ТЕХНОЛОГИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ПРИ ВОДОГАЗОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ

Метод заводнения с газоводяными смесями представляет собой сочетание двух процессов: воздействия ГВД и заводнения, обеспечивающих более полное вытеснение нефти из пористой среды и высокий охват пласта. По типу применяемого газа, его взаимодействия с пластовой нефтью используются газы трех типов: сухой углеводородный с содержанием метана < 90 %; обогащенный или жирный углеводородный, с содержанием метана >90 % и кислые СО₂Н₂S, a также возможна комбинация кислых газов с углеводородами.

По технологии закачки воды и газа различают три разновидности: последовательная закачка, когда вслед за закачкой отрочки газа закачивается вода или наоборот, за оторочкой воды закачивается газ; попеременная, когда в пласт закачиваются чередующиеся оторочки небольшого размера (5% и менее от начального нефтенасыщенного объема пор пласта) воды и газа; совместная, когда газ и воду закачивают в каждую нагнетательную скважину совместно в разных соотношениях по объему. Сущность метода повышения нефтеотдачи пластов при сочетании закачки воды и газа высокого давления заключается в получении высокого охвата пластов, достигаемого при заводнении и высокой вытесняющей способностью углеводородного газа.

Исходя из современных представлений о процессах вытеснения нефти, выделяются три модификации водогазового воздействия:

1. Водогазовая репрессия.
2. Водогазовое воздействие в режиме ограниченной растворимости закачиваемого газа и пластовой нефти.
3. Водогазовое воздействие в режиме смешивающегося вытеснения.

Режим газовой репрессии характеризуется отсутствием массообмена между жидкой и газовой фазами. Вытеснение осуществляется под действием гидродинамических сил при наличии области двухфазного потока. Коэффициент вытеснения нефти газом, как правило, ниже коэффициента вытеснения водой. Режим ограниченной взаимной растворимости характеризуется массобменом между жидкой и газовой фазами, в результате чего образуется переходная зона. Состав и свойства жидкой и газообразной фаз в переходной зоне изменяется по длине, однако существует четкое разграничение между ними из-за двухфазного потока. Коэффициент вытеснения при этом режиме выше коэффициента вытеснения при газовой репрессии и может превышать коэффициент вытеснения при заводнении.

Кроме того, на эффективность водогазового воздействия большое влияние оказывает гидрофильность и гидрофобность породы [1, c. 202].

В гидрофильных пористых средах давление способствует более быстрому проникновению воды в мелкие поры. При этом часть нефти остается в крупных порах в виде рассеянных капель, которые удерживаются за счет капиллярных сил.

В гидрофобных пористых средах капиллярные силы препятствуют проникновению воды в поры породы. Чем меньше размер поры, тем больше эти силы. Поэтому нефть будет вытесняться в основном из крупных пор, а остаточная нефть будет сосредоточена в основном в мелких порах, а также в виде пленки на поверхности крупных пор.

Нефтяные пласты, как правило, обладают смешанной смачиваемостью. При этом предполагается, что гидрофобизация происходит в основном на поверхности крупных пор, тогда как мелкие поры остаются гидрофильными.

В этом случае капиллярные силы способствуют более быстрому проникновению воды в мелкие поры, газ будет вытеснять нефть из крупных пор. Таким образом, вытеснения нефти одновременно газом и водой будет происходить путем пропитки мелких и дренирования крупных пор. Этот механизм аналогичен процессу вытеснения нефти только водой из пород смешанной смачиваемости. Однако в случае использования двух вытесняющих агентов (воды и газа) полнота извлечения нефти должна быть выше за счет уменьшения остаточной нефтенасыщенности крупных пор. Кроме того, в зоне пласта, охваченной воздействием, растет фильтрационное сопротивление, что приводит к увеличению коэффициента охвата [2, c. 34].

Коэффициент вытеснения нефти является интегральной характеристикой водогазового воздействия на пласт. Он зависит от сумм различных факторов, определяемых как фильтрационными, свойствами пористой среды для воды, нефти и газа при их совместном и раздельном течении, так и физико-химическими взаимодействиями между водой, нефтью и газом и коллектором. Проанализируем явления определяющие механизм повышения нефтевытеснения с учетом усложнения при переходе от применения сухого углеводородного (равновесного с нефтью) газа к обогащенному (неравновесному с нефтью) и кислому. Самый простой вид водогазового воздействия - вытеснение нефти равновесным с ней газом в комбинации с водой. Несмотря на то, что коэффициент вытеснения нефти сухим газом значительно ниже такового при вытеснении водой, эффект от совместного применения воды и газа значительно превышает эффект заводнения. Как известно, существует два вида течения при фильтрации фаз, распределенных по различным поровым каналам. Ему соответствует разная насыщенность и разная проницаемость пористой среды для этих жидкостей. Второй режим определяется совместным течением двух несмешивающихся жидкостей по одним и тем же поровым каналам в виде четок или глобул одной жидкости в другой. По-видимому, причину повышения нефтеотдачи при водогазовом воздействии следует искать в том, что к режиму течения с непрерывным распределением фаз подключается четочный режим течения. Известно, что для осуществления четочного режима течения несмешивающихся жидкостей в пористой среде необходимо совершить работу для деформации поверхности движущихся частиц в порах переменного сечения.

На границе газ-вода межфазное натяжение практически равно поверхностному натяжению воды и превышает межфазное натяжение нефть-вода почти в два раза. Тогда, учитывая затрудненность существования четочного режима течения при вытеснении нефти водой при реально возможных скоростях фильтрации, вряд ли возможно четочное движение фаз газ-вода. На границе газ-нефть в пластовых условиях межфазное натяжение намного ниже по сравнению с межфазным натяжением газ-вода. В пластовых условиях межфазное натяжение на границе метана с нефтью почти на порядок меньше, чем на границе нефть-вода. Добавление промежуточных компонентов C₂ в закачиваемый газ еще более уменьшает межфазное натяжение на границе нефть-газ. В таком случае создаются более благоприятные условия для течения фаз нефть-газ. Добавим к этому еще то, что при совместной фильтрации трех фаз, увеличивается сопротивление пористой среды и из-за повышения перепадов давления в зоне смеси создаются более благоприятные условия для четочного (эмульгированного) течения фаз нефть-вода.

При таких низких давлениях межфазное натяжение на границе нефть-метан имеет величину, близкую к межфазному натяжению на границе вода-нефть, что затрудняет существование четочного режима течения жидкостей. Поэтому, со снижением давления величина прироста коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии уменьшается [3, c. 39].

Следовательно, комбинированный закачкой газа определенного компонентного состава и воды и изменением перепадов давления можно регулировать преимущественное проявление одного из режимов. Так при последовательной раздельной закачке сухого газа (метана) и воды, будет, видимо, преимущественно осуществляться режим течения с непрерывным распределением фаз по отдельным поровым каналам. При обогащении газа промежуточными компонентами и при повышении пластового давления создаются более благоприятные условия для течения жидкостей в эмульгированном состоянии. Этим, вероятно, и объясняется разница в коэффициентах вытеснения в зависимости от технологии закачки водогазовой смеси.

Пластовая нефть и неравновесный газ- сухой при высоком пластовом давлении или обогащенный, вступая в контакт друг с другом обмениваются компонентами, изменяя свои первоначальные свойства. Растворение газа в водонасыщенной нефти увеличивает объемный коэффициент нефти и снижает ее вязкость. Поэтому, наряду с усилением четочного режима течения при водогазовом воздействии, эти факторы способствуют большему приросту коэффициента вытеснения по сравнению с закачкой равновесного (сухого) газа и воды.

Сущность метода повышения нефтеотдачи пластов при сочетании закачки воды и газа высокого давления заключается в получении высокого охвата пластов, достигаемого при заводнении и высокой вытесняющей способностью углеводородного газа [4, c. 159].

Технология водогазового воздействия предназначена для повышения коэффициента нефтеизвлечения и снижения обводненности добываемой продукции. Проанализировав результаты опытов, можем сказать, что областью применения технологического процесса являются неоднородные по проницаемости пласты. Учитывая наличие в Западной Сибири значительных ресурсов углеводородных газов различного состава, представляет особый интерес изучение влияния состава закачиваемого газа на эффективность извлечения нефти.

Список литературы:

1. Физические основы технологии добычи нефти, Морис Маскет Государственно Научно-Техническое издательство Нефтяной и Горно-топливной литературы, Москва 1953. -606 с.
2. Лискевич Е.И., Гнатюк Р.А. Характеристики вытеснения пластовых жидкостей месторождения Самотлор //Тр.ин-та/Укгипронефть, 1973.-Вып-12.
3. Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Романова Е.И. Исследования эффективности водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, 1992, №1.-с.39
4. Зацепин В.В. Технологические основы водогазового воздействия на пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых коллекторах: дисс.…д-ра техн. наук: 25.00.17/ Зацепин Владислав Вячеславович.- К.,2017.- 354с.