Причины существования остаточной нефти в пласте

Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости нефти и воды, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходит удержание нефти в пористой среде капиллярными силами. Неполное вытеснение в охваченных заводнением областях пласта обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород; различием вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к гидродинамической неустойчивости контакта нефть-вода; за фронтом вытеснения остаются капли или глобулы нефти, скопления нефти [7].

Нефть остается в пористой среде в виде пленок на зернах породы и глобул, находящихся в тупиковых порах или в местах пористой среды, обойденных водой.

 

Рис. 7.1. 1- зерна твердой породы; 2- остаточная нефть в тупиковых порах; 3- пленочная нефть; 4-вода.

Если нефть вытеснять из пласта смешивающейся с ней жидкостью, то в результате молекулярной диффузии жидкость-растворитель проникла бы в нефть, углеводороды нефти – в растворитель и с течением времени нефть была бы полностью вымыта из пласта. Растворители, вымыв нефть, останутся в пласте, следовательно, они должны быть дешевле нефти.

В качестве растворителей, вытесняющих нефть из пласта, можно применять спирты, эфиры, сероуглеводород, - но это дорогостоящие вещества. Поэтому для вытеснения нефти используют природный газ, воду, двуокись углерода, воздух.

 

7.6.Условия эффективного применения МУН.

Важным условием эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода – для объекта.

Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных физических свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических показателей разработки. Эти критерии определены на основе обобщения опыта его применения в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований, анализа технико-экономических показателей применения метода.

Обычно выделяются три категории критериев применимости методов:

Геолого-физические: свойства пластовых жидкостей, глубина и условия залегания нефтенасыщенного пласта, ФЕС и особенностей нефтесодержащего коллектора, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями;

Технологические: размер оторочки заводнения, концентрация агентов в растворе, размещение скважин, давление нагнетания, выбор режима эксплуатации добывающих скважин.

Материально-технические: обеспеченность оборудованием, химическими реагентами, их свойства.

Критерии первой категории являются определяющими, наиболее значимыми и независимыми. Технологические критерии зависят от геолого-физических и выбираются в соответствии с ними. Материально-технические условия большей частью также являются независимыми, и определяют возможность выполнения технологических критериев.

 

7.7. Регулирование разработки нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений между проектными и фактическими показателями разработки проводятся мероприятия по приведению в соответствие фактических данных с проектными. Совокупность таких мероприятий называется регулированием разработки нефтяных месторождений, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или частичного изменения системы разработки.

К технологическим методам без изменения системы разработки (без бурения новых скважин непредусмотренных проектным документом) относятся МИП (изменение режимов работы скважин путем увеличения дебитов, поинтервальное воздействие на ПЗП), МУН (циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков, ФОЖ, применение физико-химических и др.).

К методам регулирования, связанных с частичным изменением системы разработки, относятся применение очагового, избирательного заводнения, укрупнения или разукрупнения эксплуатационных объектов, с последующим применением физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи.

Таким образом, применение методов повышения нефтеотдачи способствует приведению в соответствие фактических и плановых показателей разработки.

Глава 8. ФИЗИКО - ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ.

 

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них и предназначены для извлечения пленочной и капиллярно-удерживаемой нефти из заводненных пластов. Добавление специальных химических веществ в воду позволяет создать растворы, снижающие: межфазное поверхностное натяжение, изменить соотношения подвижностей вытесняющей и вытесняемой фаз. В результате происходит увеличение коэффициентов вытеснения. При вытеснении нефти из пласта смешивающимся с ней реагентом размываются поверхности раздела между нефтью и вытеснителем, «исчезают» капиллярные силы, нефть растворяется в вытеснителе, в результате ее можно полностью или частично извлечь из области пласта, охваченной процессом вытеснения.

 

8.1.Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ)

Из самого названия – поверхностно-активные вещества - следует, что добавление их в закачиваемую воду изменяют физические и химические свойства водного раствора – вытеснителя нефти, снижается поверхностное натяжение на границе «вода-нефть», увеличивается гидрофильность поверхности поровых каналов, т.е. зерна породы становятся более смачиваемые водой. Если какая-то часть остаточной нефти находится в виде глобул, застрявших в сужениях поровых каналов, и под действием перепада давления не может двигаться, то при снижении поверхностного натяжения эти глобулы (частицы нефти) будут деформироваться, изменять свою поверхность. Силы взаимодействия между молекулами нефти и поверхностью поровых каналов ослабнут, и глобулы смогут продвигаться через сужения поровых каналов. В процессе вытеснения нефти поверхностно-активные вещества оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границе нефть — вода и поверхностное натяжение на границах вода — порода и нефть — порода, обусловленное адсорбцией ПАВ на поверхностях поровых каналов. Кроме того, действие поверхностно-активных веществ, проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленок нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принудительном вытеснении и при капиллярной пропитке, в изменении относительных фазовых проницаемостей пористых сред [3,5,7].

 

8.2. Адсорбция ПАВ

Адсорбция - процесс выпадения ПАВ из водного раствора и оседания его на поверхности поровых каналов под действием сил меж молекулярного взаимодействия.

Адгезия – прилипание молекул двух различных тел, вызванное взаимным притяжением. Возникает между жидкими и твердыми телами.

Пленочная нефть покрывает гидрофобную часть поверхности пор пласта в виде тонкого слоя, либо в виде прилипших капель, удерживаемых силами адгезии. Работа сил адгезии W_а, необходимая для удаления пленочной нефти с единицы поверхности пор в водную фазу, заполняющую поры, определяется уравнениями Дюпре или Дюпре - Юнга [1]. Лучше отмывают нефть воды или растворы хорошо смачивающие породу.

Добавка к воде поверхностно-активных веществ, приводит к изменению соотношения значений свободной поверхностной энергии благодаря адсорбционным процессам ПАВ на межфазных границах раздела. Под действием сил молекулярного притяжения ПАВ выпадают из водного раствора и оседают на поверхности поровых каналов (сорбируют). Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью коллектора и адсорбционной активностью поверхности пористой среды.

Адсорбция ПАВ на гидрофобных участках поверхности пор, которые могут существовать в результате сорбции некоторых компонентов нефти, приводит к изменению поверхностных натяжений в соответствии с правилом ориентации молекул. Данные обстоятельства и способствуют отделению нефти от поверхности поровых каналов.

На гидрофильных участках поверхности пор сорбирование ПАВ к непроизводительным потерям ПАВ, и способствует прилипанию капель нефти к этим участкам.

Количество А сорбируемого на поверхности зерен твердой породы ПАВ определяется изотермами Лэнгмюра [7].

(8.1)

и Генри

(8.2)

где с - удельная концентрация ПАВ в воде, кг/м³, а и в – коэффициенты, определяемые экспериментальным путем. Поскольку ПАВ добавляется в нагнетаемую в пласт воду, то для определения количества сорбируемого на поверхности зерен твердой породы ПАВ используются уравнения фильтрации воды с ПАВ и нефти, уравнения для определения водонасыщенности и расчета концентраций, при выводе которых использованы изотермы Генри или Лэнгмюра. Физические модели, используемые для описания происходящих в плате процессов две: поршневое и не поршневое вытеснение нефти водой, причем во втором случае используются модели Бакли-Леверетта, Рапопорта-Лиса и другие. Решение сформулированных задач осуществляется либо приближенными, либо численными методами. Для прямолинейно-параллельной фильтрации при поршневом вытеснении нефти водой возможно точное решение [7]. На рисунке 8.1 приведена схема поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ. Увеличение нефти в области 2 по сравнению с областью 1 (нефтяной вал) связано с дополнительной нефтью, вытесняемой из области 1 за счет адсорбции ПАВ в области 1.

 

Рис. 8.1. Схема поршневого вытеснения нефти раствором ПАВ.

1 - 0<=х<х_сор – область, в которой адсорбируется ПАВ; х_сор – фронт сорбции;

2 - х_сор<х<х^* область, занятая нефтью, вытесненной в результате воздействия ПАВ; x* - фронт вытеснения нефти водным раствором ПАВ;

3 - область вытеснения нефти чистой водой х^*<х<х_ф, где х_ф – координата фронта вытеснения нефти водой.

4 – область пласта, неохваченная разработкой.

 

8.3. Составы ПАВ.

Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела: жидкость — воздух, жидкость — твердое тело, нефть — вода. Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой.

Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп.

По ионной характеристике все ПАВ обычно разделяют на две большие группы: неионогенные соединения, которые при растворении в воде не диссоциируют на ионы, и ионогенные соединения. В зависимости от того, какие ионы обусловливают поверхностную активность ионогенных веществ, их принято подразделять: на анионоактивные (АПАВ), катионо-активные (КПАВ) и амфолитные. Анионные ПАВ более активны в щелочных растворах, катионные в кислых, амфолитные — в тех и других.

По растворимости в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые.

Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ).

Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп. Преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ. Однако многолетний опыт применения ПАВ типа ОП-10 для увеличения нефтеотдачи не дал однозначных результатов. Об эффективности применения НПАВ, как метода увеличения нефтеотдачи, существуют различные мнения, как положительные, так и отрицательные. Метод заводнения водными растворами ПАВ может эффективно использоваться в строго определенных геолого-физических условиях, о чем свидетельствует многолетний опыт (с 1971г.) применения ПАВ в Татарии для повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона, а также применение ПАВ на Самотлорском месторождении. Многочисленные экспериментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытеснения по сравнению с водой составил 2,2—2,7%. Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5—4%, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред.

Среди неионогенных ПАВ наибольшее распространение получили ОП-10, АФ₉-4, АФ₉-6, АФ₉-10, АФ₉-12, в основном из-за больших объемов их промышленного производства. К ионогенным соединениям ПАВ относятся НЧК, сульфонол, НП-1, азолят А, В.

 

8.4. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров

Коэффициентом подвижности называется отношение фазовой проницаемости к вязкости жидкости. Для нефти и воды коэффициенты подвижности следующие:

, (8.3)

Закон Дарси для воды и нефти имеет вид:

(8.4)

Динамическая вязкость воды в несколько раз меньше вязкости нефти. Следовательно, более подвижная, маловязкая жидкость (вода) вытесняет более вязкую, менее подвижную нефть. При вытеснении нефти водой нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. Для уменьшения этого отношения применяются водные растворы полимеров, например, полиакриламид (ПАА), обладающей способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого увеличивает коэффициент вытеснения. Молекула полимера представляет собой цепочку, состоящую из атомов углерода, водорода и азота. Длина цепочки соизмерима с размерами пор. Молекулы полимера в водном растворе, продвигаясь по поровым каналам, «цепляются» за зерна породы, создавая дополнительное сопротивление и сорбируясь на зернах породы.

При фильтрации водного раствора полимера, который является дилатантной жидкостью, закон Дарси запишется в виде

(8.4)

где n<1, µ_bp - вязкость водного раствора полимера.

При росте градиента давления скорость фильтрации полимерного раствора возрастает на меньшую величину, чем при фильтрации чистой воды рисунок 8.2, [7].

Рис.8.2.Зависимость скорости фильтрации ньютоновской (1) и дилатантной (2) жидкостей от градиента давления.

Так же как и ПАВ при фильтрации водного раствора ПАА наблюдается адсорбция. При небольших концентрациях ПАА в воде количество сорбируемого вещества соответствует изотерме Генри (8.3).

ПАА выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Концентрация ПАА в воде: по гелю 1-5%, по твердому полимеру 0,08-0,4%. Вследствие высокой сорбции ПАА концентрацию ПАА доводят до значения, при котором динамическая вязкость водного раствора увеличивается в 5-6 раз.

Считается, что водный раствор ПАА целесообразно использовать при вязкости нефти (10-30) мПа. В результате сорбции ПАА пористой средой в при вытеснении нефти образуется фронт сорбции, также как и при вытеснении нефти, водными растворами ПАВ (рис.6.1). Водный раствор ПАА применяют и для регулирования процесса разработки пластов с неоднородной по толщине проницаемостью. Так как жидкость дилатантная, то высокопроницаемые пропластки с закачиваемым раствором обводняются медленнее. С увеличением давления нагнетания вода вытесняет нефть из низкопроницаемых пропластков. Тем самым увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением.

Экспериментально установлено, что с ростом концентрации полимеров фазовая проницаемость смачиваемой фазы уменьшается, а проницаемость углеводородных жидкости и при одной и той же насыщенности возрастает.

 

8.5. Метод мицеллярно-полимерного заводнения.

Метод комплексного воздействия на нефтяной пласт путем закачки в него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, водного раствора ПАА и воды называется методом мицеллярного заводнения. При содержании в растворе ПАВ концентрацией выше критической для мицеллообразования ПАВ находится в растворе в виде сгустков (мицелл), которые способны поглощать жидкости, составляющие их внутреннюю фазу. При большой концентрации ПАВ вместе с нефтью и водой образуют нефтеводяные агрегаты – мицеллы размером 10^-5¸10^{-6 мм.}

Внешне мицеллярные растворы прозрачные или полупрозрачные жидкости, относятся к ньютоновским жидкостям [1].

Мицеллярные растворы с водяной внешней фазой хорошо смешиваются с водой.

При использовании сравнительно небольшого количества углеводородов – растворителей нефти - спирта, сульфидов или иных ПАВ, на контакте комплексный раствор – нефть создается область полного смешивания нефти с таким раствором, на контакте нефть – раствор резко падает поверхностное натяжение. Между водой и нефтью создается область с низким поверхностным натяжением. По мере удаления от контакта (фронта вытеснения) в сторону нагнетательных скважин доля воды в растворе увеличивается до тех пор, пока он не превратится в чистую воду. Вблизи линии нагнетания раствор переходит в воду, вязкость которой меньше чем вязкость раствора. В этом случае менее вязкая жидкость (вода) должна вытеснять более вязкую (мицеллярный раствор). Коэффициент вытеснения снижается. Поэтому для продвижения мицеллярного раствора используют водный раствор с полимерами. Такое воздействие на пласт называется методом мицеллярно-полимерного заводнения. На практике оторочка мицеллярного раствора продвигается в пласт водой, загущенной полимерами. Минимальный объем оторочек должен составлять 4-5% от объема пор обрабатываемого участка.

По лабораторным данным мицеллярные растворы способны вытеснять до 50-60% нефти, оставшейся после применения обычного заводнения.

Составы мицеллярных растворов различны, например, сульфанаты-6%,ПАВ ОП-4 -1,2%, изопропиловый спирт - 1,2%, керосин - 51,6%, вода - 40%. Или сульфанаты-8%, ПАВ ОП-4 -2%, нефть или углеводороды (С₅₊) -30%, вода - 60%.

 

8.6. Изменение или выравнивание профиля приемистости (ВПП)

Изменение или увеличение (выравнивание) профиля приемистости нагнетательных скважин иногда называют потокоотклоняющими технологиями, что наш взгляд неверно, поскольку направление потоков закачиваемой воды может не измениться. А вот увеличение интервала приемистости, в который поступает закачиваемая вода, происходит. Или должно происходить при правильно подборе химических реагентов и достоверных геофизических данных об интервале приемистости.

Пласт, состоящий из нескольких прослоев разной проницаемости и толщин, в силу расчлененности, разрабатывается неравномерно, модель Каземи или Серра, глава 4, параграф 4.2.3. По высокопроницаемым пропласткам (ВП) происходит вытеснение нефти и, следовательно, быстрое обводнение продукции. Низкопроницаемые пропластки практически не работают, нефть из них не вытесняется. Для изоляции, отсечения высокопроницаемых пропластков, обладающих поровыми каналами большего диаметра, закачиваются специально подобранные химические растворы, которые проникают в поровое пространство этих каналов. Размеры молекул подобранных химических соединений сопоставимы с размерами каналов высокой проницаемости. Под воздействием температуры и взаимодействием с поверхностью поровых каналов они образуют вязкую неподвижную или малоподвижную субстанцию, которая при увеличении давления на забое нагнетательной скважины практически не движется и не позволяет перемещаться по ним воде. В низкопроницаемые каналы этот раствор не проникает. При последующей закачки вода начинает поступать в пласт с низкими фильтрационными свойствами, начинается вытеснения нефти из прослоев ранее не охваченных заводнением. Тем самым увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением и, следовательно, нефтеотдача.

а) б)

Рис.8.4. Схема изменения профиля приемистости. а) h₁ – толщина высокопроницаемого пропластка до применения технологии, б) h₂, h₃ толщины низкопроницаемых пропластков после изоляции высокопроницаемого прослоя.

На Самотлорском месторождении широкое применение технологий ВПП началось в 1995 г. За весь период разработки, накопленный объем дополнительной добычи нефти за счет методов ВПП составил более 14 млн. т. Тем не менее, в целом по месторождению, эффективность их снижается. В ряде случаев применение одних и тех же технологий дает диаметрально противоположные результаты.

При этом за последние годы на Самотлорском месторождении применялись более девяностых различных композиций по ВПП. И если спектр используемых составов по своим физико-химическим свойствам (прочности и устойчивости к деструкции), уже адаптирован к термобарическим условиям пластов, то подходы к выбору участков, очередности воздействия на скважины, определению объемов приемистости, периодичности работ, подбора составов реагентов в зависимости от геологических условий пластов требуют дальнейшего совершенствования.

Применяемые химические реагенты разделяют на три основных типа составов: дисперсные - по принципу превалирующей роли дисперсной фазы; осадко-гелеобразующие растворы, образующие гели или осадки; и комплексные составы, состоящие, например, из геле и осадкообразующих композиций, а также из смеси гелеобразующих и дисперсных соединений. Комплексные составы подразумевают сочетание (закачку в пласт) в определенной последовательности отдельных композиций, различных по своим реологическим и дисперсным свойствам, основная цель которых – это комплексное воздействие на ближние и удаленные зоны пласта.

В зависимости от геологического строения и выбранной системы размещения скважин интенсивность обработок должна составлять 1,5-2 на одну действующую нагнетательную скважину в год.

Таблица 8.1. Типы составов реагентов, применявшихся на Самотлорском месторождении

дисперсные составы		осадко - гелеобразующие составы		комплексные составы
ДС, КДЦГС, ТГС, ЛДС, МАТ, ОДМС, ТУ,		ОС, ОДС, КС-2, ПДС, ПДК, ЩСПК, ГеО, ВУГ, БП-92,		ГеОС, ГеОС+ОН1, ПДС+ГеОС, ПДС+ОН2, ДС+ГеО, ДС+ОС, ДС+КС-2, ДС+ЭДС

 

Заметим, что вышеприведенные типы составов не охватывают весь применяемый в нефтяной промышленности спектр реагентов. Для изменения профилей приемистости и увеличения профилей притока также используются и биологические вещества.

 

8.7. Подбор участков и скважин для применения технологии увеличения профиля приемистости.

Приоритетными предпосылками для применения данной технологии на участках со значительной степенью выработки запасов и высокой обводненности продукции являются следующие условия [20]:

1. Наличие резко выраженной геологической фильтрационной неоднородности разреза пласта (предпосылка опережающей выработки запасов по отдельным пропласткам). В первую очередь обрабатываются участки с наиболее ярко выраженной неоднородностью.

2. Соответствие степени выработки запасов нефти обводненности продукции: чем меньше соответствие, тем в первую очередь диктуется необходимость проведения работ (это свидетельствует о наличии защемленных остаточных извлекаемых запасов).

3. Соотношение степени прокачки (в процентах от порового объема участка) и отбора от НИЗ (коэффициент полезного действия системы ППД). Чем больше это соотношение, тем меньше текущий коэффициент полезного действия системы ППД, и тем больше объемов воды закачено и извлечено, не совершив полезной работы по фронтальному вытеснению нефти. Этот факт так же говорит об относительной величине искусственно защемленных остаточных извлекаемых запасов. Поэтому в первую очередь следует обращать внимание на участки, имеющие наибольшее соотношение прокачки и отбора от НИЗ.

4. При прочих равных условиях в первую очередь обрабатываются участки эксплуатационного объекта, соответствующего модели Каземи. То – есть, имеющие высоко – и – низкопроницаемые пропластки.

5. В условиях однородного геологического строения, например в монолитных залежах, сопоставляются проницаемости, определенные по добывающим и нагнетательным скважинам, соответственно по КВД и КПД. Различия в сторону большей проницаемости вокруг нагнетательных скважин свидетельствуют о том как «дышит пласт», т.е. как зависят свойства коллектора от деформационных процессов, возникающих в пласте в результате изменения пластового давления. Чем больше эта разница, тем сильнее подвержены пласты со стороны нагнетательных скважин расслоению и промывке, что ведет к образованию ручейковой фильтрации. Косвенным подтверждением сложившегося различия в фильтрационных свойствах таких пластов являются средние удельные показатели на 1 м³/(сут×МПа) по приемистости нагнетательных скважин и по удельному дебиту окружающих добывающих скважин.

ГЛАВА 9. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Гидродинамические методы применяются на третьей и четвертой стадиях разработки эксплуатационных объектов, являются вторичными методами добычи нефти и относятся к наиболее экономичным методам повышения нефтеотдачи. Гидродинамические МУН подразделяются на: изменение направления фильтрационных потоков, циклическое заводнение, форсированный отбор жидкости. Совместное их применение следует определять как комбинированное нестационарное заводнение. Поскольку каждый из этих методов основан на нестационарной фильтрации жидкости.

 

9.1. Изменение направления фильтрационных потоков

Технология метода заключа­ется в том, что на эксплуатационном объекте периодически изменяется закачка воды в нагнетательные скважины. На первом этапе работают одни нагнетательные скважины, другие не работают, рис.9.1.а). На втором этапе закачка в эти скважины прекращается и переносится на другие, рис.9.1.б). В результате происходит я из­менение направления фильтрационных потоков.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. При обычном заводнении вследствие разницы коэффициентов подвижности нефти и воды, неус­тойчивости процесса вытеснения, неоднородности коллекторских свойств, в пласте образуются целики нефти, обойденные водой. При изменении фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки воды вдоль фронта вытеснения рекомендуется распределять пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю­щейся водонасыщенности). Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, применения оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами.

На рисунке 9.1. приведена одна из возможных схем изменения фильтрационных потоков.

Рис. 9.1. Схема изменения направления фильтрационных потоков. а) работа первой группы нагнетательных скважин, б) остановка первой группы скважин, работа второй группы нагнетательных скважин, 1 – работающие нагнетательные скважины, 2- неработающие нагнетательные скважины, 3 -добывающие скважины.

Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва мощности насосных стан­ций, наличия активной системы заводнения. Для его применения используются поперечные раз­резающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений. Применение этого метода позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением [3].

 

123	Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: