Физика нефтяного пласта

Для характеристики состава и свойств нефти часто используется эмпирический параметр, впервые введенный Ватсоном, который называется характеристическим фактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного группового состава. Характеристический фактор для парафиновых нефтей уменьшается с увеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще меньше для иефтей, содержащих значительные количества ароматических углеводородов.

Для увеличения нефтеотдачи пластов углекислый газ в качестве вытесняющей нефть оторочки нагнетается в сжиженном виде в пористую среду и затем проталкивается карбонизированной водой.) По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4--5 % от объема пор обрабатываемого участка, нефтеотдача возрастает более чем на 50 % по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении. Углекислый газ -- эффективное средство увеличения нефтеотдачи как карбонатных коллекторов, так и песчаников, в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24--71 °С.

Значительные количества необходимого углекислого газа можно получить путем улавливания его из дымовых и других газов. Углекислый газ является побочным продуктом ряда химических производств. Встречаются в природе также залежи углекислого газа с примесями других газов.

В заключение следует отметить, что углекислый газ в нефтепромысловом деле применяется также для охлаждения забоев скважин (используется СО₂ в твердом, виде) с целью повышения эффективности кислотных обработок. Холодная соляная кислота способна проникать в карбонатный пласт в удаленные от забоя скважин зоны, сохраняя свою активность. Кроме того, само добавление СО₂ в соляную кислоту также улучшает результаты обработок скважин вследствие замедления скорости реакции.

4.4 Мицелярные растворы

Как известно, (нефть и вода при обычных условиях в коллекторах не смешиваются. Образующиеся на контактах нефти и воды в пористых средах границы раздела приводят к возникновению многочисленных капиллярных эффектов, отрицательно влияющих на процесс фильтрации нефти и воды. Например, как было показано в предыдущих разделах, фильтрация в пористых средах многофазных систем (смесей нефти, воды и газа) приводит к повышенным сопротивлениям. Процесс вытеснения нефти водой может быть приближен к условиям фильтрации однородных систем без ощутимого влияния на движение флюидов многочисленных границ раздела, если между нефтью и водой поместить оторочку мицеллярного раствора (смеси углеводородных жидкостей, воды и поверхностно-активных веществ, растворимых в углеводородах, и стабилизаторов). В качестве стабилизаторов обычно используются спирты (изопропиловый, бутиловый и др.) J Углеводородную часть мицеллярного раствора может составить легкая нефть фракции С₅+.

Нефтерастворимыми поверхностно-активными веществами (ПАВ) являются нефтяные сульфонаты, алкиларилсульфонаты, алкилфенолы. При содержании в системе поверхностно-активных веществ концентрации выше критической концентрации мицеллообразования ПАВ находится в растворе в виде сгустков (мицелл), которые способны поглощать жидкости, составляющие их внутреннюю фазу. При значительной концентрации ПАВ последние в процессе перемешивания вместе с нефтью и водой образуют нефтеводяные агрегаты -- мицеллы, строение которых зависит от количественного состава компонентов и их свойств. На рис. приведены схемы строения мицелл с водяной и нефтяной основой. У мицеллы с водяной основой внешней фазой является нефть. Молекулы ПАВ полярной частью (кружочки на рис. 8 обращены к воде, а углеводородными цепями -- к нефти. Несмотря на содержание в таком мицеллярном растворе до 95 % воды, он хорошо смешивается с нефтью, ибо внешней фазой даже при большой концентрации воды в системе оказывается нефть).

Рис. 8.

Мицеллярные растворы способны растворять жидкости, составляющие их внутреннюю основу (ядро). При этом размеры мицелл возрастают и в некоторый момент наступает обращение фаз -- вместо внешней фазы оказывается вода и наоборот.

Внешне мицеллярные растворы представляют собой однородные прозрачные или полупрозрачные жидкости (размеры мицелл 10⁵--10⁶ мм). Считается, что по реологическим свойствам они относятся к ньютоновским жидкостям.

Вязкость мицеллярных растворов с нефтяной внешней фазой вначале возрастает с увеличением содержания воды в системе и может достигать 100 мПа-с при водосодержании до 40--45 %. Дальнейшее увеличение концентрации воды (если она сопровождается инверсией типа раствора) приводит к снижению вязкости.

В зависимости от состава и свойств компонентов мицеллярных растворов закономерности изменения вязкости от водосодержания могут быть другими. Соли, присутствующие в воде, снижают вязкость растворов. Это свойство используется для регулирования их вязкости. Состав солей влияет на устойчивость мицеллярных растворов, что должно быть учтено при выборе ПАВ и других их составляющих. Мицеллярные растворы устойчивы только при определенных концентрациях солей.

Упомянутые свойства мицеллярных растворов способствуют при их нагнетании в пласт значительному повышению эффективности вытеснения нефти из коллектора. На практике оторочки мицеллярных растворов продвигаются по пласту водой, загущенной полимерами и водой. Минимальный объем оторочек для однородных пористых сред составляет 4--5 % от объема пор обрабатываемого участка.

По лабораторным данным, мицеллярные растворы способны вытеснять до 50--60 % нефти, оставшейся в пласте после обычного его заводнения. Благоприятные результаты получены даже при водонасыщенности пород до применения мицеллярных растворов, достигающей 70 % от объема пор. Недостаток этих растворов -- их чрезвычайная дороговизна из-за большого расхода ПАВ и других его компонентов. Для получения необходимых свойств мицеллярных растворов доля ПАВ в системе как минимум должна быть 9--15%, спирта 4--5%.

4.5 Термические способы нефтеотдачи пластов

Впервые опыты 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 путь теоретических, лабораторных и промысловых исследований.

При нагнетании в пласт горячей воды повышение температуры вызывает понижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхностных сил, расширение нефти и горных пород, улучшение смачивающих свойств воды. Механизм проявления тепла, однако, более сложен, чем это можно представить из упомянутого перечня тепловых эффектов.

Горячая вода, 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 при нагнетании горячей воды будет наблюдаться в основном в водный период эксплуатации пласта.

Движение горячей воды в пласте сопровождается уменьшением фильтрационных сопротивлений в горячей зоне, а в дальнейшем и сопротивлений всего обрабатываемого участка. При этом повышаются темпы отбора нефти. Со временем прогреваются и включаются в разработку малопроницаемые участки, которые были обойдены или слабо промыты холодной водой.

Большой недостаток исследований по изучению тепловых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи заключается в использовании в качестве моделей пластов однородных пористых сред. О том, как проходит процесс вытеснения нефти при нагнетании в неоднородный коллектор горячей воды, пока можно высказывать лишь более или менее правдоподобные догадки. В этом случае, вероятно, возможны более сложные зависимости нефтеотдачи от условий нагнетания теплоносителя, чем при обработке теплом однородных пород. (При контакте горячей или теплой воды с нефтенасыщенной породой понижается вязкость нефти, улучшаются условия смачиваемости, возрастают интенсивность и роль процессов капиллярного перераспределения жидкостей.)

Если уменьшение вязкости нефти способствует увеличению нефтеотдачи, то интенсификация капиллярных процессов пропитывания на фронте вытеснения может отрицательно влиять на нефтеотдачу некоторых видов неоднородных пород, т. е. при введении тепла в неоднородную породу в ней могут происходить процессы, оказывающие противоположное влияние на нефтеотдачу. Результат будет зависеть от того, какой из этих процессов воздействует на нефтеотдачу в большей степени.

Рис.9. Схема распределения 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 низких температурах теплоносителя в пласте (до 80--85 °С).

Если температура прогрева неоднородного пласта высокая, значительное понижение вязкости нефти, а также другие процессы, происходящие во время контакта горячих теплоносителей с нефтью, по-видимому, так же, как и. в однородных породах, будут способствовать увеличению нефтеотдачи коллекторов при вытеснении из них нефти горячей водой.

Как мы уже видели, на нефтеотдачу пласта при нагнетании горячей воды влияет большое число факторов и учет влияния каждого из них затруднителен. Приближенными методами расчета нефтеотдачи учитывается только зависимость вязкости нефти и воды от температуры. По расчетным данным, при нагнетании горячей воды (Ј=170°С) прирост нефтеотдачи достигает 16--17 % при высокой начальной вязкости нефти (250-- 300 мПа * с) и продолжительности процесса не менее 8--10 лет. Для нефтей с вязкостью 151 и 32,6 мПа-с соответствующие приросты нефтеотдачи составят 8--11 и 4--5 %. Если в пласт нагнетается водяной пар, схема распространения тепла в коллекторе и процесс вытеснения нефти более сложны, чем при движении в нем горячей воды. Схематический график распределения температуры в пласте при нагнетании в него перегретого водяного пара приведен на рис. На грев пласта вначале происходит за счет теплоты перегрева. При этом температура (конец зоны ) снижается до температуры насыщенного пара (т. е. до точки кипения воды при пластовом давлении). На нагрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая теплота парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температуры пароводяной смеси и пласта будут равны температуре насыщенного пара, пока используется вся скрытая теплота парообразования. В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. Нефть вытесняется (зона 4) остывшим конденсатом. Часть теплоты, как и в случае нагнетания горячей воды, расходуется через кровлю и подошву пласта. Кроме того, на распределение температуры влияет изменение пластового давления по мере удаления теплоносителя от нагнетательной скважины. В соответствии с распределением температуры нефть подвергается воздействию холодной воды, горячего конденсата и насыщенного и перегретого пара. Следовательно, механизм проявления теплоносителя, наблюдавшийся при нагнетании в пласт горячей воды, сохранится и при вытеснении нефти перегретым паром. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения под действием пара нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состоянии. В холодной зоне пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и вытесняя ее как растворитель. Процесс вытеснения нефти из пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как пар содержит больше теплоты, чем вода.

Рассмотрим процессы, происходящие в пласте при извлечении нефти с помощью внутрипластового горения, и схему его осуществления.

Горная порода вместе с насыщающей ее нефтью может рассматриваться как своеобразное горючее с высокой степенью, зольности (95--85 %). Сущность метода заключается в том, что это горючее поджигается и его горение поддерживается нагнетанием в пористую среду окислительных агентов (воздуха, смеси кислорода с газом).

Нефть поджигается через скважину при помощи различных средств (электрических и огневых горелок, химическими методами). Предварительно разогретая порода далее нагревает движущийся через нее" окислитель до температуры выше воспламенения кокса и нефти. При нагнетании окислителя разогретая зона (очаг горения), температура которой поддерживается высокой за счет сгорания части нефтепродуктов, продвигается в глубь пласта. Горячие продукты сгорания и воздух, продвигаясь по пласту, эффективно вытесняют нефть. Процесс автотермический, т. е. продолжается непрерывно за счет образования продуктов для горения (типа кокса). Механизм горения и передвижения его очага при этом следующий.

В области горения можно выделить несколько зон, в которых углеводороды находятся в различном состоянии. На рис. 10 показана схема процесса внутрипластового горения.

Рис. 10 Схема 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 увеличенный содержанием нефти; 2 -- зона предварительного повышения температуры; 2' -- область конденсации паров воды; 3 -- зона испарения; 3' -- область испарения воды; 4 -- зона термохимических реакций; 5 -- зона горения; 6 -- зона регенерации тепла; 7 -- содержание кокса

В зоне предварительного нагрева (с температурой не менее 100°С) конденсируются вода (пластовая, связанная, реакционная) и продукты испарения нефти, поступившие из последующих, более горячих, зон. Из сконденсировавшихся паров воды может образоватйся оторочка горячей воды, которая вместе с газообразными продуктами вытесняет нефть из пласта. В зоне испарения с температурой 150--200°С проходит процесс перегонки нефти в потоке горячих газов и паров воды. Поток способствует испарению при этой температуре более тяжелых фракций нефти, чем при обычном кипении. В следующей зоне протекают термохимические процессы (крекинг, окислительный пиролиз и газификация), в результате которых из тяжелой нефти выделяется кокс, отлагающийся на стенках поровых каналов и взаимодействующий с неизрасходованным кислородом в зоне горения. Кислород здесь частично расходуется также на горение углеводородных паров и газов. Тепло, выделяемое в процессе горения, аккумулируется в следующей зоне и затем отдается потоку окислителя.

Суммарный результат воздействия движущегося очага горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и уменьшающие вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей воды); происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличиваются проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

Успешному осуществлению процесса внутрипластового горения способствуют равномерность распределения нефти в пористой среде, высокая проницаемость и пористость. Более устойчивые очаги горения возникают в породе с тяжелыми нефтями, обладающими повышенным содержанием коксового остатка.

Горючим является также газ. Но процесс может проходить и при дегазированной нефти. Повышенная водонасыщенность пласта затрудняет течение процесса. При значительной нефтенасыщенности пород нефть из пласта должна быть вытеснена газом настолько, чтобы была возможна циркуляция окислителя.

Тепловая волна, образующаяся при горении, характеризуется температурной кривой, имеющей два ниспадающих крыла с максимальной точкой между ними, соответствующей температуре очага горения. По лабораторным данным, она достигает 550--600 °С. Фронтальное крыло температурной кривой характерно для процесса горения кокса и частично -- нефти вследствие распространения тепла конвективным его переносом продуктами горения и конденсации паров углеводородов и воды, а также за счет теплопроводности. После движущегося очага горения остается нагретая порода, охлаждающаяся постепенно движущимся здесь окислителем. По данным лабораторных экспериментов, длина тепловой волны достигает нескольких десятков сантиметров.

Скорость движения волны зависит от плотности потока окислителя и концентрации в нем кислорода и может изменяться от единиц до десятков метров в сутки. С увеличением содержания кислорода в окислителе скорость перемещения очага горения возрастает.

По данным А. Б. Шейнмана, Г. Е. Малофеева и А. И. Сергеева, масса коксоподобного материала, расходуемого на горение, составляет 1--2 % от массы породы. При меньших его количествах (в случае маловязких легких нефтей) организовать процесс без дополнительного ввода в пласт горючего (в виде смеси газа с окислителем) не удается. Количество оставшегося коксового остатка зависит от вязкости и плотности нефти, температуры очага горения, плотности потока окислителя. С увеличением температуры в зоне термических реакций количество образующегося горючего материала уменьшается. По расчетным и экспериментальным данным, коэффициент нефтеотдачи в пластах с легкими нефтями при этом методе может достигать 80--85%, а в пластах с тяжелыми нефтями -- более 70%.