів витіснення нафти для пластових умов, що перелічені вище.

Виконаними роботами було показано, що витіснення нафти послідовним нагнітанням газу і води, як і води та газу, більш ефективне від заводнення чи витіснення газом. Якщо витіснення нафти водою для умов Битківського та Самотлорського родовищ становило відповідно 53 - 55 %, а витіснення нафти газом для цих родовищ відповідно дозволяло на момент прориву останнього видобувати 26 % продукції (при 3-4 порових об'ємах нагнітання газу – 41-42 %) і (при 2-3 об'ємах нагнітання газу – 48 - 50 %), то послідовне застосування цих агентів дозволяло збільшити коефіцієнт витіснення нафти до 0,65 та 0,68-0,7 відповідно.

Було встановлено, що найбільш ефективним способом вилучення нафти є одночасне нагнітання газу та води. Коефіцієнти витіснення при оптимальному співвідношенні у витісному агенті газу та води тут досягалиcя вказаних величин 0,74-0,75, тобто збільшувались на 18-20 % обидва. Було також встановлено, що циклічне нагнітання газу та води за величини циклів кожного з агентів до 0,1 від об'єму нафтонасичених пор ділянки, на яку діємо, так само ефективне, як і одночасна дія цих агентів.

Кожний з перелічених методів ефективний за певних компонентних складів і фазових станів нафти і тиску, під яким може відбуватися процес змішування. Витіснення нафти сухим газом високого тиску найбільш ефективне для покладів з пластовим тиском понад 20 МПа, витіснення збагаченим газом - 10-20 МПа, а зрідженим газом і двоокисом вуглецю – 8-14 МПа. Отже, ці методи доцільно застосовувати для покладів з великими глибинами залягання пластів – більше 1000-1200 м. Сприятливими є також низька в’язкість пластової нафти (менше 5 мПа·с) і товщина пластів 10-15 м. Вони можуть використовуватись за різної проникності пластів, але найдоцільніше за низької проникності, коли не вдається реалізувати методи заводнення. Для заводнених пластів ці методи неприйнятні, крім витіснення нафти вуглекислим газом.