Cтраница 2
Шахтный способ может применяться для добычи также легкой высококачественной масляной нефти, эксплуатация которой скважинами достигла экономически выгодного предела, но залежь еще обладает высокой остаточной нефтенасыщенностью. [16]
Чем больше размер пор ( а значит, и капель нефти в них) отличается от размера послепоровых сужений при любой смачиваемости породы, тем больше отношение капиллярных и гидродинамических сил, тем более высокая остаточная нефтенасыщенность будет в данной породе, тем больше увеличивается перепад давления или степень снижения межфазного натяжения, необходимых для уменьшения остяточнпй нефтенасыщенности. [17]
До 1942 г. в США успешно закачивали воду, воздух и газ в пласт преимущественно на старых промыслах, на которых первичные методы эксплуатации проводились при режиме растворенного газа, вследствие чего запас пластовой энергии иссяк, но была высокая остаточная нефтенасыщенность. [18]
Повышенный интерес к шахтным и открытым способам разработки месторождений в последние годы вызван необходимостью промышленной разработки месторождений высоковязкой нефти, нефтеносных сланцев и битуминозных пород, а также в связи с наличием залежей, достигших или достигающих пределов экономической целесообразности добычи нефти обычными методами заводнения, но имеющих достаточно высокую остаточную нефтенасыщенность. [19]
Таким образом, в результате нагнетания первой оторочки было получено 75 % дополнительно добытой нефти. Эти результаты подтвердили не только высокую нефтеотмывающую способность газовой смеси с содержанием СО2 - 50 %, но и показали, что наибольшая эффективность достигается при высокой остаточной нефтенасыщенности. [20]
При малой вязкости нефти ( менее 1 сП) обычное заводнение в более или менее однородных пластах обеспечивает эффективное вытеснение, но в процессе разработки с мицеллярными растворами остаточная нефтенасыщенность менее 25 - 30 % может поставить под сомнение экономическую эффективность разработки таких пластов. При высокой вязкости нефти потребуется большая вязкость мицеллярного раствора буферной жидкости, что может обусловить неприемлемо низкие темпы разработки и технологические трудности при закачке растворов. Очевидно, при вязкости нефти от 2 - 3 до 10 - 20 сП достаточно высокой остаточной нефтенасыщенности пластов ( 40 - 60 %) процесс будет эффективным и можно обеспечить приемлемый темп разработки. [21]
Низкая приемистость скважин в низкопроницаемых пластах определяется самой природой породы-коллектора. Во-первых, низкая проницаемость породы-коллектора требует большого давления закачки агента, что невозможно по техническим причинам. Во-вторых, низкая проницаемость определяет большие капиллярные силы, низкую фазовую проницаемость для воды и приводит к высокой остаточной нефтенасыщенности по сравнению с хорошо проницаемыми пластами, в том числе и в призабойной зоне нагнетательных скважин. [22]
Анализ полученных данных ( табл. 5.4) показывает, что доот-мыв остаточной нефти происходит также достаточно эффективно. Как видно, если вытеснение нефти на высокопроницаемом слое модели идет интенсивно в первоначальный момент времени, то на низкопроницаемом слое нефть появляется на выходе из кернодержателя лишь после закачки 1 2 перового объема воды. В дальнейшем кривая, характеризующая процесс вытеснения на низкопроницаемом слое, монотонно возрастает и вытеснение нефти прекращается при достаточно высокой остаточной нефтенасыщенности слоя. Характерным также является то, что Квыт на высокопроницаемом слое стабилизировался после прокачки 6 - 7 объемов пор воды. [23]
При этом помимо усиления диспергирования нефтяной фазы с увеличением отличия размеров пор и сужений будет также повышаться капиллярный или дроссельный эффект и перепад давления, необходимый для прохождения через цепочку пор изолированной глобулы нефти. Чтобы глобула нефти могла двигаться по линии тока, надо или устранить капиллярные силы, или создать градиент давления, превышающий капиллярное. Чем больше размер пор ( а значит, и капель нефти в них) отличается от размера послепоровых сужений при любой смачиваемости породы, тем больше отношение капиллярных и гидродинамических сил, тем более высокая остаточная нефтенасыщенность будет в данной породе, тем больше увеличивается перепад давления или степень снижения межфазного натяжения, необходимых для уменьшения остаточной нефтенасыщенности. Поэтому эффективность применения методов повышения нефтеотдачи пластов заключается в снижении межфазного натяжения в терригенных гидрофильных коллекторах. [24]
При первичном вытеснении нефти водой происходит опережающее заводнение высокопроницаемого пропластка. При обводненности вытесняемой жидкости из высокопроницаемого прослоя, равной 100 %, коэффициент вытеснения по нему достигает 64 - 75 %, и из этих пропластков нефть в дальнейшем не вытесняется. При более высокой степени неоднородности пластов в конце первичного вытеснения нефти скорость фильтрации по низкопроницаемому пропластку снижается до нуля, т.е. происходит практическое отключение его из разработки. Таким образом, низкопроницаемые пропластки оказываются невыработанными до конца и характеризуются высокой остаточной нефтенасыщенностью. Аналогичная закономерность наблюдается и в реальных пластах, где основная масса закачиваемой воды фильтруется по наиболее проницаемым зонам, не оказывая существенного влияния на извлечение нефти из менее проницаемых пропластков. [25]
Вслед за порцией концентрированного раствора в пласт закачивается слабоконцентрированный раствор ПАВ в объеме, достаточном для охвата воздействием всего обрабатываемого участка. Затем скважину оставляют на реагирование ПАВ с жидкостями и породой. Время реагирования обычно составляет не менее 24 часов. Эту технологию применяют в нагнетательных скважинах, ПЗП которых загрязнена различными частицами, при наличии высокой остаточной нефтенасыщенности каналов фильтрации. [26]
Прогноз конечной нефтеотдачи статистическими методами, проведенный по указанному участку в 1970 г., показал, что здесь будут значительные потери нефти. Текущие отборы и обводненность на 1980 г. свидетельствуют о том, что прогноз в целом был верен, но потери нефти в пласте еще более значительны. Конечная нефтеотдача по шестому участку будет на 0 18 ниже, чем нефтеотдача в целом по первому объекту и на 0 08 ниже, чем по участкам, имеющим такую же и даже большую геологическую неоднородность ( объекты 2 и 4), но объемные запасы по этим участкам не превышают предельного значения. Оценочные скважины, пробуренные на объекте 6, несмотря на то, что вскрыли пласты с высокой остаточной нефтенасыщенностью, почти не поддаются освоению. [27]
Собственная активность последних невелика. По-видимому, ассоциация значительной части порфириновых комплексов с асфальтенами и является причиной того, что многие исследователи поверхностную активность нефти приписывали асфальтенам, хотя в действительности не асфальтены, а МП, содержащиеся в асфальтенах, являются одной из основных причин образования устойчивых пленок и эмульсий на поверхности раздела фаз, что приводит к неполному вытеснению нефти из пласта. Кроме того, МП образуют с реакционноспособными соединениями нефтей устойчивые ассоциаты и надмолекулярные структуры. Наличие жесткост-руктурных ассоциатов предопределяет повышенную вязкость, низкую фазовую проницаемость при гетерофазной фильтрации, высокую адгезию на поверхности поровых каналов и, как следствие, высокую остаточную нефтенасыщенность обводненных коллекторов. [28]
Из промыслового опыта известно, что заводнение неэффективно при вязкости пластовой нефти свыше 20 - 25 сантипуаз. При этом требуются высокие водонефтяные факторы на протяжении длительного периода. Как только произойдет прорыв воды в наиболее проницаемых зонах, то при высокой вязкости нефти вытеснение ее из менее проницаемых слоев пласта замедлится и начнут сильно возрастать водонефтяные факторы. При крайне высокой вязкости пластовой нефти эффективность микроскопического вытеснения ее водой также может сильно снизиться, и вода может пройти сквозь нефть отдельными ходами, как через несмачивающую фазу, сохраняя в пласте высокую остаточную нефтенасыщенность. Для нефтей, имеющих умеренную вязкость, сомнительно, чтобы эффективность вымывания нефти водой находилась в какой-либо зависимости от вязкости. Исследования по вытеснению нефти из кернов песчаника показывают одинаковую остаточную нефтенасыщенность в интервале вязкостей нефти от 6 до 20 сантипуаз и только для нефти с вязкостью 49 3 сантипуаз остаточная нефтенасыщенность резко увеличилась. [29]
На Туймазинском месторождении впервые была осуществлена в крупных масштабах разработка скважин с поддержанием пластового давления заводнением. При этом характер обводнения продуктивных пластов был довольно сложный. Процесс обводнения был значительно усложнен в связи с освоением внутриконтурного и блокового заводнения. В периферийных частях месторождения обводнение связано с интенсивным движением по более проницаемым участкам. Все указанное определило неравномерный характер распределения остаточных извлекаемых запасов нефти как по площади, так и по толщине пласта. В связи с этим важное значение имеет разработка заводненных участков с высокой остаточной нефтенасыщенностью. [30]