СОДЕРЖАНИЕ:
1. Определение емкостныхсвойств пород в лабораторных условиях
1.1. Определение пористости
1.2. Определение минералогическойплотности горных пород
1.3. Определение объемной плотностипород.
1.4. Методы определения нефте — и водонасыщенностиколлекторов
2. Определениеструктурных, гранулометрических свойств, смачиваемости, поверхностнойпроводимости
3. Фильтрационныесвойства, проницаемость (абсолютная, эффективная, фазовая) для нефти, газа иводы
4. Методы повышенияизвлекаемых запасов нефти
4.1. ПАВ
4.2. Полиокреламиды
4.3. Применениеуглекислого газа
4.4. Мецелярныерастворы
4.5. Термическиеспособы повышения нефтеотдачи
1. Определениеемкостных свойств пород в лабораторных условиях
Проницаемостьгорных пород зависит от многих факторов — горного давления в условиях ихзалегания, от температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т. д.Установлено, например, что газопроницаемость в атмосферных условиях существенновыше проницаемости пород даже для неполярных углеводородных жидкостей,практически не взаимодействующих с породой. Это объясняется частичнымпроскальзыванием газа вдоль поверхности каналов пористой среды вследствиенезначительного внутреннего трения молекул газа (эффект Клинкенберга). Поданным Н. С. Гудок, иногда проницаемость некоторых пород для газа приатмосферных условиях превышала их проницаемость при давлении 10 МПа в два раза.
Установлено,что с увеличением температуры среды газопроницаемость пород уменьшается, чтосвязано с возрастанием скоростей движения молекул, уменьшением длины свободногоих пробега и возрастанием сил трения вследствие интенсификации обменаколичеством движения между отдельными слоями. По данным Н. С. Гудок, росттемпературы с 20 до 90 °С может сопровождаться уменьшением проницаемости породна 20—30%.
Влияние напроницаемость пород давления, температуры, степени взаимодействия флюидов спородой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и по различнымжидкостям приводит к необходимости конструировать приборы, позволяющиемоделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давленийи температур.
Поэтомудля определения абсолютной проницаемости горных пород используютсяразнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частьюодинаковы — все они состоят из одних и тех же основных элементов:кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду,устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров иприспособлений, создающих и поддерживающих постоянный расход, жидкости или газачерез образец породы. Различаются они лишь тем, что одни из них предназначеныдля измерения проницаемости при больших давлениях, другие — при малых, а третьи— при вакууме. Одни приборы используются для определения проницаемости повоздуху, другие по жидкости. Поэтому отдельные их узлы имеют соответственноразличное конструктивное оформление.
Напрактике оказывается, что проницаемость для жидкости обычно почти всегдаменьше, чем для газа. Лишь при высокой проницаемости пород значения ее примерноодинаковы для жидкости и газа. Уменьшение проницаемости одной и той же породыдля жидкости по сравнению с проницаемостью для газа происходит вследствиеразбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и водычерез породы. (В последующих разделах мы увидим, что толщина адсорбционныхслоев нефти иногда достигает размеров поровых каналов малопроницаемой породы).Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять с помощью воздуха илигаза. Состав газа на проницаемость пород заметно влияет только при высокомвакууме (при так называемом кнудсеновском режиме течения газа, когдастолкновения молекул редки по сравнению с ударами о стенки пор, т. е. когда газнастолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметромпоровых каналов). В этих условиях проницаемость пород зависит от среднегодавления, молекулярной массы газа и температуры и тем выше, чем меньше молекулярнаямасса и давление. В пластовых условиях проницаемость горных пород практическимало зависит от состава газа.
Как ужеупоминалось, фазовые проницаемости, кроме степени насыщенности пористой средыразличными фазами, зависят от ряда других факторов и специфических свойствконкретной пластовой системы. В результате фактические показатели иногдазначительно отклоняются от расчетных. Поэтому при определении зависимостиотносительных проницаемостей от насыщенности следует проводить специальныеопыты, поставленные с учетом специфических свойств исследуемой пластовойсистемы.
Устройствоустановок, применяемых для этих целей, более сложное, чем установок,рассмотренных ранее, так как необходимо моделировать многофазный поток,регистрировать насыщенность порового пространства различными фазами и расходнескольких фаз. Установки для исследования многофазного потока обычно состоятиз следующих основных частей:
1) приспособлениядля приготовления смесей и питания керна;
2) кернодержателяспециальной конструкции;
3) приспособленияи устройства для приема, разделения и измерения раздельного расхода жидкостей игаза;
4) устройствадля измерения насыщенности различными фазами пористой среды;
5) приборовконтроля и регулирования процесса фильтрации.
Насыщенностьпорового пространства различными фазами можно определить несколькими способами:измерением электропроводности пористой среды, взвешиванием образца (весовойметод) и т. д. В первом случае измеряется электропроводность участка пористойсреды, строится график, который сравнивается с тарировочиой кривой (заранеесоставленной и представляющей собой зависимость электропроводности среды отсодержания в порах различных фаз), затем определяется насыщенность поровогопространства соответствующими фазами. Такой метод пригоден, если одна изжидкостей, используемых при исследовании, является проводником электричества(соленая вода, водоглицериновые смеси и т. д.).
Привесовом методе среднюю насыщенность образца жидкостью и газом определяют поизменению его массы вследствие изменения газосодержания в поровом пространствесреды.
Исследования емкостныххарактеристик горной породы проводят на образцах изготовленных из центральнойчасти куска керна правильной геометрической формы высотой не менее 25 мм. Образцы произвольной формы должны иметь массу 20 — 100 г. Оставшийся керн после изготовленья образцов для определения проницаемости и пористости применяется для другихвидов исследований.
Все образцы кернамаркируются черной тушью или специальной краской и при необходимости суказанием ориентации относительно напластованию. Всем образцам из одного кускакерна присваивается один лабораторный номер, под которым они и маркируются.
Для проведения большинства видов исследованийнеобходимо иметь сухой минеральный скелет образца, лишенный каких-либо следовприсутствия нефти, воды и других органических примесей.
Извлечение органического содержимого из пор породы спомощью растворителя называется экстрагированием и для его проведенияиспользуется аппарат Сокслета (ОСТ 10075-39).
Аппарат Сокслета (рис. 1.)состоит из трех частей: плоскодонной стеклянной колбы 1, экстрактора 2 иобратного или шарикового холодильника 3. Все три части аппарата соединяются припомощи шлифов.
Приготовленные из кускакерна образцы загружаются в экстрактор. Затем экстрактор соединяют с колбой изаливают в него такое количество растворителя, чтобы он начал выливаться черезсифон в колбу и добавляют еще небольшой избыток растворителя (примерно 50 мл).К экстрактору подсоединяют холодильник, к которому подключают воду и начинаютнагревать колбу.
Колба нагревается наводяной бане или электроплитке закрытого типа в вытяжном шкафу.
Основной частью аппарата является экстрактор. Он имеетдве трубки через одну, более широкую, пары растворителя поступают из колбы вэкстрактор, а через другую, изогнутую трубку или сифон, сконденсировавшаясяжидкость стекает обратно в колбу.
В качестве растворителячаще всего используется, спиртобензольная смесь, иногда хлороформ иличетырёххлористый углерод. Принцип работы аппарата Сокслета очень прост. Парырастворителя поступают через боковую трубку в экстрактор, затем в холодильник,конденсируются и образующаяся при этом жидкость омывает образцы, расположенныев экстракторе. Когда жидкость в экстракторе достигнет колена отводной трубки(сифона), она стечет в колбу.
Во время наполненияэкстрактора жидкостью происходит частичное растворение вещества, и оно вместе срастворителем поступает в колбу. Что позволяет, применяя ограниченноеколичество растворителя, извлечь неограниченное количество экстрагируемоговещества, так как вещество все время обрабатывается чистым растворителем.
/>
Рис. 1. Аппарат Сокслета
Если извлекаемое веществоокрашено, то и раствор в экстракторе может быть окрашен. В этом случаеэкстрагирование продолжают до того момента, когда жидкость, остающаяся вэкстракторе, станет бесцветной.
Если же веществобесцветное, то продолжительность экстракции определяется путем анализа пробы.Для этого через холодильник опускают в экстрактор тонкую длинную стекляннуюпалочку, отбирают две-три капли экстракта, переносят его на стекло ивыпаривают. Если на стекле не будет налета, экстрагирование заканчивают. Приразборке аппарата, прежде всего, прекращают обогрев, дают прибору остыть, затемзакрывают воду и осторожно снимают холодильник. После того, как жидкость стечетиз эксикатора в колбу, его отсоединяют.
Проэкстрагированныеобразцы извлекают из экстрактора и помещают в сушильный шкаф, где их высушиваютв течение 12 часов, при температурах 102-1050С. После сушки иохлаждения образцы готовы к дальнейшим исследованиям.
1.1 Определениепористости
Пористость — этоемкостной параметр горных пород. Коэффициент полной пористости есть отношениеобъёма взаимосвязанных и изолированных пустотных каналов к общему объёмуобразца.
Полная пористостьсцементированных пород, содержащих открытые и изолированные пустотные каналы,рассчитывается по результатам измерения минералогической, и объёмной плотностейпороды, для чего используют два смежных образца из одного куска керна.
Расчет коэффициента полнойпористости производится по формуле:
mп = (1 – Yо / Yм ) 100,
где: mп- полная пористость породы;
Yо — объёмная плотность породы;
Yм — минералогическая плотность породы.
Расчет полной пористостигодной породы проводится обычно с точностью до 0,1 %.
1.2Определение минералогической плотности горных пород
Минералогическаяплотность породы определяется путём измерения массы и объёма породообразующихминералов.
Образец породы весом 3-5грамм измельчают в ступке до разъединения на отдельные составляющие его зерна. Вымытыйпикнометр высушивают при температуре +105оС и взвешивают (Мп).Точность, с которой производят определение массы во время опыта, составляет0,001 г.
Подготовленную породузасыпают в сухой пикнометр и взвешивают (М1). Пикнометр с измельченнойпородой заливают дистиллированной водой и удаляют воздух из водывакуумированием или кипячением на песчаной (водяной) бане до прекращениявыделения пузырьков. Для пород, содержащих водорастворимые соли и набухаемые вводе глины, а также карбонаты, в качестве рабочей жидкости используетсяочищенный керосин, а удаление воздуха производится путем вакуумирования.
Общую массу пикнометра сизмельчённой породой и рабочей жидкости с известной плотностью (Yж) взвешивают (М2).
Расчёт минералогическойплотности породы производят по формуле:
Yм = (М1 – Мп) / [(М3 – Мп) – (М2 – М1)]Yж
где: Yм- минералогическая плотность, г/см3;
Мп- масса сухогопикнометра, г;
М1 — массапикнометра с измельченной породой, г;
М2 — массапикнометра с измельченной породой и рабочей жидкостью, г;
М3 — массапикнометра с рабочей жидкостью, г;
Yж- плотность рабочей жидкости, г/см3.
Расчёт минералогическойплотности горной породы производится с точностью до 0,001 г/см3.
1.3 Определениеобъемной плотности пород
К образцу, содержащемуоткрытые и изолированные пустотные каналы объемом 4-5 см 3, прикрепляют тонкую проволоку, на которой его подвешивают к крюку коромыслааналитических весов и определяют массу (М4). Точность, с которойпроизводится определение массы во время, опыта составляет 0,001 г. Определяют массу проволоки (М7). Образец покрывают тонким слоем парафина. Дляэтого берутся руками за проволоку и погружают образец на 1-2 секунды врасплавленный парафин,
/>
Рис.2. Взвешивание образцов
температура, которого на5-100С выше температуры плавления парафина. По окончанию парафинизацииповерхность образца осматривают для выявления трещин и пузырьков в парафиновойоболочке. Обнаруженные дефекты устраняют прикосновением горячей проволоки.
После остывания парафинаобразец вместе с проволочкой взвешивают (М5). Запарафинированный образецвзвешивают в дистиллированной воде (М6), как показано на рисунке 2. Для этогонад чашкой весов устанавливают мостик со стаканчиком воды, в которую погружаютобразец, подвешиваемый на проволоке к крюку коромысла весов, следя, чтобыобразец не касался стенок сосуда. При этом необходимо следить, чтобы наповерхности парафина не было приставших пузырьков воздуха.
Объёмную плотностьобразца горной породы рассчитывают по формуле:
Yо= (М4 – М7) Yв Yп / [(М5 – М6) Yп – (М5 –М4) Yв], (2.3)
где Yо — объёмная плотность, г/см3;
М4 — масса сухогообразца с проволокой, г;
М5 — масса образца с,парафиновой пленкой, г;
М6 — масса образца спарафиновой пленкой в воде, г;
М7 — масса проволоки, г;
Yв -плотность воды, г/см3;
Yп — плотность парафина, г/см 3.
Расчёт объёмной плотностигорной породы производится с точностью до 0,001 г/см 3.
1.4 Методы определениянефте — и водонасыщенности коллекторов
При определении нефте- иводонасыщенности прямым методом объектом испытания могут быть образцы пород,отобранные при бурении из необводненного продуктивного горизонта (интервалагоризонта) при использовании в качестве промывочной жидкости растворов нанефтяной основе (РНО) или растворов, нефильтрующихся в пористую среду. Образцыдолжны быть надёжно законсервированы непосредственно на буровой и доставлены влабораторию с соблюдением предосторожностей.
Аппарат Закса (рис. 3.) состоит изколбы (4), стеклянной ловушки (2), калиброванной но 10 см3, стеклянногохолодильника и стеклянного цилиндра (3) с дном из пористого стекла (фильтра).Колба, ловушка и холодильник тщательно прищлифовываются друг к другу дляустранения утечки паров растворителя через места соединения. В процессе работыцилиндр с керном помещают в горловину колбы на специальные выступы. В верхнейчасти цилиндра имеются два отверстия, в которых закрепляют проволочную дужку дляудобства извлечения цилиндра из колбы.
Порядок работы
Разгерметизированныйобразец керна и очистив его от раствора и шлама, из серединной части кернаоткалывают кусок произвольной формы и помещают его в бокс, чтобы избежатьиспарения жидкости с поверхности образца. Если после определения нефте- иводонасыщенности планируется использовать именно этот же кусок керна для другихвидов исследования, то тогда готовится специальный образец. Для этого из кернас помощью алмазной коронки и с использованием машинного масла высверливаетсяобразец цилиндрической формы. Путём взвешивания образца в бюксе, а затемотдельно бюкса определяют массу o6paзца с точностью до 0,001 г. Помешают образец в цилиндр. Наливают в колбу (до половины) толуол и, установив цилиндр собразцом в горловину, собирают прибор.
Подключают холодильник кводе, (вода поступает снизу вверх) и включают электропечь. Подогрев колбырегулируют таким образом, чтобы образец породы всё время был погружен в растворительи вместе с тем растворитель не переливался через край цилиндра.
/>
Рис. 3. Аппарат Закса
Подключают холодильник кводе, (вода поступает снизу вверх) и включают электропечь. Подогрев колбырегулируют таким образом, чтобы образец породы всё время был погружен в растворительи вместе с тем растворитель не переливался через край цилиндра.
Вода, находящаяся впоровом пространстве образца, в процессе перегонки скапливается в ловушке ианализ считается законченным, когда дальнейшее увеличение объёма воды ненаблюдается. Растворитель, находящийся над уровнем воды в ловушке, становитсясовершенно прозрачным.
Капли воды в случае ихконденсации в трубке холодильника поступают в ловушку, а затем измеряется объемвыделившейся из образца воды.
В отдельных случаях (прислабопроницаемых породах с осмолившейся нефтью) по окончании дистилляции водырекомендуется, удалив толуол из колбы, произвести дополнительную экстракциючетырёххлористым углеродом.
После окончания экстрагированияпечь выключают, растворителю из цилиндра дают стечь. Цилиндр с образцомизвлекают и высушивают в термостате до постоянной массы. Объём нефти в образцеопределяют из выражения:
Vн = (M 1 – M 2 — Vв Yв) / Yн.
Коэффициентнефтенасыщенности в долях единицы будет равен:
Кн = Vн Yо / Mп M 2.
Коэффициентводонасыщенности в долях единицы будет равен:
Кв = Vв Yо / Mп M 2.
В формулах используютсяследующие обозначения:
Vн — объём нефти в образце, см3;
Кн — коэффициентнефтенасыщенности, доли единиц;
Кв — коэффициентводонасыщенности, доли единицы;
Vв — объем воды, выделившегося изобразца, см3;
М1 — массаобразца насыщенного нефтью, водой, г;
М2 — массаэкстрагированного и высушенного образца, г;
Yн — плотность нефти, г/см3;
Yв – плотность воды, г/см3;
Yо – кажущая плотность породы, г/см3;
Мп — полная пористость,доли единицы.
Расчёт коэффициентовпроизводится с точностью до 0,001.
2. Определениеструктурных, гранулометрических свойств, смачиваемости, поверхностнойпроводимости
Структурные свойства горных пород, в которых нефть игаз могут содержаться в промышленных количествах, представляют исключительныйинтерес для подсчета запасов, проектирования разработки и эксплуатации нефтяныхи газовых месторождений. В данном разделе приводится методика проведенияисследований по определению основных структурных характеристик коллекторов.
Под гранулометрическимсоставом горных пород подразумевается количественное содержание в породахчастиц различной величины.
Гранулометрическийсостава нефтесодержаших пород в основном представлен частицами размером от 0,5до 0,05 мм в диаметре. В зависимости от размера зерен, породы разделяются натри основные группы: псаммиты, алевриты и пелиты.
Первая группа – псаммитысостоят преимущественно из частиц размером 1 — 0,1 мм. Вторая – алевриты,включает частицы размером 0,1 — 0,01 мм и третья – пелиты, в которую входятчастицы размером от 0,01 до 0,001 мм.
Для определениягранулометрического состава горных пород существует несколько методик. Наиболеераспространенными являются ситовый и седиментационный методы, применяемые дляслабо и средне сцементированных горных пород и метод исследования в шлифах подмикроскопом, применяемый для средне и крепко сцементированных пород.
Ситовый анализприменяется преимущественно для характеристики состава псаммитов, аседиментационный анализ, используют для характеристики алевритов и пелитов.СИТОВЫЙ АНАЛИЗДля проведения ситового анализа обычно пользуютсятканными проволочными и шелковыми ситами. Размер этих сит определяют по числуотверстий, приходящихся на один линейный дюйм. Стандартный набор включает 11сит. Информация о наборе приводится в таблице 1. Таблица 1.Характеристика сит для гранулометрического анализа
№
п./п.
№
сита
Сторона квадратного
отверстия, мм
№
п./п.
№
сита
Сторона
квадратного
отверстия, мм 1 6 3,36 7 70 0,210 2 12 1,68 8 100 0,149 3 20 0,89 9 140 0,105 4 30 0,59 10 200 0,074 5 40 0,42 11 270 0,053 6 50 0,30 Т А З И К
Проэкстрагированный ивысушенный образец керна размельчают на составляющие его зерна при помощиагатовой ступки и пестика с резиновым наконечником. Допускается применениедругих способов измельчения горной породы при условиях сохранения целостностизерен составляющих породу.
Из приготовленного, такимобразом песка берут навеску, равную 50 г. Точность определения навески составляет 0,01 г. Навеску песка высыпают в набор сит, установленных друг на другав, порядке убывания размера отверстий, то есть в порядке, приведённом в таблице1.
В течение 15 минутвстряхивают набор сит и добиваются полного рассеивания песчаного материала.
По окончании рассеиваниясодержимое каждого сита и тазика аккуратно высыпают на глянцевую бумагу,обметая каждое сито кисточкой.
Путём взвешиванияопределяют массу каждой фракции, то есть массу песчаного материала,отложившегося на каждом сите. Точность определения массы составляет 0,1 г.
Рассчитывается процентноесодержание каждой фракции, исходя из того, что навеска 50 г. составляет 100 %.Суммарная потеря массы при проведении анализа не должна превышать 1 %.
ПОВЕРХНОСТНО-МОЛЕКУЛЯРНЫЕСВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТ-ВОДА-НЕФТЬ-ГАЗ
Нефтяной пластпредставляет собой залежь осадочных пород в виде тела с огромным скоплениемкапиллярных каналов и трещин, поверхность которых очень велика. Поэтомузакономерности движения нефти в пласте и её вытеснения из пористой средызависят также и от свойств пограничных слоёв соприкасающихся фаз и процессов,происходящих на поверхности контакта нефти, газа и воды с породой.
На формирование залежейуглеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи (остаточнаяводонасыщенность, SB),которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природыповерхности горной породы. Под природой поверхности понимаются гидрофильность –способность вещества смачиваться водой и гидрофобность – способность веществане смачиваться водой.
Физико-химическиесвойства поверхностей раздела фаз и закономерности их взаимодействияхарактеризуются рядом показателей – поверхностным натяжением на границе разделафаз, явлениями смачиваемости и растекания, работой адгезии и когезии, теплотойсмачивания.
Поверхностноенатяжение s – избыток свободной энергиисосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя награнице раздела двух фаз. По поверхностному натяжению пластовых жидкостей наразличных поверхностях раздела можно судить о свойствах соприкасающихся фаз,закономерностях взаимодействия жидких и твёрдых тел, процессах адсорбции,количественном и качественном составе полярных компонентов в жидкости,интенсивности проявления капиллярных сил и т.д.
Поверхностное натяжениесвязано с такими понятиями как свободная энергия поверхностного слоя жидкости,сила поверхностного натяжения и работа поверхностного натяжения.
Поверхностное натяжениеможно рассматривать как избыток свободной энергии сосредоточенной на 1 см2единицы поверхностного слоя на границе раздела фаз:
Е = s × s,
где s – поверхностное натяжение;
s – суммарная поверхность двух фаз.
Поверхностного натяжения– это сила, действующая на единицу длины периметра взаимодействия двух фаз(линию смачивания):
/>,
где /> – линия смачиваемости.
Поверхностного натяжения– это работа, образования 1 см2 новой поверхности в изотермическихусловиях:
/>,
Коэффициент поверхностногонатяжения s зависит отдавления, температуры, газового фактора, свойств флюидов.
Если поверхностноенатяжение на границе раздела между двумя жидкостями, газом и жидкостью можноизмерить, то поверхностное натяжение на границе раздела порода-жидкость ипороды-газа измерить трудно. Поэтому для изучения поверхностных явлений награнице порода-жидкость пользуются косвенными методами изучения поверхностныхявлений: измерением работы адгезии и когезии, исследованием явлений смачиваемостии растекаемости, изучением теплоты смачивания.
Смачиванием называется совокупность явлений награнице соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым теломи две другие – не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.
Капля жидкости можетрастекаться по поверхности, если поверхность хорошо смачивается, а еслиповерхность плохо смачивается, то капля растекаться не будет.
Интенсивность смачиванияхарактеризуется величиной краевого угла смачивания Q, образованного поверхностью твёрдоготела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновенияс поверхностью (рис. 4).
/>
Рис. 4. Форма капли,обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихсяфаз.
Краевой угол Q измеряется в сторону более полярнойфазы (в данном случае в сторону воды). Принято условно обозначать цифрой 1водную фазу, цифрой 2 – углеводородную жидкость или газ, цифрой 3 – твёрдоетело.
Предполагая, что краевойугол Q отвечает термодинамическомуравновесию, получим уравнение, впервые выведенное Юнгом:
s2,3 = s3,1 +s1,2 × cosQ,
откуда получим выражениедля краевого угла Q:
/>.
Если s23 > s13, то 0
Если s23 > s13, то –1
Существуют такжепереходные поверхности (т.н. амфотерные), которые хорошо смачиваются какполярными, так и неполярными системами.
К гидрофильнымповерхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К гидрофобным поверхностям– парафины, жиры, воск, чистые металлы.
Краевой угол смачиваниязависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и газов, наличия ПАВ,температуры, давления, электрического заряда.
Поверхностные явленияописываются также работой адгезии.
Адгезия – прилипание (сцепление поверхностей)разнородных тел. Когезия – явление сцепления поверхностей разнородныхтел, обусловленной межмолекулярным или химическим взаимодействием.
Работа адгезииоценивается уравнением Дюпре:
Wa = s1,2 + s2,3+ s1,3.
Используя соотношения, мыполучим уравнение Дюпре-Юнга:
Wa = s1,2(1+cosQ).
Из соотношения:
s2,3 – s1,3= s1,2cosQ
следует, что присмачивании свободная энергия единицы поверхности твёрдого тела уменьшается навеличину s1,2cosQ, которую принято называть натяжениемсмачивания.
Работа когезии Wк характеризует энергетическиеизменения поверхностей раздела при взаимодействии частиц одной фазы.
Из уравнения следует, чтона отрыв жидкости от поверхности твёрдого тела при полном смачивании (когда cosQ=0) затрачивается работа, необходимаядля образования двух жидких поверхностей – 2sжг, т.е. Wк = 2sж г, где 2sжг – поверхностное натяжение жидкости на границе с газом.
Это значит, что приполном смачивании жидкость не отрывается от поверхности твёрдого тела, апроисходит разрыв самой жидкости, т.е. при полном смачивании s1,2 £ s1,3 .
Подставив в уравнениеЮнга значения работ адгезии и когезии, получим:
/>
Из этого уравненияследует, что смачиваемость жидкостью твёрдого тела тем лучше, чем меньше работакогезии (и поверхностное натяжение жидкости на границе с газом).
Для характеристикисмачивающих свойств жидкости используют также относительную работу адгезии z = Wа/Wк.
Ещё одна характеристика,используемая для описания поверхностных явлений – теплота смачивания.
Установлено, что присмачивании твёрдого тела жидкостью наблюдается выделение тепла, так какразность полярностей на границе твёрдое тело–жидкость меньше, чем на границе своздухом. Для пористых и порошкообразных тел теплота смачивания обычноизменяется от 1 до 125 кДж/кг и зависит от степени дисперсности твёрдого тела иполярности жидкости.
Теплота смачиванияхарактеризует степень дисперсности твёрдого тела и природу его поверхности.Большее количество теплоты выделяется при смачивании той жидкостью, котораялучше смачивает твёрдую поверхность.
Если через q1 – обозначить удельную теплоту смачивания породыводой, а через q2 — обозначить удельную теплотусмачивания породы нефтью, то для гидрофильных поверхностей будет выполнятьсясоотношение: (q1/ q2) > 1, а для гидрофобных: (q1/ q2)
Явления смачиваемостирассматривались для равновесного состояния системы. В пластовых условияхнаблюдаются неустойчивые процессы, происходящие на поверхности раздела фаз. Засчет вытеснения нефти водой образуется передвигающийся трехфазный периметрсмачивания. Угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направлениядвижения жидкости в каналах и трещинах. Кинетическим гистерезисом смачиванияпринято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердойповерхности трехфазного периметра смачивания. Величина гистерезиса зависит от:
– направлениядвижения периметра смачивания, то есть от того, происходит ли вытеснение ствердой поверхности воды нефтью или нефти водой;
– скоростиперемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности;
– шероховатоститвердой поверхности;
– адсорбции наповерхности веществ.
Явления гистерезисавозникают, в основном, на шероховатых поверхностях и имеют молекулярнуюприроду. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо.
3. Фильтрационныесвойства, проницаемость (абсолютная, эффективная, фазовая) для нефти, газа иводы
Проницаемость – это фильтрующий параметр горнойпороды, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газыпри перепаде давления.
Абсолютно непроницаемыхтел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы.Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многиепороды в результате незначительных размеров пор оказываются практическинепроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).
Хорошо проницаемымипородами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки,алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (рис. 5).
/>
Рис. 5. Примермассивной пакетной упаковки глин – фильтрация происходит через каналы междупакетами
/>
Рис. 6. Примерупорядоченной пакетной упаковки глин – фильтрация практически не происходит
К плохо проницаемымотносятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой (рис. 6), глинистыесланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией. Для существующихтипов каналов (субкапиллярные, капиллярные, трещины), фильтрация идет, восновном, через капилляры, каналы и трещины.
ВИДЫ ПРОНИЦАЕМОСТИ
Проницаемостьабсолютная(физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однороднойжидкости при выполнении следующих условиях:
1. Отсутствие физико-химическоговзаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.
2. Полное заполнение всех пор среды этимгазом или жидкостью.
Для продуктивных нефтяныхпластов эти условия не выполняются.
Проницаемость фазовая (эффективная) – это проницаемостьпористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порахдругой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ,газ-нефть-вода).
При фильтрации смесей коэффициентфазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков дляпласта в целом.
Относительнаяпроницаемость –отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
Проницаемость горнойпороды зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз,физико-химических свойств породы и флюидов.
Фазовая и относительнаяпроницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенностипорового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойствжидкостей и поровых фаз.
Насыщенность – ещё один важный параметрпродуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью:водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).
Предполагается, чтопродуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполненыкапилляры, каналы, трещины.
При миграции(аккумуляции) углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхнейчасти пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин иканалов, из капилляров вода плохо уходит в силу капиллярных явлений.Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.
Чтобы определитьколичество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимоопределить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом.
Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общемуобъёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:
/>.
Обычно для нефтяныхместорождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ = 6 — 35% (пласт считается созревшим для разработки,если остаточная водонасыщенность в среднем (SВ)
Для месторожденийпараметр насыщенности нормирован и равен единице (Sнасыщ = 1) или 100%. То есть, для нефтяных месторожденийсправедливо следующее соотношение:
SН + SВ = 1.
Для газонефтяныхместорождений:
SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 – (SB + SH).
Остаточнаяводонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет наосновную фильтрацию нефти и газа. На практике насыщенность породы определяют влабораторных условиях по керновому материалу (см. раздел лаборат. практикума).
Фазовая (эффективная),относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально.Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения поровогопространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазноедвижение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы(рис. 7).
Вершины треугольникасоответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны,противолежащие вершинам, – нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые,проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, итрёхфазного потока.
При водонасыщенности до25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-75%, а относительнаяфазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. Приувеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится кнулю.
При газонасыщенностименьше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке будет практически одна вода.При газонасыщенности меньше 10% движение газа не будет происходить. Присодержании в породе газа свыше 33 –35% фильтроваться будет один газ.
При нефтенасыщенностименьше 23% движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до30% и газа от 10 до 18% фильтроваться может только одна нефть.
Заштрихованныепромежуточные области, примыкающие к сторонам треугольника, отвечают двухфазнымпотокам: газ – вода, газ – нефть, вода – нефть.
Область совместногодвижения в потоке всех трех фаз выделена двойной штриховкой. Длянесцементированных песков она находится в следующих пределах насыщенности:нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%.
/>
Рис. 7. Областираспространения одно-, двух- и трёхфазного потоков:
1. – 5% воды; 2. – 5%нефти; 3. – 5% газа.
4. Методы повышенияизвлекаемых запасов нефти
Увеличениенефтеотдачи пластов — сложная проблема, для решения которой используется опыт,накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти игаза можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетомгеологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулированиипроцесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерностивыработки различных частей залежей. Эффективность эксплуатации залежиулучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов ивыравнивания профиля притока нефти и газа и т. д.
Замноголетнюю практику разработки нефтяных месторождений предложено множествометодов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород.Далее рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, основанные на тех илииных физических явлениях, изученных в предыдущих разделах.
Увеличениянефтеотдачи пластов можно добиться искусственно, развивая и поддерживая взалежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективноевытеснение нефти из коллектора.
Как мыуже видели, ‘вода значительно лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ.Поэтому везде, где это целесообразно по геологическим условиям и экономическимсоображениям, необходимо создавать естественный или искусственный водонапорныйрежим вытеснения. Искусственно поддерживаемый водонапорный режим в залежисоздают путем нагнетания воды с поверхности в пласт за контур нефтеносности илиже в нефтяную часть пласта. Эффективность заводнения еще более повышается придобавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, в результате чегоулучшаются ее нефтевытесняющие свойства.
Методыподдержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободногогаза, а также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными еересурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не позволяют извлекатьвсе запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличениянефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физическиезакономерности, большая часть которых описана в предыдущих главах.
Например,лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методыувеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт теплаи теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.
Какизвестно, даже тяжелые битумы хорошо растворяются в некоторых легкихуглеводородных растворителях. Например, бензин или жидкий пропан способныудалять из пористой среды практически всю нефть. Это свойство растворителейиспользуется для разработки методов увеличения нефтеотдачи путем нагнетания впласт сжиженных газов.
Влабораторных условиях и во время промышленных испытаний получили хорошиерезультаты при использовании многих других способов увеличения нефтеотдачи(нагнетание в пласт загущенных вод, вытеснение нефти пенами, стабилизированнымиповерхностно-активными веществами, метод внутрипластового горения нефти и т.д.).
В лабораторныхусловиях изучаются также электрические, ультразвуковые, вибрационные способывоздействия на пласт.
Несомненно,что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физико-химиипласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет в будущем кполучению новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных на новыхфизических принципах.
Вкачестве примера приложения теоретических основ физики нефтяного пласта кнефтепромысловой практике рассмотрим физические основы некоторых методовувеличения нефтеотдачи пластов.
4.1Обработка поверхностно-активными веществами
Необходимыхизменений поверхностных и смачивающих свойств жидкостей и характеристикповерхностей раздела пластовой системы в зоне их контакта в пористой средеможно добиться с помощью добавок поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Молекулыбольшинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низкимостаточным сродством на одном конце молекул и гидрофильных полярных групп с высокимсродством на другом. По химическому признаку все ПАВ классифицируются наанионо-активные, катионо-активные и неионогенные вещества.
Еслиуглеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в состав аниона,образующегося в водном растворе, соединение относят к анионо-активным веществам.Типичный анионный ПАВ стеарат натрия, в водном растворе которого образуютсяионы Na+, и стсарат-анионы С17Н35СОО” сдлинными цепями. Соответственно катионо-обменные вещества образуют в водныхрастворах катионы, содержащие длинные цепи угле. водородных радикалов. Внеионогенных веществах не содержатся неионизирующиеся гидрофильные конечныегруппы. Поверхностная активность этих веществ обусловлена своеобразнымстроением их молекул, которые имеют асимметричную (дифильную) структуру,состоящую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в водечастью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или алк’илариль-ныйрадикал, а полярную водорастворимую группу представляет полиэтиленгликолевыйили пропиленгликолевый остаток. Общая формула этих веществ:
R = CH2CH2OCH3CHaO… СН2СН3ОН,
где R может быть органической группой,например СбН4О-, СОО-, CONH-, CON- или атомом кислорода, серы и т. д.
Влабораторных условиях испытано влияние на нефтеотдачу добавок в водузначительного количества поверхностно-активных веществ: неионогенных — типовОП-10 и КАУФЭк (оксиэтилированные алкилфенолы), анионо-активных — НЧК,сульфонол, НП-1, азолят А, азолят Б, «Прогресс» (натриевая сольалкилсульфосоединений), а также катионо-активные ПАВ. Лучшие результаты привытеснении нефти получают с применением растворов неионогенных ПАВ. Установленотакже, что ионогенные поверхностно-активные вещества адсорбируются наповерхностях минералов больше, чем неионогенные.
ПрименятьПАВ в промышленности для улучшения нефтевымывающих свойств вод затруднительновследствие адсорбции их огромной поверхностью пород. В зоне же водонефтяногоконтакта концентрация ПАВ понижается и действие их уменьшается. Следует,однако, учитывать, что при фильтрации чистой воды в дальнейшем происходят такжепроцессы десорбции. Кроме того, установлено, что адсорбция не одинакова повсему пласту. Фронт предельной адсорбции ПАВ (т.е. равновесной, более неувеличивающейся адсорбции) отстает от фронта нагнетаемого раствора. Причем этоотставание настолько велико, что к концу разработки далеко не будет достигнутпредел адсорбции по всему пласту. Наконец, полной потери ПАВ вследствиеадсорбции, по-видимому, можно избежать, если вводить в пласт первые порции водыс повышенным содержанием поверхностно-активных веществ, которые будут вдальнейшем продвигаться по пласту необработанными пресными водами (методоторочки).
Некоторыеисследователи полагают, что вследствие возникновения перед нагнетаемым внефтяную часть пласта раствором ПАВ вала остаточной воды, которая, какизвестно, во многих месторождениях представляет собой концентрированный растворсолей, применение ПАВ не дает положительных результатов. Предполагается, что нефтьпри этом вытесняется не растворами ПАВ, нагнетаемыми в пласт, а оторочкойминерализованной хлоридами воды с плохими нефтевымывающими свойствами; Многиеисследователи, однако; считают такой довод недостаточно обоснованным. Некоторыепласты содержат незначительное количество остаточной воды (4—6 % от объемапор), и быстрое образование вала при этом затрудняется. Наконец, установлено,что даже если образуется вал остаточной воды при значительном ее содержании в пласте(20—30 % от объема пор), вода перемешивается с нагнетаемой в пласт и обработаннойПАВ. В таком случае нефтевымывающие свойства смесей оказываются достаточнохорошими. Все это позволяет считать метод заводнения пластов растворами ПАВодним из средств увеличения нефтеотдачи пластов.
Внастоящее время ведутся промышленные опыты по нагнетанию растворов ПАВ в пласт.
4.2 Полиокреламиды
Одна изосновных причин низкой эффективности вытеснения нефти из коллекторов неоднородностьих физических свойств, в результате которой охват пласта заводнениемоказывается невысоким. Увеличение вязкости нефти сопровождается снижениемохвата пласта вытесняющим агентом. Идея использования полимеров для повышенияэффективности процесса заводнения основана на способности их водных растворовдаже при низкой концентрации полимера значительно снижать соотношение вязкостинефти и воды и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках,выравнивая продвижение водонефтяного контакта, В качестве добавок к воде(загустителей) используются полиакриламид (ПАА) и другие полимеры. с массовойдолей, равной 0,05— 0,7%. Эти вещества представляют собой высокомолекулярныесоединения со сложным строением молекул в виде длинных цепочек, клубков испиралей. Полиакриламид представляет собой сополимер акриламида, акриловойкислоты и ее солей:
Вщелочной воде амидные группы полиакриламида подвергаются гидролизу, интенсивностькоторого в значительной степени оказывает влияние на свойства растворов ПАА:
ГидролизованныйПАА в воде диссоциируется, отщепляя ка-тиоцы. Образующиеся при этом отрицательныезаряды вдоль молекул способствуют получению длинных растянутых макромолекулвещества (под влиянием кулоновых сил отталкивания между заряженными группами вцепи. Эти растянутые цепочкообразные молекулы способствуют значительномуповышению вязкости воды при малой концентрации ПАА.
Вязкостныесвойства растворов полимеров зависят от концентрации вещества, свойств исостава растворителя, степени гидролиза ПАА.
Пореологическим характеристикам растворы полимеров относятся к неньютоновскимжидкостям, т. е. зависимость между скоростью их течения и градиентом давлениянелинейна. По характеру течения растворы полимеров проявляют себя какпсевдопластики и как псевдодилатантные жидкости.
Взначительной степени вязкость растворов полимеров зависит от состава иконцентрации солей — добавка солей NaCl, CaCU, MgCb, FeCl3значительно снижает их вязкость, причем с увеличением валентности катионаинтенсивность понижения вязкости возрастает. При концентрациях полимера0,5—1,0% вязкость раствора мало зависит от его минерализации.
Фильтрациярастворов полимера в пористой среде характеризуется в отличие от чистыхжидкостей специфическими особенностями. Расход жидкости при стационарномперепаде устанавливается через длительное время для этого необходимо прокачатьчерез пористую среду несколько поровых объемов раствора полимера. При этомоказывается, что проводимость пористой среды для раствора полимера уменьшаетсяболее значительно, чем это можно было ожидать от увеличения его вязкости посравнению с вязкостью воды.
В такомвиде фактор сопротивления учитывает влияние полимера на вязкость раствора и на проницаемостьпористой среды. Поэтому иногда из общего значения ФС выделяют ту часть, котораясвязана лишь с изменением проницаемости пористой среды под влиянием полимера.
В. М.Ентовым и А. М. Полищуком предложена сорбцион. но-диффузионная схема проявленияПАА в процессе фильтрации растворов полиакриламида в пористой среде. Сущностьее заключается в том, что одна часть полимерного вещества адсорбируется иудерживается породой необратимо, а другая — сорбируется обратимо, скапливаетсяпри фильтрации вблизи сужений капиллярных каналов, вызывая дополнительноесопротивление. В покое (при прекращении фильтрации) под влиянием диффузионныхпроцессов происходит рассеивание этих скоплений вещества, что сопровождаетсяснижением сопротивления системы в первый период после нового начала фильтрации.Из сказанного следует, что механизм проявления полимеров связан с рядомэффектов, которые необходимо учитывать при описании гидродинамики процессафильтрации растворов полимеров — с изменением фазовой проницаемости системы в зависимостиот насыщенности различными фазами и от степени сорбции полимеров пористойсредой, с изменением соотношения вязкости вытесняемого и вытесняющего агентов.
Опытпоказывает, что с увеличением концентрации полимера в растворе фазоваяпроницаемость пористой среды для смачивающей фазы уменьшается, а проницаемостьдля углеводородной жидкости при одной и той же насыщенности возрастает (приконцентрациях полимера до 0,05 %). По данным лабораторных опытов, нефтеотдачаможет возрастать при вытеснении нефти полимерными растворами на 15—20% (данныеполучены на линейных моделях с однородными пористыми средами.
Напрактике для экономии полимера целесообразно закачивать в пласт оторочкузагущенной полимеров воды и далее продвигать ее по пласту обычной водой. Чтобыоторочка не полностью размылась до подхода к эксплуатационным скважинам, объемее должен быть подобран с учетом неоднородности пласта, соотношения iвязкостей нефти и раствора полимера.
4.3. Применение углекислого газа
Углекислыйгаз, растворенный в воде или введенный в пласт в жидком виде, благоприятновоздействует на физико-химические свойства нефти, воды и способствуетувеличению нефтеотдачи пластов. При этом улучшаются и фильтрационные свойствапластовой системы.
СО2— бесцветный газ тяжелее воздyxa (относительнаяплотность 1,529). Критическая температура 31,05 °С; критическое давление — 7,38МПа, критическая плотность — 468 кг/м3. При температуре 20 °С поддавлением 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м3.При сильном охлаждении СО2 застывает в белую снегообразную массу сплотностью 1,65 г/см3, которая возгоняется при температуре — 78,5 °С(при атмосферном давлении).
Таблица 2Свойства углекислого газа в точках росы
Температура
°С
Давление
р,
Мпа
Плотность р, кг.’м3
Коэф-фициент летучести V жидкостисти газа 20 5,73 778 193 0,178 21 5,86 767 202 0,174 22 6,0 755 211 0,170 23 6,14 742 221 0,167 24 6,29 729 231 0,163 25 6,44 714 242 0,160 26 6,58 697 256 0,156 27 6,74 679 272 0,152 28 6,89 657 291 0,148 29 7,05 630 312 0,145 30 7,21 593 340 0,142 31,0 7,38 468 358 0,139 31,05 Критическая температура
В табл.2 приведены данные, характеризующие свойства углекислого газа в точке росы (началоконденсации).
РастворимостьСО2 в воде с увеличением давления возрастает. Массовая доля его непревышает 6 %. С повышением температуры до 80 °С и минерализации водырастворимость СО2 уменьшается. С увеличением концентрации двуокисиуглерода вязкость воды возрастает. Растворимость углекислого газа в нефтяхявляется функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. Суменьшением молекулярной массы углеводородов растворимость СОэ в нихвозрастает. С очень легкими нефтями СОг смешивается полностью при давлениях 5,6— 7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой двуокиси углерода растворяются не полностью —нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов (смол, твердых парафинови т. д.). С увеличением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти всмеси растворимость нефти возрастает.
Дляхарактеристики состава и свойств нефти часто используется эмпирическийпараметр, впервые введенный Ватсоном, который называется характеристическимфактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного групповогосостава. Характеристический фактор для парафиновых нефтей уменьшается сувеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще меньше для иефтей,содержащих значительные количества ароматических углеводородов.
Дляувеличения нефтеотдачи пластов углекислый газ в качестве вытесняющей нефтьоторочки нагнетается в сжиженном виде в пористую среду и затем проталкиваетсякарбонизированной водой.) По результатам лабораторных исследований приобъеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4—5 % от объема пор обрабатываемогоучастка, нефтеотдача возрастает более чем на 50 % по сравнению с нефтеотдачейпри обычном заводнении. Углекислый газ — эффективное средство увеличениянефтеотдачи как карбонатных коллекторов, так и песчаников, в которых пластовоедавление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24—71°С.
Значительныеколичества необходимого углекислого газа можно получить путем улавливания егоиз дымовых и других газов. Углекислый газ является побочным продуктом рядахимических производств. Встречаются в природе также залежи углекислого газа спримесями других газов.
В заключение следует отметить, чтоуглекислый газ в нефтепромысловом деле применяется также для охлаждения забоевскважин (используется СО2 в твердом, виде) с целью повышенияэффективности кислотных обработок. Холодная соляная кислота способна проникатьв карбонатный пласт в удаленные от забоя скважин зоны, сохраняя своюактивность. Кроме того, само добавление СО2 в соляную кислоту такжеулучшает результаты обработок скважин вследствие замедления скорости реакции.
4.4Мицелярные растворы
Какизвестно, (нефть и вода при обычных условиях в коллекторах не смешиваются.Образующиеся на контактах нефти и воды в пористых средах границы разделаприводят к возникновению многочисленных капиллярных эффектов, отрицательновлияющих на процесс фильтрации нефти и воды. Например, как было показано впредыдущих разделах, фильтрация в пористых средах многофазных систем (смесейнефти, воды и газа) приводит к повышенным сопротивлениям. Процесс вытеснениянефти водой может быть приближен к условиям фильтрации однородных систем безощутимого влияния на движение флюидов многочисленных границ раздела, если междунефтью и водой поместить оторочку мицеллярного раствора (смеси углеводородныхжидкостей, воды и поверхностно-активных веществ, растворимых в углеводородах, истабилизаторов). В качестве стабилизаторов обычно используются спирты(изопропиловый, бутиловый и др.) JУглеводородную часть мицеллярного раствора может составить легкая нефть фракцииС5+.
Нефтерастворимымиповерхностно-активными веществами (ПАВ) являются нефтяные сульфонаты,алкиларилсульфонаты, алкилфенолы. При содержании в системеповерхностно-активных веществ концентрации выше критической концентрациимицеллообразования ПАВ находится в растворе в виде сгустков (мицелл), которыеспособны поглощать жидкости, составляющие их внутреннюю фазу. При значительнойконцентрации ПАВ последние в процессе перемешивания вместе с нефтью и водойобразуют нефтеводяные агрегаты — мицеллы, строение которых зависит отколичественного состава компонентов и их свойств. На рис. приведены схемыстроения мицелл с водяной и нефтяной основой. У мицеллы с водяной основойвнешней фазой является нефть. Молекулы ПАВ полярной частью (кружочки на рис. 8обращены к воде, а углеводородными цепями — к нефти. Несмотря на содержание втаком мицеллярном растворе до 95 % воды, он хорошо смешивается с нефтью, ибовнешней фазой даже при большой концентрации воды в системе оказывается нефть).
/> />
Рис. 8.
Мицеллярныерастворы способны растворять жидкости, составляющие их внутреннюю основу(ядро). При этом размеры мицелл возрастают и в некоторый момент наступаетобращение фаз — вместо внешней фазы оказывается вода и наоборот.
Внешнемицеллярные растворы представляют собой однородные прозрачные или полупрозрачныежидкости (размеры мицелл 105—106 мм). Считается, что пореологическим свойствам они относятся к ньютоновским жидкостям.
Вязкостьмицеллярных растворов с нефтяной внешней фазой вначале возрастает с увеличениемсодержания воды в системе и может достигать 100 мПа-с при водосодержании до40—45 %. Дальнейшее увеличение концентрации воды (если она сопровождаетсяинверсией типа раствора) приводит к снижению вязкости.
Взависимости от состава и свойств компонентов мицеллярных растворовзакономерности изменения вязкости от водосодержания могут быть другими. Соли,присутствующие в воде, снижают вязкость растворов. Это свойство используетсядля регулирования их вязкости. Состав солей влияет на устойчивость мицеллярныхрастворов, что должно быть учтено при выборе ПАВ и других их составляющих.Мицеллярные растворы устойчивы только при определенных концентрациях солей.
Упомянутыесвойства мицеллярных растворов способствуют при их нагнетании в пластзначительному повышению эффективности вытеснения нефти из коллектора. Напрактике оторочки мицеллярных растворов продвигаются по пласту водой,загущенной полимерами и водой. Минимальный объем оторочек для однородных пористыхсред составляет 4—5 % от объема пор обрабатываемого участка.
Полабораторным данным, мицеллярные растворы способны вытеснять до 50—60 % нефти,оставшейся в пласте после обычного его заводнения. Благоприятные результатыполучены даже при водонасыщенности пород до применения мицеллярных растворов,достигающей 70 % от объема пор. Недостаток этих растворов — их чрезвычайнаядороговизна из-за большого расхода ПАВ и других его компонентов. Для получениянеобходимых свойств мицеллярных растворов доля ПАВ в системе как минимум должнабыть 9—15%, спирта 4—5%.
4.5 Термическиеспособы нефтеотдачи пластов
Впервыеопыты по тепловому воздействию на пласт в СССР были начаты в 30-е годы А. Б.Шейнманом и К. К. Дуброваем. С тех пор тепловые методы прошли значительный путьтеоретических, лабораторных и промысловых исследований.
Принагнетании в пласт горячей воды повышение температуры вызывает понижение вязкостинефти, изменение молекулярно-поверхностных сил, расширение нефти и горныхпород, улучшение смачивающих свойств воды. Механизм проявления тепла, однако,более сложен, чем это можно представить из упомянутого перечня тепловыхэффектов.
Горячаявода, нагнетаемая в начале процесса в пласт, быстро отдает тепло породе,остывает до пластовой температуры и поэтому между вытесняемой нефтью и.последующими порциями теплоносителя образуется зона остывшей воды.Следовательно, нефть в дальнейшем будет вначале вытесняться холодной водой(пластовой температуры), а затем горячей. Поэтому прирост нефтеотдачи принагнетании горячей воды будет наблюдаться в основном в водный периодэксплуатации пласта.
Движениегорячей воды в пласте сопровождается уменьшением фильтрационных сопротивлений вгорячей зоне, а в дальнейшем и сопротивлений всего обрабатываемого участка. Приэтом повышаются темпы отбора нефти. Со временем прогреваются и включаются вразработку малопроницаемые участки, которые были обойдены или слабо промытыхолодной водой.
Большойнедостаток исследований по изучению тепловых методов воздействия на пласт сцелью увеличения нефтеотдачи заключается в использовании в качестве моделейпластов однородных пористых сред. О том, как проходит процесс вытеснения нефтипри нагнетании в неоднородный коллектор горячей воды, пока можно высказыватьлишь более или менее правдоподобные догадки. В этом случае, вероятно, возможныболее сложные зависимости нефтеотдачи от условий нагнетания теплоносителя, чемпри обработке теплом однородных пород. (При контакте горячей или теплой воды снефтенасыщенной породой понижается вязкость нефти, улучшаются условиясмачиваемости, возрастают интенсивность и роль процессов капиллярногоперераспределения жидкостей.)
Еслиуменьшение вязкости нефти способствует увеличению нефтеотдачи, тоинтенсификация капиллярных процессов пропитывания на фронте вытеснения может отрицательновлиять на нефтеотдачу некоторых видов неоднородных пород, т. е. при введениитепла в неоднородную породу в ней могут происходить процессы, оказывающиепротивоположное влияние на нефтеотдачу. Результат будет зависеть от того, какойиз этих процессов воздействует на нефтеотдачу в большей степени.
/>
Рис.9. Схемараспределения температуры в пласте при нагнетании в него пара
Зоны: 1—перегретого пара; 2 — насыщенного пара; 3 — горячего конденсата; 4 —остывшего конденсата пород при тепловой обработке следует ожидать при низкихтемпературах теплоносителя в пласте (до 80—85 °С).
Еслитемпература прогрева неоднородного пласта высокая, значительное понижениевязкости нефти, а также другие процессы, происходящие во время контакта горячихтеплоносителей с нефтью, по-видимому, так же, как и. в однородных породах,будут способствовать увеличению нефтеотдачи коллекторов при вытеснении из нихнефти горячей водой.
Как мыуже видели, на нефтеотдачу пласта при нагнетании горячей воды влияет большоечисло факторов и учет влияния каждого из них затруднителен. Приближеннымиметодами расчета нефтеотдачи учитывается только зависимость вязкости нефти иводы от температуры. По расчетным данным, при нагнетании горячей воды(£=170°С) прирост нефтеотдачи достигает 16—17 % при высокой начальной вязкостинефти (250— 300 мПа • с) и продолжительности процесса не менее 8—10 лет. Длянефтей с вязкостью 151 и 32,6 мПа-с соответствующие приросты нефтеотдачисоставят 8—11 и 4—5 %. Если в пласт нагнетается водяной пар, схемараспространения тепла в коллекторе и процесс вытеснения нефти более сложны, чемпри движении в нем горячей воды. Схематический график распределения температурыв пласте при нагнетании в него перегретого водяного пара приведен на рис. Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты перегрева. При этом температура (конецзоны ) снижается до температуры насыщенного пара (т. е. до точки кипения водыпри пластовом давлении). На нагрев пласта (в зоне 2)расходуется скрытаятеплота парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температурыпароводяной смеси и пласта будут равны температуре насыщенного пара, покаиспользуется вся скрытая теплота парообразования. В зоне 3пластнагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, покатемпература ее не упадет до начальной температуры пласта. Нефть вытесняется (зона4) остывшим конденсатом. Часть теплоты, как и в случае нагнетания горячей воды,расходуется через кровлю и подошву пласта. Кроме того, на распределениетемпературы влияет изменение пластового давления по мере удаления теплоносителяот нагнетательной скважины. В соответствии с распределением температуры нефтьподвергается воздействию холодной воды, горячего конденсата и насыщенного иперегретого пара. Следовательно, механизм проявления теплоносителя,наблюдавшийся при нагнетании в пласт горячей воды, сохранится и при вытеснениинефти перегретым паром. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессыиспарения под действием пара нагретой нефти и фильтрации части углеводородов впарообразном состоянии. В холодной зоне пары конденсируются, обогащая нефтьлегкими компонентами и вытесняя ее как растворитель. Процесс вытеснения нефтииз пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как пар содержитбольше теплоты, чем вода.
Рассмотримпроцессы, происходящие в пласте при извлечении нефти с помощью внутрипластовогогорения, и схему его осуществления.
Горнаяпорода вместе с насыщающей ее нефтью может рассматриваться как своеобразноегорючее с высокой степенью, зольности (95—85 %). Сущность метода заключается втом, что это горючее поджигается и его горение поддерживается нагнетанием впористую среду окислительных агентов (воздуха, смеси кислорода с газом).
Нефтьподжигается через скважину при помощи различных средств (электрических иогневых горелок, химическими методами). Предварительно разогретая порода далеенагревает движущийся через нее” окислитель до температуры вышевоспламенения кокса и нефти. При нагнетании окислителя разогретая зона (очаггорения), температура которой поддерживается высокой за счет сгорания частинефтепродуктов, продвигается в глубь пласта. Горячие продукты сгорания ивоздух, продвигаясь по пласту, эффективно вытесняют нефть. Процессавтотермический, т. е. продолжается непрерывно за счет образования продуктовдля горения (типа кокса). Механизм горения и передвижения его очага при этомследующий.
Вобласти горения можно выделить несколько зон, в которых углеводороды находятсяв различном состоянии. На рис. 10 показана схема процесса внутрипластовогогорения.
/>
Рис. 10Схема процесса внутрипластового горения (по А. Б. Шейнману, Г. Е. Малофееву, А.И. Сергееву)
Распределение:а — температуры; б — нефтенасыщенности; в — водо-насыщенности;1 — зона пластовой температуры; 1′ — область с увеличенныйсодержанием нефти; 2 — зона предварительного повышения температуры; 2′ — областьконденсации паров воды; 3 — зона испарения; 3’ — область испаренияводы; 4 — зона термохимических реакций; 5 — зона горения; 6 —зона регенерации тепла; 7 — содержание кокса
В зонепредварительного нагрева (с температурой не менее 100°С) конденсируются вода(пластовая, связанная, реакционная) и продукты испарения нефти, поступившие изпоследующих, более горячих, зон. Из сконденсировавшихся паров воды можетобразоватйся оторочка горячей воды, которая вместе с газообразными продуктамивытесняет нефть из пласта. В зоне испарения с температурой 150—200°С проходитпроцесс перегонки нефти в потоке горячих газов и паров воды. Поток способствуетиспарению при этой температуре более тяжелых фракций нефти, чем при обычномкипении. В следующей зоне протекают термохимические процессы (крекинг,окислительный пиролиз и газификация), в результате которых из тяжелой нефтивыделяется кокс, отлагающийся на стенках поровых каналов и взаимодействующий снеизрасходованным кислородом в зоне горения. Кислород здесь частичнорасходуется также на горение углеводородных паров и газов. Тепло, выделяемое впроцессе горения, аккумулируется в следующей зоне и затем отдается потокуокислителя.
Суммарныйрезультат воздействия движущегося очага горения на пласт складывается измногочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкиеуглеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горенияи уменьшающие вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышеннойводонасыщенности (вал горячей воды); происходит термическое расширениежидкостей и породы, увеличиваются проницаемость и пористость за счетрастворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении,растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефтиподвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов изпласта.
Успешномуосуществлению процесса внутрипластового горения способствуют равномерностьраспределения нефти в пористой среде, высокая проницаемость и пористость. Болееустойчивые очаги горения возникают в породе с тяжелыми нефтями, обладающимиповышенным содержанием коксового остатка.
Горючимявляется также газ. Но процесс может проходить и при дегазированной нефти.Повышенная водонасыщенность пласта затрудняет течение процесса. Призначительной нефтенасыщенности пород нефть из пласта должна быть вытесненагазом настолько, чтобы была возможна циркуляция окислителя.
Тепловаяволна, образующаяся при горении, характеризуется температурной кривой, имеющейдва ниспадающих крыла с максимальной точкой между ними, соответствующейтемпературе очага горения. По лабораторным данным, она достигает 550—600 °С.Фронтальное крыло температурной кривой характерно для процесса горения кокса ичастично — нефти вследствие распространения тепла конвективным его переносомпродуктами горения и конденсации паров углеводородов и воды, а также за счеттеплопроводности. После движущегося очага горения остается нагретая порода,охлаждающаяся постепенно движущимся здесь окислителем. По данным лабораторныхэкспериментов, длина тепловой волны достигает нескольких десятков сантиметров.
Скоростьдвижения волны зависит от плотности потока окислителя и концентрации в немкислорода и может изменяться от единиц до десятков метров в сутки. Сувеличением содержания кислорода в окислителе скорость перемещения очагагорения возрастает.
Поданным А. Б. Шейнмана, Г. Е. Малофеева и А. И. Сергеева, масса коксоподобногоматериала, расходуемого на горение, составляет 1—2 % от массы породы. Применьших его количествах (в случае маловязких легких нефтей) организоватьпроцесс без дополнительного ввода в пласт горючего (в виде смеси газа сокислителем) не удается. Количество оставшегося коксового остатка зависит отвязкости и плотности нефти, температуры очага горения, плотности потокаокислителя. С увеличением температуры в зоне термических реакций количествообразующегося горючего материала уменьшается. По расчетным и экспериментальнымданным, коэффициент нефтеотдачи в пластах с легкими нефтями при этом методеможет достигать 80—85%, а в пластах с тяжелыми нефтями — более 70%.